ONTARIO POWER GENERATION INC. RAPPORT DE GESTION 31 DÉCEMBRE 2025

ONTARIOPOWER GENERATION

RAPPORT ANNUEL 2025

TABLE DES MATIÈRES

Énoncés prospectifs 4
La Société 6
Mécanismes de revenus pour la production réglementée et la production non réglementée 10
Faits saillants 14
Faits nouveaux importants 18
Activités de base et perspectives 23
Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable 38
Analyse des résultats d'exploitation par secteur d'activité 46
Production nucléaire réglementée 46
Services nucléaires durables réglementés 47
Production hydroélectrique réglementée 49
Production hydroélectrique visée par contrats et autre 50
Secteur Atura Power 51
Situation de trésorerie et sources de financement 52
Faits saillants du bilan 57
Principales méthodes comptables et estimations comptables critiques 58
Gestion des risques 67
Opérations entre parties liées 81
Contrôle interne à l'égard de l'information financière et contrôles de communication de l'information 83
Quatrième trimestre 84
Faits saillants financiers trimestriels et annuels 87
Indicateurs clés du rendement d'exploitation et mesures financières non conformes aux PCGR 88

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RAPPORT DE GESTION

Le présent rapport de gestion doit être lu avec les états financiers consolidés audités et les notes annexes d'Ontario Power Generation Inc. et de ses filiales (OPG ou la Société) au 31 décembre 2025 et pour l'exercice clos à cette date. Les états financiers consolidés audités d'OPG sont préparés selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (les PCGR des États-Unis) et sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.

Conformément au Règlement de l'Ontario 395/11, dans sa version modifiée, en vertu de la Loi sur l'administration financière (Ontario), OPG a adopté les PCGR des États-Unis pour la présentation de ses états financiers consolidés à compter du 1er janvier 2012. De plus, depuis cette date, OPG a obtenu une dispense de la Commission des valeurs mobilières de l'Ontario (CVMO) lui permettant d'appliquer les PCGR des États-Unis plutôt que les Normes internationales d'information financière (IFRS). En décembre 2025, la CVMO a approuvé la dispense permettant à la Société de continuer d'appliquer les PCGR des États-Unis jusqu'au 1er janvier 2032. Les modalités de la dispense sont soumises à certaines conditions, de sorte que la dispense pourrait prendre fin avant le 1er janvier 2032. Pour plus de détails, se reporter à la rubrique Principales méthodes comptables et estimations comptables critiques, sous Dispense pour la présentation de l'information financière selon les PCGR des États-Unis. Le présent rapport de gestion est daté du 12 mars 2026.

D'autres renseignements sur OPG, y compris la notice annuelle de la Société, sont accessibles sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.com et sur le site Web de la Société à l'adresse www.opg.com.

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ÉNONCÉS PROSPECTIFS

Le rapport de gestion comprend des énoncés prospectifs qui reflètent les points de vue actuels d'OPG à l'égard de certains événements et circonstances futurs. Tout énoncé contenu dans le présent document qui n'est pas actuel ou historique est un énoncé prospectif. Des mots tels que anticiper, croire, budgéter, envisager, prévoir, estimer, pouvoir, s'attendre à, projeter, avoir l'intention de, planifier, rechercher, viser, objectif et stratégie, et des verbes conjugués au futur et au conditionnel et des expressions similaires sont habituellement utilisés par OPG afin d'indiquer des énoncés prospectifs. L'absence de telles expressions ne signifie pas qu'un énoncé n'est pas prospectif.

Tous les énoncés prospectifs reposent sur des hypothèses et comportent des risques et des incertitudes, y compris ceux figurant à la rubrique Gestion des risques, et des prévisions décrites à la rubrique Activités de base et perspectives. Tous ces énoncés pourraient être inexacts de façon importante. Plus particulièrement, les énoncés prospectifs peuvent comprendre des hypothèses comme celles qui sont liées à la performance, à la disponibilité et à la durée de vie utile des centrales d'OPG, aux coûts du combustible, à la production de base excédentaire, aux obligations et aux coûts liés à l'enlèvement d'immobilisations et à la gestion des déchets nucléaires, à la disponibilité d'installations pour l'évacuation permanente du combustible nucléaire irradié et d'autres déchets nucléaires, au rendement des fonds distincts nucléaires et de la caisse de retraite d'OPG et aux revenus qui en découlent, à la réfection des centrales existantes, à l'aménagement et à la construction de nouvelles centrales, aux acquisitions, y compris le moment de leur réalisation et le respect des conditions de clôture, et à d'autres possibilités d'expansion, au rendement des entreprises acquises, aux transactions de désinvestissement, y compris le moment de leur réalisation et le respect des conditions de clôture, aux obligations et aux coûts liés aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux avantages complémentaires de retraite, aux impôts sur les bénéfices, à l'ébauche de nouvelle législation, aux politiques gouvernementales, y compris les tarifs et l'environnement commercial, à l'évolution continue et à la croissance du secteur et du marché de l'électricité en Ontario, au Canada et aux États-Unis (É.-U.), à l'application continue et au renouvellement des conventions d'approvisionnement en énergie (CAE) avec la Société indépendante d'exploitation du réseau d'électricité (SIERE) et d'autres accords pour les centrales à tarifs non réglementés, à l'inflation, aux taux d'intérêt, aux taux de change, aux prix des marchandises, aux tarifs de l'électricité des marchés de gros, aux exigences environnementales et autres exigences réglementaires, aux demandes de permis d'exploitation déposées auprès de la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN), aux faits nouveaux en matière de santé, de sécurité et d'environnement, aux changements à la main-d'œuvre de la Société, au renouvellement de conventions collectives, aux événements liés à la poursuite des activités, aux conditions météorologiques, aux changements climatiques, aux changements technologiques, aux événements géopolitiques, au financement et aux liquidités, aux sources et aux transactions de financement, aux demandes de tarifs réglementés déposées auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario (CEO), à l'incidence des décisions réglementaires prises par la CEO et d'autres organismes de réglementation, aux programmes d'investissement dans l'énergie propre du gouvernement, aux prévisions de bénéfice, aux flux de trésorerie, au bénéfice avant intérêts, aux impôts sur les bénéfices et amortissement, à la marge brute, aux charges d'exploitation, de maintenance et d'administration, aux dépenses liées aux projets et autres dépenses, au maintien en poste du personnel clé, à la disponibilité et à la capacité de la chaîne d'approvisionnement et au rendement des fournisseurs et des tiers. Par conséquent, il est conseillé de ne pas se fier indûment aux énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs figurant dans le présent rapport de gestion ne sont valables qu'à la date du présent rapport de gestion. Sauf si les lois sur les valeurs mobilières l'exigent, OPG ne s'engage pas à publier une mise à jour des énoncés prospectifs pour refléter de nouvelles informations ou des événements futurs, ou autrement.

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Utilisation de mesures financières non conformes aux PCGR

La Société utilise les mesures de la performance financière non conformes aux PCGR suivantes dans son rapport de gestion :

Bénéfice avant intérêts, impôts sur les bénéfices et amortissement
Marge brute

Pour une description de chaque mesure non conforme aux PCGR utilisée dans le présent rapport de gestion, se reporter à la rubrique Indicateurs clés du rendement d'exploitation et mesures financières non conformes aux PCGR. Les mesures de performance financière non conformes aux PCGR dont il est question dans le présent rapport de gestion visent à fournir aux investisseurs des informations additionnelles et n'ont pas de définition normalisée selon les PCGR des États-Unis. Par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres émetteurs et ne devraient pas être utilisées isolément ou en remplacement de mesures établies selon les PCGR des États-Unis.

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LA SOCIÉTÉ

OPG est une entreprise ontarienne dont la principale activité est la production et la vente d'électricité. Constituée en vertu de la Loi sur les sociétés par actions (Ontario), OPG est une société en propriété exclusive de la province d'Ontario (la Province ou l'actionnaire). Au 31 décembre 2025, le portefeuille de production d'électricité d'OPG avait une capacité en service de 18 096 mégawatts (MW).

Au 31 décembre 2025, OPG détenait et exploitait 2 centrales nucléaires, 66 centrales hydroélectriques, 2 centrales thermiques, 1 centrale solaire et 4 centrales alimentées au gaz à cycle combiné (cycle combiné) en Ontario, au Canada. Les centrales à cycle combiné sont détenues et exploitées par l'intermédiaire d'Atura Power, filiale en propriété exclusive de la Société. Par l'intermédiaire de DNNP LP, filiale de la Société, OPG est également en train de construire le premier petit réacteur modulaire (PRM) intégré au réseau sur le site du Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington (PNCND), en Ontario, au Canada. En décembre 2025, DNNP LP a conclu un contrat de location à l'égard du site du PNCND avec Ontario Power Generation Inc. à qui elle a remboursé les dépenses d'investissement engagées à ce jour dans le cadre du PNCND.

Au 31 décembre 2025, par l'intermédiaire d'une filiale établie aux États-Unis, OPG détenait et exploitait, en propriété exclusive ou en copropriété, des actifs de production et d'aménagement hydroélectriques et solaires, ou détenait des participations minoritaires dans de tels actifs, aux États-Unis (Eagle Creek). En octobre 2025, OPG a conclu un accord visant la vente d'Eagle Creek. Par suite de la clôture de la transaction le 9 janvier 2026, la Société ne possède plus d'activités ou d'installations de production d'électricité aux États-Unis. Au 31 décembre 2025, le portefeuille de production d'électricité d'Eagle Creek avait une capacité en service de 701 MW. Pour de plus amples renseignements sur la transaction, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Vente des activités de production d'électricité aux États-Unis.

Les revenus tirés des installations dans lesquelles OPG est copropriétaire ou détient une participation minoritaire sont comptabilisés à la valeur de consolidation. La quote-part revenant à OPG de la capacité en service et du volume de production d'électricité des centrales détenues en copropriété ou dans lesquelles la Société détient une participation minoritaire est comprise dans les statistiques sur le portefeuille de production figurant dans le présent rapport de gestion.

De plus, au 31 décembre 2025, OPG détenait deux centrales nucléaires en Ontario, au Canada, la centrale Bruce A et la centrale Bruce B (les centrales nucléaires Bruce), qui sont louées à long terme à Bruce Power L.P. (Bruce Power) qui les exploite. Ces installations louées ne sont pas comprises dans les statistiques sur le portefeuille de production d'électricité et les autres statistiques d'exploitation figurant dans le présent rapport.

Vision et stratégie de l'entreprise

La vision d'OPG est d'électrifier le quotidien en l'espace d'une génération, et sa mission est de bâtir un avenir durable alimenté par l'électricité, les idées et les employés de la Société.

La stratégie d'entreprise d'OPG, qui définit son orientation stratégique pour l'avenir, guide les mesures que la Société prendra pour aider l'Ontario à répondre à la demande grandissante d'électricité, tout en générant de la valeur pour l'actionnaire et en soutenant la croissance, la fiabilité et la sécurité des services énergétiques de la Province. La stratégie appuie le Plan intégré de l'énergie de l'Ontario et établit les domaines prioritaires à long terme suivants pour OPG : construction de nouvelles infrastructures énergétiques, modernisation des activités et création de valeur pour les clients, et soutien à l'électrification et à la croissance de la demande. Pour de plus amples renseignements sur la stratégie d'entreprise d'OPG, se reporter à la rubrique Description de l'entreprise, sous Stratégie de l'entreprise, de la notice annuelle 2025 de la Société. Pour de plus amples renseignements sur le Plan intégré de l'énergie de l'Ontario, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Plan intégré de l'énergie de l'Ontario.

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Structure de présentation et secteurs d'activité

Au 31 décembre 2025, OPG se composait des secteurs d'activité isolables suivants :

Production nucléaire réglementée
Services nucléaires durables réglementés
Production hydroélectrique réglementée
Production hydroélectrique visée par contrats et autre
Atura Power

OPG obtient des tarifs réglementés pour l'électricité produite par la majorité de ses centrales hydroélectriques en Ontario et la totalité des installations nucléaires qu'elle exploite (collectivement, les installations visées par un règlement ou installations réglementées). Ces installations réglementées situées en Ontario comprennent 54 centrales hydroélectriques installées sur de nombreux réseaux hydrographiques importants de la Province, la centrale nucléaire Pickering (la centrale Pickering) et la centrale nucléaire Darlington (la centrale Darlington), et constituent des installations réglementées par la CEO aux termes du Règlement de l'Ontario 53/05 en vertu de la Loi de 1998 sur la Commission de l'énergie de l'Ontario (Règlement de l'Ontario 53/05). Les résultats d'exploitation de ces installations réglementées sont présentés dans les secteurs d'activité Production hydroélectrique réglementée et Production nucléaire réglementée, respectivement. Aux termes du Règlement de l'Ontario 53/05 également, tous les PRM situés sur le site du PNCND constituent des installations réglementées par la CEO, et les dépenses et les résultats d'exploitation de DNNP LP en lien avec ces projets sont inclus dans le secteur Production nucléaire réglementée. Le secteur Production nucléaire réglementée comprend aussi les revenus tirés des centrales louées à Bruce Power.

Le secteur Services nucléaires durables réglementés présente les résultats des activités de la Société liés à la gestion du combustible nucléaire irradié et des déchets irradiés de faible activité et de moyenne activité (appelées déchets de faible activité et de moyenne activité), au déclassement des centrales nucléaires d'OPG, à la gestion de l'enlèvement d'immobilisations nucléaires et de fonds distincts de gestion des déchets nucléaires (Fonds distincts nucléaires), et aux activités connexes, y compris l'inspection et la maintenance des installations de stockage du combustible nucléaire irradié et des déchets de faible activité et de moyenne activité.

Les centrales non réglementées d'OPG présentées dans le secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre comprennent 12 centrales hydroélectriques, deux centrales thermiques et une centrale solaire situées en Ontario, qui sont exploitées en vertu de CAE avec la SIERE. Au 31 décembre 2025, par l'intermédiaire d'Eagle Creek, ce secteur d'activité comprenait également 85 centrales hydroélectriques, détenues et exploitées en propriété exclusive ou en copropriété, et 1 centrale solaire situées aux États-Unis.

Le secteur Atura Power présente les résultats des activités d'Atura Power, qui comprend un portefeuille de centrales à cycle combiné situées en Ontario. Le portefeuille comprend les centrales Napanee, Halton Hills, Portlands Energy Centre et Brighton Beach. Les centrales sont exploitées en vertu de CAE avec la SIERE. En outre, le secteur comprend les charges d'Atura Power relatives aux projets de développement de l'entreprise, y compris le système de stockage d'énergie par batteries à la centrale Napanee (Napanee BESS), l'agrandissement de la centrale à cycle combiné à la centrale Napanee (projet d'agrandissement de la centrale Napanee à cycle combiné) et le Niagara Hydrogen Centre (NHC), qui sont tous des projets en construction.

Pour une description détaillée des secteurs d'OPG, se reporter à la rubrique Analyse des résultats d'exploitation par secteur d'activité.

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Tendances

La production d'électricité et les résultats financiers trimestriels du secteur Production nucléaire réglementée d'OPG sont principalement touchés par les cycles d'interruptions liés à la maintenance, les interruptions non planifiées et le calendrier des activités de réfection des centrales nucléaires qui peuvent donner lieu à une variabilité d'une période à l'autre des résultats financiers d'OPG. Le cycle d'interruptions lié à la maintenance de chaque centrale nucléaire d'OPG établit le nombre d'interruptions planifiées dans un exercice donné. Les cycles d'interruptions ont pour objet de veiller à la sécurité et à la fiabilité de l'exploitation à long terme des centrales et à leur conformité avec les exigences réglementaires de la CCSN.

Les centrales nucléaires Darlington et Pickering ont été conçues pour fonctionner à pleine puissance en tant qu'installations de base et, par conséquent, leur production d'électricité ne suit pas les variations de la demande dans le cadre du raccordement de production décentralisée au réseau de distribution. La centrale Pickering devrait être mise à l'arrêt en septembre 2026 en prévision des travaux de réfection des unités 5 à 8 de la centrale. Les unités 1 à 4 de la centrale Pickering ont été fermées de façon permanente et ont été ou sont mises en état d'arrêt sécuritaire. Pour de plus amples renseignements sur le plan d'OPG concernant la poursuite des activités des unités 5 à 8 de la centrale Pickering, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Réfection de la centrale Pickering, et à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence opérationnelle – Production d'électricité et fiabilité.

La production d'électricité trimestrielle d'OPG dans les secteurs Production hydroélectrique réglementée, Production hydroélectrique visée par contrats et autre, et Atura Power est touchée par des variations de la demande dans le cadre du raccordement de production décentralisée au réseau de distribution. Ces variations de la demande sont principalement causées par des fluctuations saisonnières des conditions météorologiques, de l'évolution des conditions économiques, de l'incidence des petits producteurs intégrés dans les réseaux de distribution et des répercussions des efforts en matière de conservation. En Ontario, la demande d'électricité a toujours été plus forte en hiver et en été en raison de la demande de chauffage et de climatisation. L'incidence financière de la perte de la production d'électricité hydroélectrique du secteur Production hydroélectrique réglementée dans des conditions de production excédentaire est atténuée par un compte d'écarts réglementaire autorisé par la CEO.

La production d'électricité trimestrielle d'OPG depuis ses centrales hydroélectriques est touchée par les conditions météorologiques qui ont une incidence sur le débit de l'eau. Les débits d'eau ont toujours été plus élevés au deuxième trimestre en raison de la fonte des neiges et des glaces dans les réseaux fluviaux. L'incidence financière de la variabilité des débits d'eau du secteur Production hydroélectrique réglementée est atténuée par un compte d'écarts réglementaire autorisé par la CEO.

L'incidence financière des variations de la production d'hydroélectricité des secteurs Production hydroélectrique visée par contrats et autre et Atura Power est atténuée pour les centrales liées par contrat en Ontario par les modalités des CAE applicables avec la SIERE.

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Capacité de production en service

La capacité de production en service d'OPG par secteur d'activité aux 31 décembre se présentait comme suit :

(en MW)	2025	2024
Production nucléaire réglementée 1	4 698	4 698
Production hydroélectrique réglementée 2	6 572	6 566
Production hydroélectrique visée par contrats et autre 2, 3	4 083	4 080
Atura Power	2 743	2 715
Total 4	18 096	18 059

1 Aux 31 décembre 2025 et 2024, la capacité de production en service ne tenait pas compte de l'unité 4 de la centrale Darlington. L'unité 4 a été mise à l'arrêt pour réfection en juillet 2023 et a une capacité de production de 878 MW. Aux 31 décembre 2025 et 2024, la centrale Darlington comptait trois unités en service et la centrale Pickering, quatre. 2 La capacité de production en service est initialement fondée sur des estimations au moment de la mise en service. La capacité de production finale peut être différente une fois que les évaluations techniques ont été réalisées et vérifiées. 3 Comprend la quote-part d'OPG de la capacité de production en service des centrales hydroélectriques détenues en copropriété et dans lesquelles la Société détient une participation minoritaire par l'intermédiaire d'Eagle Creek. Au 31 décembre 2025, la capacité en service d'Eagle Creek comprenait la production de 698 MW des centrales hydroélectriques et la production de 3 MW d'une centrale solaire détenue et exploitée qui a été mise en service en décembre 2025. Avec prise d'effet le 9 janvier 2026, OPG a clôturé la vente d'Eagle Creek. 4 La capacité de production en service représente la partie de la capacité installée (le niveau le plus élevé de production en MW qu'une unité de production peut maintenir indéfiniment dans des conditions normales, sans subir de dommages) qui n'a pas été mise hors service. Les centrales louées à Bruce Power sont exclues des statistiques sur la production d'électricité et l'exploitation figurant dans le présent rapport de gestion.

Au 31 décembre 2025, la capacité de production en service totale avait augmenté de 37 MW par rapport à celle au 31 décembre 2024. L'augmentation est principalement attribuable à la fin des travaux visant la mise à niveau de la capacité de production liée par contrat à la centrale Halton Hills au premier trimestre de 2025, conformément à ce qui avait été précédemment autorisé par la SIERE.

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MÉCANISMES DE REVENUS POUR LA PRODUCTION RÉGLEMENTÉE ET LA PRODUCTION NON RÉGLEMENTÉE

Production réglementée

La plus grande partie de la production d'électricité d'OPG est assurée par les secteurs Production nucléaire réglementée et Production hydroélectrique réglementée. La CEO fixe les tarifs volumétriques de l'électricité produite par ces centrales nucléaires et hydroélectriques réglementées situées en Ontario. La CEO est un tribunal indépendant quasi judiciaire qui rend des comptes à l'Assemblée législative de la Province par l'intermédiaire du ministère de l'Énergie et des Mines de l'Ontario et qui régit les intervenants du marché dans les secteurs de l'électricité et du gaz naturel de l'Ontario. Le mandat et l'autorité de la CEO lui sont conférés par la Loi de 1998 sur la Commission de l'énergie de l'Ontario, la Loi de 1998 sur l'électricité et bon nombre d'autres lois provinciales.

Les tarifs réglementés d'OPG visent généralement à lui permettre de recouvrer, en fonction des prévisions de volumes de production, les charges d'exploitation et les dépenses d'investissement autorisées et de dégager un taux de rendement prescrit sur la partie des capitaux propres présumée du capital investi dans les actifs réglementés, ce qui est considéré comme la base tarifaire. La base tarifaire pour les installations réglementées d'OPG représente le niveau net moyen des investissements dans les immobilisations corporelles et les actifs incorporels en service connexes et une provision pour le fonds de roulement. Aux termes du Règlement de l'Ontario 53/05, la CEO doit respecter certaines exigences relatives à l'établissement de tarifs réglementés pour les installations visées d'OPG. Les résultats des demandes de tarifs réglementés déposées par OPG auprès de la CEO déterminent en grande partie les revenus de la Société et peuvent avoir une incidence importante sur sa situation financière.

En décembre 2025, la Province a modifié le Règlement de l'Ontario 53/05 afin de prescrire DNNP LP comme un nouveau producteur d'électricité à tarifs réglementés par la CEO, sous réserve du respect de certaines conditions par DNNP LP d'une manière jugée satisfaisante par la CEO, et d'établir certaines exigences supplémentaires que la CEO doit respecter relativement à l'établissement de tarifs réglementés pour les PRM du PNCND et les installations nucléaires existantes d'OPG. Parmi ces nouvelles exigences, le Règlement de l'Ontario 53/05 a mis en place un mécanisme pour que les tarifs réglementés d'OPG lui permettent de recouvrer les montants d'intérêts à l'égard des dépenses d'investissement pour le projet de réfection de la centrale Pickering et des dépenses d'investissement du PNCND avant la mise en service de ces actifs, avec prise d'effet le 1er janvier 2026. Ontario Power Generation Inc. et DNNP LP sont les seuls producteurs d'électricité de l'Ontario assujettis à la réglementation des tarifs par la CEO. Pour de plus amples renseignements sur les modifications apportées en décembre 2025 au Règlement de l'Ontario 53/05, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Dispositions réglementaires autorisant le recouvrement des frais d'intérêts pendant la construction des principaux projets nucléaires d'OPG, et à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Vigueur financière – Dégager un rendement approprié.

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Le tableau qui suit présente les tarifs réglementés approuvés par la CEO pour l'électricité produite par les centrales à tarifs réglementés en Ontario pour la période du 1er janvier 2024 au 31 décembre 2026 en vigueur à la date du présent rapport de gestion :

($/MWh)	2024	2025	2026
Production nucléaire réglementée
Tarif de base réglementé^{1}	103,48	102,85	111,33
Avenants tarifaires sur les comptes de report et d’écarts^{2}	4,28	8,76	12,43
Total du tarif réglementé	107,76	111,61	123,76
Production hydroélectrique réglementée
Tarif réglementé de base	43,88	43,88	43,88
Avenants tarifaires sur les comptes de report et d’écarts^{2}	3,64	3,30	3,30
Total du tarif réglementé	47,52	47,18	47,18

1 Les tarifs de base réglementés des centrales nucléaires pour la période de 2022 à 2026 ont été fixés selon une approche de nivellement des tarifs qui a reporté, au cours de certaines années, une partie des besoins en revenus annuels tirés de la production nucléaire approuvés en vue d'un recouvrement futur dans le compte de report lié au nivellement des tarifs. Les tarifs de base réglementés des centrales nucléaires n'incluent aucun montant reporté dans le compte de report lié au nivellement des tarifs. 2 Les avenants tarifaires sur les comptes de report et d’écarts rendent compte de l'ordonnance relative au montant des paiements de janvier 2022 de la CEO autorisant le recouvrement et le remboursement des soldes inscrits dans les comptes de report et d’écarts réglementaires au 31 décembre 2019 et, à compter de juillet 2024, de la décision et de l'ordonnance de la CEO rendues en juin 2024 autorisant le recouvrement et le remboursement des soldes inscrits dans les comptes de report et d’écarts réglementaires au 31 décembre 2022.

Tarifs de base réglementés

Les tarifs de base réglementés en vigueur à compter du 1er janvier 2022 ont été établis conformément à l'ordonnance relative au montant des paiements de janvier 2022 de la CEO, tenant compte des décisions de la CEO publiées au second semestre de 2021 concernant la demande d'OPG visant de nouveaux tarifs réglementés pour la période de 2022 à 2026. Les décisions prennent en compte l'approbation d'un règlement proposé entre OPG et les intervenants à l'égard de la plupart des questions comprises dans la demande (l'entente de règlement de 2021), tandis que le tarif de base réglementé pour la production hydroélectrique réglementée d'OPG (tarif de base réglementé de l'hydroélectricité) pour la période du 1er janvier 2022 au 31 décembre 2026 a été fixé afin qu'il corresponde au tarif de base réglementé de l'hydroélectricité de 2021 en vertu du Règlement de l'Ontario 53/05. Les tarifs réglementés fixés pour la période de 2022 à 2026 ont soutenu les activités résiduelles du projet de réfection de la centrale Darlington, les activités courantes de la centrale Pickering jusqu'aux dates de fermeture prévues et l'exploitation continue des centrales hydroélectriques réglementées d'OPG. Les décisions de la CEO concernant la demande ont appuyé également l'avancement des PRM sur le site du PNCND.

Depuis 2017, les tarifs de base réglementés pour la production d'électricité nucléaire d'OPG (tarifs de base réglementés des centrales nucléaires) sont fixés aux termes d'un cadre de réglementation incitative adapté, en fonction des besoins en revenus et des prévisions de production au titre des activités nucléaires, conformément à ce qui est approuvé par la CEO pour chaque année. Les besoins en revenus tirés de la production nucléaire qui sont approuvés par la CEO pour chacune des années sont fondés sur les charges d'exploitation d'OPG autorisées par la CEO et sur le rendement de la base tarifaire, diminués d'un facteur de productivité supplémentaire. Conformément au Règlement de l'Ontario 53/05, les besoins en revenus de la production nucléaire d'OPG sont ajustés du montant des revenus d'OPG, déduction faite des coûts, tirés de la location des centrales nucléaires Bruce à Bruce Power, de sorte que les revenus connexes d'OPG font diminuer les besoins en revenus tirés de la production nucléaire alors que les coûts connexes d'OPG les font augmenter. Conformément aux exigences du Règlement de l'Ontario 53/05 applicables au cours du projet de réfection de la centrale Darlington, au moment de fixer les tarifs de base réglementés des centrales nucléaires en vigueur à compter du 1er janvier 2022, la CEO a reporté, pour certaines années au cours de la période de 2022 à 2026, une partie des besoins en revenus annuels tirés de la production nucléaire approuvés en vue d'un recouvrement futur dans le compte de report lié au nivellement des tarifs.

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Avant d'être fixés afin qu'ils correspondent au tarif de base réglementé de l'hydroélectricité de 2021 en vertu du Règlement de l'Ontario 53/05 avec prise d'effet le 1er janvier 2022, les tarifs de base réglementés de l'hydroélectricité étaient établis depuis 2017 à l'aide d'une méthode de tarification fondée sur une réglementation incitative, en augmentant chaque année les tarifs de base réglementés de l'hydroélectricité précédemment fixés en fonction du coût des services prévus, avec certains ajustements, selon une formule approuvée par la CEO correspondant à un facteur d'inflation fondé sur des indices publiés annuellement par la CEO, diminué d'un facteur de productivité supplémentaire.

Pour de plus amples renseignements sur les tarifs réglementés en vigueur à compter du 1er janvier 2022, se reporter à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Vigueur financière – Dégager un rendement approprié.

En décembre 2025, OPG a déposé auprès de la CEO une demande de nouveaux tarifs réglementés pour une période de cinq ans à l'égard de l'électricité produite par les centrales nucléaires et hydroélectriques réglementées d'OPG, y compris les PRM du PNCND pour le compte de DNNP LP, en vue d'une entrée en vigueur proposée le 1er janvier 2027. La demande reflète les modifications apportées au Règlement de l'Ontario 53/05 en décembre 2025. En ce qui concerne les centrales nucléaires, la demande propose que les tarifs de base réglementés soient fixés aux termes d'un cadre de réglementation incitative adapté, conformément aux demandes de tarifs réglementés précédemment déposées par OPG, en fonction des besoins en revenus et des prévisions de production pour chacune des cinq années. Comme l'exige le Règlement de l'Ontario 53/05, au cours de toute période précédant la date de prise d'effet de la première ordonnance de la CEO établissant les tarifs réglementés pour les PRM du PNCND après l'achèvement dudit projet, la demande porte sur des tarifs de base réglementés combinés pour les centrales nucléaires existantes d'OPG et les PRM du PNCND, calculés en combinant les besoins en revenus et les prévisions de production sur une base annuelle des installations respectives. En ce qui concerne les centrales hydroélectriques réglementées, la demande propose que les tarifs de base réglementés soient fixés aux termes d'un cadre de réglementation incitative adapté qui redéfinirait le tarif de base réglementé en fonction du coût des services prévus pour l'année 2027, selon les besoins en revenus et les prévisions de production correspondants, et pour les quatre années suivantes, en augmentant chaque année le tarif selon une formule qui tient compte d'un facteur d'inflation fondé sur des indices publiés annuellement par la CEO, majoré d'un ajustement au titre du financement des dépenses d'investissement supplémentaires en appui aux niveaux d'investissement prévus et diminué d'un facteur de productivité supplémentaire. Les tarifs réglementés proposés permettraient à OPG d'investir dans ses actifs nucléaires et hydroélectriques afin de contribuer à satisfaire la demande croissante d'électricité en Ontario, conformément au Plan intégré de l'énergie de l'Ontario. La CEO a traité la demande d'OPG, et l'audience publique est en cours.

Avenants tarifaires sur les comptes de report et d'écarts

Généralement, les comptes de report et d'écarts réglementaires (comptes réglementaires) sont établis par la CEO pour tenir compte, aux fins d'examen et d'approbation ultérieurs, des écarts entre les coûts et les revenus réels par rapport aux montants prévus correspondants qui avaient été approuvés par la CEO au moment de l'établissement des tarifs réglementés, ou pour tenir compte de l'incidence d'éléments qui ne sont pas reflétés dans les tarifs réglementés qui ont été approuvés. Ces comptes aident habituellement à atténuer les risques et incertitudes auxquels sont exposés l'entité réglementée et ses clients. Certains comptes réglementaires d'OPG, y compris ceux à l'égard de DNNP LP, sont établis conformément au Règlement de l'Ontario 53/05. Les revenus tirés, ou réduits, du recouvrement, ou du remboursement, des soldes des comptes réglementaires ont été en grande partie contrebalancés par l'amortissement des actifs réglementaires et des passifs réglementaires correspondants comptabilisés au bilan consolidé. La description des comptes réglementaires d'OPG figure à la note 6 des états financiers consolidés audités de 2025 d'OPG.

L'ordonnance visant le montant des paiements de la CEO de janvier 2022 liée à la demande d'OPG visant de nouveaux tarifs réglementaires pour la période de 2022 à 2026 a approuvé de nouveaux avenants tarifaires sur la production d'électricité nucléaire et hydroélectrique réglementée, avec prise d'effet le 1er janvier 2022, en vue de l'utilisation des soldes des comptes réglementaires au 31 décembre 2019, moins les montants déjà approuvés pour le recouvrement ou le remboursement de tels soldes au moyen d'avenants tarifaires existants. En juin 2024, la CEO a rendu une

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décision et une ordonnance approuvant une proposition de règlement complet de la demande présentée par OPG en 2023 concernant l'utilisation des soldes des comptes réglementaires au 31 décembre 2022, moins les montants déjà approuvés pour le recouvrement ou le remboursement de tels soldes au moyen d'avenants tarifaires existants, et la mise en place d'avenants tarifaires supplémentaires sur la production d'électricité nucléaire et hydroélectrique réglementée à l'égard de cette utilisation.

La demande visant de nouveaux tarifs réglementés, déposée auprès de la CEO par OPG en décembre 2025, porte sur de nouveaux avenants tarifaires, avec prise d'effet le 1er janvier 2027, visant à recouvrer ou à rembourser les soldes au 31 décembre 2024 de la plupart des comptes réglementaires de la Société, y compris le compte de report lié au nivellement des tarifs, moins les montants déjà approuvés pour le recouvrement ou le remboursement de tels soldes au moyen d'avenants tarifaires en vigueur au 31 décembre 2026. La demande vise également le maintien de la plupart des comptes de report et d'écarts en place et propose de nouveaux comptes de report et d'écarts, notamment à l'égard de DNNP LP.

Production non réglementée

Tous les actifs de production non réglementée d'OPG situés en Ontario sont visés par des CAE avec la SIERE. Au 31 décembre 2025, les contrats visant les actifs de production situés en Ontario avaient les dates d'échéance suivantes :

Centrale	Type de production	Durée	Date d'échéance contractuelle
Production hydroélectrique visée par contrats et autre
Centrale Atikokan	Biomasse	5 ans	Juillet 2029
Centrale Lennox^{1}	Pétrole ou gaz naturel	7 ans + 5 ans	Avril 2034
Centrale solaire Nanticoke	Solaire	20 ans	Mars 2039
Centrales Lac Seul et Ear Falls	Hydroélectrique	50 ans	Février 2059
Centrale Healey Falls	Hydroélectrique	50 ans	Avril 2060
Centrales Sandy Falls, Wawaitin, Lower Sturgeon et Hound Chute	Hydroélectrique	50 ans	Décembre 2060
Centrales Little Long, Harmon, Smoky Falls et Kipling^{2}	Hydroélectrique	50 ans	Janvier 2064
Centrale Peter Sutherland Sr.	Hydroélectrique	50 ans	Mars 2067
Atura Power
Portlands Energy Centre^{3}	Gaz naturel	20 ans	Avril 2029
Centrale Brighton Beach	Gaz naturel	10 ans	Juillet 2034
Centrale Halton Hills	Gaz naturel	25 ans	Avril 2035
Centrale Napanee	Gaz naturel	20 ans	Mars 2040

1 En mai 2025, OPG a conclu une nouvelle convention d'une durée de cinq ans pour la centrale. L'actuelle CAE demeure en vigueur jusqu'en avril 2029, date à laquelle la nouvelle CAE venant à échéance en avril 2034 entrera en vigueur. 2 Ces centrales sont aussi connues sous le nom de centrales Lower Mattagami. 3 La CAE comprend une option de prolongation qui peut être exercée, en 2028, par Atura Power ou la SIERE pour reporter l'échéance contractuelle de cinq ans, sous réserve de certaines conditions.

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FAITS SAILLANTS

Aperçu des résultats

La présente section donne un aperçu des résultats d'exploitation d'OPG pour les exercices clos les 31 décembre 2025 et 2024. Une analyse du rendement d'OPG par secteur d'activité figure à la rubrique Analyse des résultats d'exploitation par secteur d'activité.

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024
Revenus	8 355	7 187
Charges liées au combustible	1 421	1 049
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	2 816	3 318
Amortissement	1 413	1 270
Désactualisation des passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations et à la gestion des déchets nucléaires	1 243	1 221
Rendement des fonds pour enlèvement d'immobilisations	(1 138)	(1 102)
Autres charges, montant net	425	69
Bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	2 175	1 362
Intérêts débiteurs, montant net	194	186
Charge d'impôts	453	170
Bénéfice net	1 528	1 006
Bénéfice net attribuable à l'actionnaire	1 509	988
Bénéfice net attribuable à la participation sans contrôle 1	19	18
Production d'électricité (en TWh) 2	88,3	82,1
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation	3 708	2 211
Dépenses d'investissement 3	5 860	3 725
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts sur les bénéfices par secteur d'activité
Production nucléaire réglementée	1 399	342
Production hydroélectrique réglementée	574	581
Production hydroélectrique visée par contrats et autre	(110)	242
Atura Power	270	276
Total des secteurs d'activité de production d'électricité	2 133	1 441
Services nucléaires durables réglementés	(94)	(108)
Autres	136	29
Bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	2 175	1 362

1 Renvoie à ce qui suit : la participation de 25 % d'Amisk-oo-Skow Finance Corporation, propriété exclusive de la Première Nation Moose Cree, dans Lower Mattagami Limited Partnership, la participation de 33 % de Coral Rapids Power Corporation, propriété exclusive de la Nation Taykwa Tagamou, dans PSS Generating Station Limited Partnership, les participations respectivement de 15 % et de 5 % de sociétés en propriété exclusive de Six Nations of the Grand River Development Corporation et de la Première Nation des Mississaugas de Credit dans Nanticoke Solar LP, et les participations sans contrôle dans certaines centrales de production d'électricité aux États-Unis. 2 Comprend la quote-part d'OPG de la production d'électricité des centrales que la Société détient en copropriété ou dans lesquelles elle détient des participations minoritaires. 3 Comprénent les variations nettes des montants à payer.

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Le bénéfice net attribuable à l'actionnaire s'est établi à 1 509 millions de dollars en 2025, en hausse de 521 millions de dollars en regard de celui de 2024. Le bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices (BAII) a été de 2 175 millions de dollars pour 2025, en hausse de 813 millions de dollars par rapport à celui de 2024.

Principaux facteurs qui ont entraîné l'augmentation du BAII :

Baisse des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration de 507 millions de dollars du secteur Production nucléaire réglementée en raison surtout de la diminution des dépenses liées aux travaux de maintenance cycliques par suite du nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Darlington et à la centrale Pickering et de la fin de l'exploitation commerciale de l'unité 1 et de l'unité 4 de la centrale Pickering au quatrième trimestre de 2024.
Augmentation de 500 millions de dollars des revenus du secteur Production nucléaire réglementée liée à la hausse de 5,0 térawattheures (TWh) de la production d'électricité. La hausse de la production d'électricité s'explique principalement par la remise en service de l'unité 1 de la centrale Darlington suivant sa réfection en novembre 2024 et par le nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Darlington et à la centrale Pickering, ces facteurs ayant été contrebalancés en partie par la fin de l'exploitation commerciale de l'unité 1 et de l'unité 4 de la centrale Pickering au quatrième trimestre de 2024.

Principal facteur qui a entraîné la diminution du BAII :

Hausse des autres charges, montant net, de 356 millions de dollars du secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre, en raison essentiellement d'une perte non récurrente avant impôts de 477 millions de dollars comptabilisée au quatrième trimestre de 2025 en lien avant la vente d'Eagle Creek, compensée en partie par un gain de 83 millions de dollars comptabilisé dans la catégorie Autres au quatrième trimestre de 2025 relativement aux variations de la juste valeur de marché d'un placement non essentiel dans des instruments de capitaux propres d'une entreprise à capital fermé de technologie nucléaire. Pour de plus amples renseignements sur la transaction visant Eagle Creek, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Vente des activités de production d'électricité aux États-Unis.

Les intérêts débiteurs, montant net, ont augmenté de 8 millions de dollars en 2025 par rapport à ceux de 2024, principalement en raison de la hausse des intérêts débiteurs sur la dette à long terme de la Société imputable aux émissions d'obligations en 2024 et au premier trimestre de 2025, neutralisée en grande partie par la hausse des frais d'intérêts capitalisés au titre des dépenses liées aux projets, dont le projet de réfection de la centrale Pickering et le PNCND, et par l'augmentation des intérêts inscrits à titre de montants recouvrables auprès de clients dans des comptes réglementaires.

La charge d'impôts a augmenté de 283 millions de dollars en 2025 par rapport à celle de 2024. L'augmentation s'explique essentiellement par l'incidence de la hausse du bénéfice avant impôts sur les bénéfices.

Production d'électricité

La production d'électricité pour les exercices clos les 31 décembre se présentait comme suit :

(en TWh)	2025	2024
Production nucléaire réglementée	38,0	33,0
Production hydroélectrique réglementée	30,9	32,5
Production hydroélectrique visée par contrats et autre 1	5,6	5,0
Atura Power	13,8	11,6
Total de la production d'électricité d'OPG	88,3	82,1

1 Comprend la quote-part d'OPG de la production d'électricité des centrales hydroélectriques détenues en copropriété et dans lesquelles la Société détient une participation minoritaire.

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La production totale d'électricité d'OPG a augmenté de 6,2 TWh en 2025 par rapport à 2024.

Variations sur 12 mois de la production d'électricité :

La production d'électricité du secteur Production nucléaire réglementée a augmenté de 5,0 TWh, ce qui est surtout le fait de la production d'électricité de l'unité 1 de la centrale Darlington suivant sa remise en service après sa réfection en novembre 2024 et du nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Darlington et à la centrale Pickering. L'augmentation a été contrebalancée en partie par la baisse de la production d'électricité attribuable à la fin de l'exploitation commerciale de l'unité 1 et de l'unité 4 de la centrale Pickering au quatrième trimestre de 2024.
La production d'électricité du secteur Production hydroélectrique réglementée a diminué de 1,6 TWh en raison principalement des conditions d'afflux d'eau plus faibles dans la majeure partie de l'Ontario au cours du second semestre de 2025.
La production d'électricité du secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre a augmenté de 0,6 TWh en lien essentiellement avec la hausse des débits d'eau dans les centrales hydroélectriques visées par des contrats dans le nord-est de l'Ontario aux deuxième et troisième trimestres de 2025.
La production d'électricité du secteur Atura Power a augmenté de 2,2 TWh du fait principalement de la hausse de la demande pour la production d'électricité des centrales à cycle combiné.

En 2025, la demande d'électricité en Ontario déclarée par la SIERE s'est établie à 145,6 TWh. comparativement à 140,4 TWh en 2024, à l'exclusion des exportations d'électricité à l'extérieur de la Province.

L'énergie excédentaire en Ontario est gérée par la SIERE, principalement au moyen de réductions de la production des centrales hydroélectriques et de certaines centrales nucléaires et d'autres ressources renouvelables connectées au réseau. La suroffre d'énergie de base en Ontario a été plus élevée en 2025 qu'en 2024. La production perdue aux centrales hydroélectriques à tarifs réglementés d'OPG en raison des conditions de production excédentaire de l'énergie de base a été de 0,7 TWh en 2025 et de 0,4 TWh en 2024. L'incidence sur la marge brute du manque à produire imputable à la production des centrales hydroélectriques à tarifs réglementés d'OPG découlant des conditions de production excédentaire de l'énergie de base a été contrebalancée par l'incidence d'un compte réglementaire autorisé par la CEO. OPG n'a subi aucune perte de production d'électricité à ses centrales nucléaires en raison des conditions de production excédentaire de l'énergie de base.

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont établis à 3 708 millions de dollars en 2025, contre 2 211 millions de dollars en 2024. L'augmentation a découlé surtout de la hausse des revenus du secteur Production nucléaire réglementée et de la baisse des versements des acomptes provisionnels d'impôts sur les bénéfices.

Dépenses d'investissement

Les dépenses d'investissement pour les exercices clos les 31 décembre étaient comme suit :

(en millions de dollars)	2025	2024
Production nucléaire réglementée – projet de réfection de la centrale Darlington	711	988
Production nucléaire réglementée – réfection de la centrale Pickering	1 523	372
Production nucléaire réglementée – PNCND	978	571
Production nucléaire réglementée – compte non tenu des projets de réfection de la centrale Darlington, de réfection de la centrale Pickering et du PNCND	569	604
Production hydroélectrique réglementée	755	434
Production hydroélectrique visée par contrats et autre	150	220
Atura Power	850	382
Autres	324	154
Total des dépenses d'investissement 1	5 860	3 725

1 Comprennent les variations nettes des montants à payer.

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Les dépenses d'investissement totales ont été de 5 860 millions de dollars en 2025, en hausse de 2 135 millions de dollars par rapport à celles de 2024.

Variations sur 12 mois des dépenses d'investissement :

Les dépenses d'investissement pour le projet de réfection de la centrale Darlington ont diminué de 277 millions de dollars en raison de la remise en service de l'unité 1 de la centrale Darlington suivant sa réfection en novembre 2024, facteur ayant été contrebalancé en partie par la hausse des dépenses liées aux activités de remise à neuf de l'unité 4 de la centrale Darlington.
Les dépenses d'investissement pour le projet de réfection de la centrale Pickering ont augmenté de 1 151 millions de dollars, en lien avec la hausse des dépenses engagées dans le cadre des activités préalables à la réfection des unités 5 à 8 de la centrale Pickering, ce qui reflète le passage du projet à l'étape de définition en janvier 2025.
Les dépenses d'investissement pour le PNCND ont augmenté de 407 millions de dollars en raison du début des travaux de construction du premier PRM, l'unité 1, et des infrastructures partagées pour les quatre PRM prévus sur le site du PNCND en 2025.
Les dépenses d'investissement liées à d'autres projets du secteur Production nucléaire réglementée ont baissé de 35 millions de dollars. La baisse s'explique essentiellement par l'achèvement de la station de traitement de l'eau et le remplacement des principaux séparateurs-déshumidificateurs à la centrale Darlington en 2024, facteurs ayant été contrebalancés en grande partie par les dépenses d'investissement engagées dans d'autres projets de maintien en 2025. Pour de plus amples renseignements sur les principaux séparateurs-déshumidificateurs de la centrale Darlington, se reporter à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence opérationnelle – Production d'électricité et fiabilité.
Les dépenses d'investissement du secteur Production hydroélectrique réglementée ont augmenté de 321 millions de dollars, ce qui s'explique surtout par la hausse des dépenses engagées pour le réaménagement de la centrale Kakabeka Falls et d'autres centrales hydroélectriques, ainsi que dans le cadre du programme continu de réfection dans l'ensemble des centrales hydroélectriques.
Les dépenses d'investissement du secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre ont diminué de 70 millions de dollars du fait principalement de la baisse des dépenses engagées pour le projet de sécurité du barrage de Smoky Falls et le projet de sécurité du barrage de Little Long.
Les dépenses d'investissement du secteur Atura Power ont augmenté de 468 millions de dollars en raison essentiellement de la hausse des dépenses engagées pour l'aménagement du projet Napanee BESS, le projet d'agrandissement de la centrale Napanee à cycle combiné et le NHC, ainsi que de l'augmentation des dépenses relatives aux centrales à cycle combiné en service.
Les dépenses d'investissement pour la catégorie Autres ont augmenté de 170 millions de dollars en lien surtout avec la hausse des dépenses engagées pour réaménager et rénover le nouveau siège social d'Oshawa, en Ontario, avant son occupation en août 2025, et l'augmentation des dépenses liées à des projets d'amélioration des technologies de l'information.

Immobilisations mises en service

En 2025, la Société a mis en service des immobilisations totalisant 1 478 millions de dollars, comparativement à 3 237 millions de dollars en 2024. La baisse s'explique principalement par les immobilisations mises en service en 2024, ce qui comprend la remise en service de l'unité 1 de la centrale Darlington par suite des travaux de réfection réalisés en novembre 2024. Pour de plus amples renseignements sur les principaux projets de la Société, se reporter à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence des projets, et à la rubrique Faits nouveaux importants.

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FAITS NOUVEAUX IMPORTANTS

Réfection de la centrale Darlington

Le 7 mars 2026, l'unité 4 de la centrale Darlington a été synchronisée avec le réseau électrique, l'exploitation à haute puissance ayant été atteinte au cours de la phase de mise en service finale, et en est maintenant aux dernières étapes avant sa remise en service complète et sécuritaire en mars 2026, soit plus de quatre mois en avance sur l'échéancier initial. La remise en service de l'unité 4 marquera le quasi-achèvement du projet de réfection des quatre unités de la centrale Darlington, qui continuera ainsi de fournir à la Province une capacité de base de production d'électricité rentable, fiable et propre d'environ 3 500 MW pendant encore au moins 30 ans. À la conclusion des activités de fermeture, le coût total de réalisation du projet visant les quatre unités, en tenant compte notamment des incidences de la pandémie de COVID-19, devrait être inférieur d'environ 150 millions de dollars au budget prévu de 12,8 milliards de dollars.

Le projet de réfection de la centrale Darlington est analysé plus en détail à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence des projets.

Réfection de la centrale Pickering

Le 26 novembre 2025, la Province a annoncé qu'elle approuvait le plan d'OPG pour procéder à la réfection des unités 5 à 8 de la centrale Pickering. Le budget total pour la réfection des quatre unités, en tenant compte notamment des intérêts, de la hausse des coûts et des éventualités, est de 26,8 milliards de dollars, soit le montant de l'estimation la plus juste possible approuvée par le conseil d'administration d'OPG (le conseil). Le projet profitera de l'expérience acquise dans le cadre des travaux réalisés pour la réfection des quatre unités à la centrale Darlington. Comme prévu, OPG prévoit procéder à la mise hors service des unités 5 à 8 de la centrale Pickering en septembre 2026, étape qui sera suivie du déchargement du combustible des réacteurs avant le début de la phase d'exécution en janvier 2027. En 2031, l'unité 5 devrait être la première à être remise en service suivant sa réfection, et l'ensemble des travaux de réfection devrait être terminé d'ici 2034. En janvier 2025, la Province avait annoncé qu'elle donnait son approbation à OPG pour passer à l'étape de définition du projet de réfection. Une fois la réfection terminée, la centrale Pickering pourra continuer de produire plus de 2 000 MW de capacité de base, ce qui aidera à répondre à la demande d'électricité de l'Ontario pendant au moins 30 ans.

Pour plus de renseignements sur le plan de poursuite des activités de la centrale Pickering, se reporter à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence opérationnelle – Production d'électricité et fiabilité.

Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington

Par l'intermédiaire de sa filiale DNNP LP, OPG continue de faire progresser le PNCND. Elle prévoit terminer la construction du premier PRM intégré à un réseau au Canada d'ici la fin de la décennie et le connecter au réseau électrique au moyen de la technologie du réacteur BWRX-300 d'ici la fin de 2030.

En avril 2025, la CCSN a annoncé sa décision d'accorder un permis de construction d'un réacteur de puissance à OPG, l'autorisant à construire un PRM sur le site du PNCND. Le permis, valide jusqu'au 31 mars 2035, est assorti des conditions d'autorisation générales, ainsi que de trois points d'arrêt réglementaires (PAR) liés à des étapes clés du projet pendant la phase de construction autorisée par le permis. La levée des PAR est assujettie à une analyse de la conception et de la sûreté, et permettra l'avancement des différentes phases de conception détaillée et de construction progressive. Dans l'ensemble, les conditions de permis et les PAR assureront une surveillance réglementaire efficace des activités autorisées.

En mai 2025, la Province a annoncé qu'elle approuvait le plan d'OPG visant à passer à la phase de réalisation du premier PRM sur le site du PNCND (unité 1). Le coût prévu de l'unité 1 est de 6,1 milliards de dollars, et les systèmes et les services qui seraient communs aux quatre PRM faisant partie du projet devraient coûter 1,6 milliard de dollars. Ce budget total de 7,7 milliards de dollars représente le montant de l'estimation approuvée par le conseil pour l'unité 1

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et les infrastructures partagées, tenant compte notamment des intérêts, de la hausse des coûts et des éventualités. Selon les estimations actuelles, le coût total pour les quatre unités du PNCND, y compris les intérêts, la hausse des coûts et les éventualités, est d'environ 20,9 milliards de dollars. OPG et ses partenaires du projet continueront d'améliorer leur estimation du coût total du projet pendant la phase de définition des trois autres unités en tirant parti de l'expérience acquise au cours de la construction de l'unité 1 et du projet de réfection de la centrale Darlington.

Avec l'appui de la Province, OPG continue de faire progresser le processus de planification et d'obtention de permis pour les trois autres PRM sur le site du PNCND. En mars 2025, le ministère de l'Environnement et du Changement climatique a annoncé un financement de 55 millions de dollars provenant du Fonds pour l'électricité de l'avenir d'Environnement et Changement climatique Canada pour appuyer le développement de ces PRM. Sous réserve des approbations réglementaires et de la Province pour la construction des trois unités supplémentaires, la capacité de production totale du PNCND devrait atteindre environ 1 200 MW.

Description initiale de projet pour l'examen des possibilités de nouvelle production nucléaire sur le site de Wesleyville d'OPG

En décembre 2025, OPG a soumis une description initiale de projet (DIP), intitulée Nouvelle centrale nucléaire à Wesleyville, à Port Hope, à l'Agence d'évaluation d'impact du Canada. La DIP est un document préliminaire qui fournit un aperçu du projet proposé à Port Hope, où OPG examine les possibilités de nouvelle production d'énergie nucléaire sur son site de Wesleyville. À la demande de la Province, OPG a travaillé avec les communautés locales, les Premières Nations, les parties prenantes et le public pour déterminer leur soutien à un tel projet. OPG a établi la DIP en tenant compte de diverses technologies nucléaires pouvant être déployées sur le site, déjà zoné pour la production d'électricité et situé à proximité d'infrastructures de transport, en vue d'une capacité de production pouvant atteindre 10 000 MW.

La soumission de la DIP marque le début du processus fédéral d'évaluation d'impact (EI) aux fins de l'évaluation des incidences du projet et de la présentation d'une demande de permis de préparation d'emplacement à la CCSN. Le processus d'EI comprendra une évaluation des impacts potentiels du projet sur l'environnement, les conditions de santé, sociales et économiques et les droits des peuples autochtones, ainsi qu'un examen des mesures pouvant être prises pour atténuer les impacts défavorables. La participation des communautés autochtones et des collectivités locales est un élément essentiel de ce processus. C'est la raison pour laquelle OPG a préparé la DIP en étroite collaboration avec les Premières Nations d'Alderville, de Curve Lake, de Hiawatha et les Mississaugas de Scugog Island ainsi que les Premières Nations visées par les traités Williams.

Possibilités hydroélectriques dans le nord de l'Ontario

En avril 2025, la Province a annoncé qu'elle travaille en partenariat avec la Première Nation Taykwa Tagamou et la Première Nation crie de la Moose afin d'explorer et de faire progresser les occasions pour deux nouvelles centrales hydroélectriques qui, si elles sont approuvées, auraient une capacité de production combinée allant jusqu'à 430 MW. Il s'agit notamment du projet de centrale électrique des rapides Nine Mile sur la rivière Abitibi et du projet de centrale électrique de Grand Rapids sur la rivière Mattagami. Ayant désigné OPG comme partenaire de principe, la Première Nation Taykwa Tagamou et la Première Nation crie de la Moose ont signé des lettres d'intention avec celle-ci et dirigent ensemble un processus de planification conjointe en vue d'établir une feuille de route pour le développement potentiel de ces sites, sous réserve du soutien de la collectivité. En appui au processus de planification conjointe et à la tenue d'un vote de ratification des projets proposés dans les communautés autochtones, OPG a entrepris une série d'études préliminaires et retenu les services d'un ingénieur du propriétaire pour l'élaboration de différentes options conceptuelles. Le vote de ratification dans les communautés autochtones devrait se dérouler au cours du quatrième trimestre de 2026.

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Plan intégré de l'énergie de l'Ontario

En juin 2025, le ministère de l'Énergie et des Mines de l'Ontario a publié son tout premier plan intégré de l'énergie, L'énergie pour les générations à venir, qui fournit une feuille de route pour répondre aux besoins énergétiques futurs de l'Ontario. Le plan souligne que la demande d'énergie de l'Ontario devrait augmenter considérablement d'ici 2050 en réponse à une croissance anticipée de la population, à l'expansion industrielle et à une électrification accrue à l'échelle de la Province. Le même mois, la Province a présenté le projet de loi 40, Loi de 2025 pour protéger l'Ontario en garantissant l'accès à l'énergie abordable pour les générations futures, en appui à la mise en œuvre du plan intégré de l'énergie.

Les principaux investissements approuvés et proposés d'OPG visant le développement de nouveaux actifs de production ou la réfection d'installations existantes sont en phase avec le plan intégré de l'énergie de la Province. Il s'agit notamment du projet de réfection de la centrale Pickering, du PNCND, des projets de réfection et de réaménagement d'actifs hydroélectriques et des possibilités de nouvelles installations de production sur les sites actuels de la Société dans le sud de l'Ontario, dont la nouvelle centrale nucléaire à Wesleyville, et, en ce qui concerne de nouvelles possibilités hydroélectriques dans le nord de l'Ontario, les projets de centrales électriques des rapides Nine Mile et de Grand Rapids.

Reconnaissance par la World Association of Nuclear Operators

En 2025, OPG a accueilli des membres de la World Association of Nuclear Operators (WANO) dans le cadre d'exams par les pairs organisés à la centrale Darlington et à la centrale Pickering. Ces examens ont porté sur les progrès réalisés au chapitre de la sûreté, de la fiabilité de l'équipement, de la performance et de l'amélioration continue dans les deux centrales depuis le dernier examen. À l'issue de ce processus, la centrale Darlington et la centrale Pickering ont été reconnues pour leur adhésion aux normes les plus élevées de sécurité et de fiabilité opérationnelles.

Convention collective avec la Society of United Professionals

La convention collective de deux ans entre la Society of United Professionals (Society) et OPG a pris fin le 31 décembre 2025. Le 26 janvier 2026, Society et OPG ont obtenu une sentence arbitrale finale concernant une convention collective de trois ans couvrant la période du 1er janvier 2026 au 31 décembre 2028.

Injection de capitaux propres de la Province

En décembre 2025, la Province s'est engagée à injecter 5 milliards de dollars de capitaux propres dans OPG au cours de la période de 2025 à 2027. En lien avec cet engagement, en décembre 2025, OPG a émis à la Province 1 000 000 de ses premières actions privilégiées de catégorie B sans droit de vote au prix de 1 000 $ l'action, ce qui a généré un produit de 1 milliard de dollars.

Obligations vertes

En mars 2025, OPG a procédé à une émission d'obligations vertes totalisant 1 milliard de dollars en vertu du cadre de financement durable par le biais du programme de billets à moyen terme. L'émission comprenait une tranche de 500 millions de dollars de billets de premier rang échéant en mars 2035, dont le taux d'intérêt nominal est de 4,32 %, et une tranche de 500 millions de dollars de billets de premier rang échéant en mars 2055, dont le taux d'intérêt nominal est de 4,87 %. Le produit net de cette émission a servi à financer ou à refinancer des projets écologiques admissibles au sens défini dans le cadre de financement durable d'OPG.

Ententes d'engagement de participation pour le Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington

En octobre 2025, il a été annoncé qu'OPG a obtenu un financement par capitaux propres d'un montant pouvant atteindre 3 milliards de dollars pour les quatre PRM du PNCND, soit jusqu'à 1 milliard de dollars du Fonds ontarien pour la construction (FOC) et jusqu'à 2 milliards de dollars du Fonds de croissance du Canada (FCC), sous réserve du respect de certaines conditions. OPG demeurera le propriétaire majoritaire et le principal gestionnaire et exploitant du

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PNCND, tandis que le FCC et le FOC acquerront des participations minoritaires allant jusqu'à 15 % et 7,5 % respectivement dans DNNP LP. Les capitaux du FCC et du FOC seront mis à la disposition d'OPG comme le prévoit le projet, c'est-à-dire en deux tranches, la première représentant le financement des immobilisations de l'unité 1 et la deuxième, les capitaux supplémentaires pour la construction des trois autres unités lorsque le projet aura atteint certains jalons. L'investissement initial en capitaux propres du FCC et du FOC dans DNNP LP devrait être réalisé d'ici le deuxième trimestre de 2026.

Dispositions réglementaires autorisant le recouvrement des frais d'intérêts pendant la construction des principaux projets nucléaires d'OPG

En décembre 2025, la Province a modifié le Règlement de l'Ontario 53/05 pour mettre en place un mécanisme pour recouvrer au moyen des tarifs réglementés les montants d'intérêts à l'égard des dépenses d'investissement pour le projet de réfection de la centrale Pickering et des dépenses d'investissement du PNCND avant la mise en service de ces actifs, avec prise d'effet le 1er janvier 2026. En vertu de ce mécanisme, les besoins en revenus approuvés par la CEO qui sont utilisés pour établir les tarifs réglementés pour les centrales nucléaires existantes d'OPG et les PRM du PNCND doivent inclure un montant égal au produit obtenu en multipliant les frais d'immobilisations cumulatifs prévus devant être engagés à l'égard respectivement du projet de réfection de la centrale Pickering et du PNCND, autres que les montants engagés à l'égard des installations mises en service, par le coût des emprunts à long terme d'OPG approuvés par la CEO. Avec prise d'effet le 1er janvier 2026, les modifications prévoient également l'établissement par OPG de comptes d'écarts pour inscrire, le cas échéant, et y compris à l'égard de DNNP LP, les différences entre des montants d'intérêts prévus pris en compte dans les besoins en revenus respectifs et les montants calculés en multipliant les frais d'immobilisations cumulatifs réels par le coût des emprunts à long terme d'OPG approuvés par la CEO. Le règlement oblige la CEO à autoriser l'affectation des soldes inscrits dans ces comptes, ainsi que les intérêts au coût des emprunts à long terme d'OPG approuvés par la CEO, annuellement dans l'année qui suit celle pendant laquelle les soldes sont inscrits dans le compte.

Puisqu'il offre le moyen de recouvrer les montants d'intérêts sur les dépenses d'investissement connexes, en plus d'aider la Société à satisfaire ses besoins de financement, le mécanisme susmentionné réduira la base tarifaire correspondante pour le projet de réfection de la centrale Pickering et le PNCND, tous ces éléments devant ultimement réduire le total des montants recouvrables auprès des clients sur la durée de vie de ces actifs. La nouvelle demande tarifaire déposée par OPG auprès de la CEO en décembre 2025 reflète les exigences du mécanisme susmentionné et vise le recouvrement des montants d'intérêts respectivement prévus pour chacune des cinq années couvertes par la demande. Pour 2026, ces montants d'intérêts seront inscrits dans les comptes d'écarts respectifs, en vue d'un recouvrement au cours de l'année 2027, conformément au règlement. Pour toutes les autres immobilisations, la demande présentée par OPG en décembre 2025 vise le maintien de la pratique antérieure consistant à récupérer les frais d'intérêts capitalisés par le biais du rendement tiré des immobilisations mises en service et de leurs bases tarifaires.

Vente des activités de production d'électricité aux États-Unis

En octobre 2025, OPG a conclu un accord visant la vente d'Eagle Creek. Le 9 janvier 2026, OPG a clôturé la vente d'Eagle Creek pour une contrepartie de 1,48 milliard de dollars américains (2,05 milliards de dollars canadiens) en tenant compte de la dette devant être prise en charge par l'acheteur et des autres ajustements de clôture.

Par suite de la signature du contrat d'achat et de vente, Eagle Creek a satisfait au critère de présentation en tant qu'actif détenu en vue de la vente selon les PCGR des États-Unis au quatrième trimestre de 2025. Par conséquent, une perte avant impôts de 477 millions de dollars a été comptabilisée au quatrième trimestre de 2025.

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Crédits d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre du gouvernement fédéral

En novembre 2025, le gouvernement du Canada a déposé de nouveau des propositions législatives visant à mettre en œuvre le crédit d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre qui serait offert aux entités assujetties à l'impôt fédéral et aux entités exonérées de l'impôt fédéral, y compris OPG. En février 2026, les propositions législatives ont été adoptées par la Chambre des communes du Parlement canadien et doivent obtenir l'approbation du Sénat du Parlement canadien avant de recevoir la sanction royale.

Pour les projets admissibles débutant après mars 2023, le crédit d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre offrirait un crédit d'impôt remboursable de 15 % à l'égard des investissements dans l'électricité propre réalisés après le 16 avril 2024. Si certaines conditions de travail ne sont pas respectées, ces crédits remboursables seraient réduits de 5 %. Le crédit d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre serait disponible pour certains projets d'énergie propre au cours de la période allant jusqu'à 2034 inclusivement. Si les propositions législatives sont adoptées dans leur version actuelle, les nouveaux projets, comme les PRM et les réacteurs nucléaires de grande taille, la production hydroélectrique, les systèmes fixes de stockage de l'électricité, y compris les batteries et les projets de stockage de l'énergie par pompage, ainsi que la réfection de certaines installations existantes feraient partie des investissements admissibles au crédit d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre. La demande tarifaire déposée par OPG auprès de la CEO en décembre 2025 propose des mécanismes de comptes réglementaires pour comptabiliser l'incidence du crédit d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre sur les besoins en revenus des centrales à tarifs réglementés d'OPG devant faire l'objet de remboursements aux clients advenant l'adoption des propositions législatives, ce qui pourrait réduire le total des montants ultimement recouvrables auprès des clients.

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ACTIVITÉS DE BASE ET PERSPECTIVES

OPG demeure guidée par quatre impératifs d'affaires qui représentent les secteurs dans lesquels OPG cherche à faire preuve d'excellence pour concrétiser sa stratégie d'entreprise. Ces impératifs d'affaires sont l'excellence opérationnelle, l'excellence des projets, la vigueur financière et l'acceptation sociale.

Excellence opérationnelle

La production sécuritaire, fiable et économique d'électricité à partir des actifs de la Société, par un personnel très compétent et prêt pour l'avenir, témoigne de l'excellence opérationnelle d'OPG. Dans le cadre de son engagement à l'égard de l'excellence opérationnelle, OPG continue d'optimiser l'entreprise en demeurant concentrée sur une exécution rigoureuse, une culture d'amélioration continue et la promotion de l'innovation. La santé et la sécurité au travail et la sécurité publique sont de grandes priorités dans toutes les activités menées par OPG.

Production d'électricité et fiabilité

Les initiatives stratégiques et les projets clés propres à chacune des grandes activités de production d'OPG, axées sur l'atteinte de l'excellence opérationnelle, sont analysés ci-dessous. La performance en matière de production et de fiabilité pour 2025 est examinée par secteur d'activité à la rubrique Analyse des résultats d'exploitation par secteur d'activité.

Activités nucléaires

OPG poursuit des initiatives visant à optimiser la durée de vie sécuritaire et fiable de la centrale Pickering et à atteindre une performance élevée durable à la centrale Darlington, y compris pour sa durée d'exploitation suivant les travaux de réfection. OPG s'efforce également de maximiser la production d'électricité de ces centrales nucléaires en continuant d'investir dans les projets et les mises à niveau pour améliorer la fiabilité des centrales, assurer la maintenance des actifs existants, et optimiser la planification et la mise en œuvre des interruptions et des projets. OPG cherche à optimiser les activités liées à la maintenance et aux projets de l'ensemble de son portefeuille de centrales nucléaires, et à en faire une priorité, en tirant profit des avancées dans les outils de surveillance et de diagnostic en vue d'améliorer l'évaluation de la condition des actifs. L'établissement d'objectifs de rendement ambitieux d'après une analyse comparative exhaustive et la prise en compte de l'environnement d'exploitation des centrales nucléaires demeurent au centre de la stratégie d'OPG visant à soutenir ces objectifs et à assurer une performance financière constante et solide du secteur. Production nucléaire réglementée.

La CCSN publie un rapport annuel sur la surveillance réglementaire et la performance en matière de sécurité des centrales nucléaires. Dans ce rapport sont évalués la conformité aux exigences réglementaires des titulaires de permis et le respect des attentes dans les domaines comme l'efficacité humaine, la radioprotection et la protection de l'environnement, ainsi que la gestion des urgences et la protection contre les incendies aux centrales nucléaires et aux installations de gestion des déchets situées au Canada. Selon l'évaluation la plus récente, réalisée pour l'année 2024, le personnel de la CCSN a déterminé que, pour l'ensemble des 14 domaines de contrôle et de sûreté de la centrale Darlington et de la centrale Pickering et des installations de gestion des déchets Darlington, Pickering et Western, les attentes étaient respectées.

Le 6 juin 2023, la Cour fédérale du Canada (la Cour fédérale) s'est prononcée en faveur de la décision de la CCSN d'exiger des tests préalables à l'affectation et aléatoires de dépistage d'alcool et de drogues pour les travailleurs occupant des postes essentiels sur le plan de la sûreté, tel que le prescrit le document d'application de la réglementation approuvé en novembre 2020 par la CCSN intitulé REGDOC 2.2.4 – Aptitude au travail, tome II : Gérer la consommation d'alcool et de drogues (version 3) (REGDOC 2.2.4) à utiliser sur les sites nucléaires canadiens à sécurité élevée. Les exigences énoncées dans le REGDOC 2.2.4 font en sorte que le Canada se conforme aux pratiques exemplaires internationales pour l'exploitation de centrales nucléaires à sécurité élevée. Le 11 juillet 2023, le Power Workers' Union (PWU) et Society ont déposé une requête afin de faire appel de la décision du 6 juin 2023 de

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la Cour fédérale, ainsi qu'une requête visant à faire suspendre l'application de tests préalables à l'affectation et aléatoires de dépistage d'alcool et de drogues en attendant l'issue de l'appel. Le 27 octobre 2023, la requête en sursis a été accordée, de sorte que les titulaires de permis n'étaient pas autorisés à appliquer des tests préalables à l'affectation et aléatoires de dépistage d'alcool et de drogues en attendant l'issue finale de l'appel, qui a été entendu en janvier 2024. Le 6 novembre 2024, la Cour d'appel fédérale a maintenu la décision du 6 juin 2023 de la Cour fédérale. Le 29 mai 2025, après que les syndicats eurent demandé l'autorisation d'interjeter appel de cette décision devant la Cour suprême du Canada, une décision rejetant la demande d'autorisation d'appel des syndicats a été reçue, mettant ainsi fin au processus d'examen juridique de la validité des dispositions du REGDOC 2.2.4 relatives aux tests préalables à l'affectation et aléatoires de dépistage d'alcool et de drogues. Avec prise d'effet le 1er novembre 2025, OPG a mis en œuvre ces dispositions conformément aux directives de la CCSN.

Centrale Pickering

Le plan d'OPG visant à optimiser la durée de vie sécuritaire et fiable de la centrale Pickering tient compte de l'exploitation des unités 5 à 8 jusqu'à la fin de septembre 2026, avant leur mise à l'arrêt pour réfection. En 2024, la CCSN a modifié le permis d'exploitation du réacteur de puissance de la centrale Pickering, autorisant l'exploitation des unités 5 à 8 jusqu'à la fin de 2026. Le permis est valide jusqu'au 31 août 2028. En juin 2025, OPG a soumis une demande auprès de la CCSN visant le renouvellement du permis d'exploitation du réacteur de puissance de la centrale Pickering pour une période de dix ans, y compris les travaux de réfection planifiés des unités 5 à 8. La CCSN devrait tenir l'audience publique en deux parties visant la demande en juin 2026 et en octobre 2026.

Depuis l'annonce de son approbation par la Province en janvier 2025, le projet de réfection de la centrale Pickering se trouve à l'étape de la définition. Au cours du quatrième trimestre de 2025, OPG a terminé l'élaboration d'une estimation et d'un calendrier de qualité publication pour le projet, ainsi que des plans connexes pour l'exécution du projet et l'optimisation de son étendue. Les travaux préalables concernant l'étendue des installations et des infrastructures, la conception technique détaillée, ainsi que l'approvisionnement et la sous-traitance aux fins du projet continuent de progresser. L'étape de définition devrait se poursuivre jusqu'en 2026. La phase d'exécution du projet a été approuvée par la Province en novembre 2025 et devrait débuter en janvier 2027. Pour de plus amples renseignements sur le projet de réfection de la centrale Pickering, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Réfection de la centrale Pickering.

Les tarifs réglementés des centrales nucléaires approuvés pour la période de 2022 à 2026 ont été établis en supposant la poursuite des activités des unités 5 à 8 de la centrale Pickering jusqu'à la fin de 2025. En 2022, après avoir annoncé qu'elle appuyait l'exploitation continue et sécuritaire de ces unités jusqu'à la fin de septembre 2026, la Province a modifié le Règlement de l'Ontario 53/05 afin d'exiger qu'OPG établisse un compte d'écarts pour comptabiliser les revenus et les coûts supplémentaires associés à l'exploitation de ces unités entre le 1er janvier 2026 et le 30 septembre 2026. Par la suite, avec prise d'effet le 1er juillet 2025, la Province a modifié le Règlement de l'Ontario 53/05 afin de clarifier l'étendue du compte d'écarts de manière à permettre à OPG de comptabiliser, en vue d'un recouvrement futur, les coûts engagés à compter du 1er janvier 2024 pour maintenir la capacité nécessaire à l'exploitation des unités 5 à 8 au moment de la réfection. Ces coûts peuvent être comptabilisés dans le compte d'écarts jusqu'à la date de prise d'effet de la première ordonnance de la CEO établissant les tarifs de base réglementés des centrales nucléaires qui entre en vigueur à compter du 1er janvier 2027. L'utilisation du solde du compte fera l'objet d'un examen de la CEO dans une procédure ultérieure.

Comme prévu, l'exploitation commerciale de l'unité 1 et de l'unité 4 de la centrale Pickering a pris fin et les unités ont été mises à l'arrêt de façon définitive au cours du quatrième trimestre de 2024, après plus de 50 ans de service. Après la fin de leur exploitation commerciale, les deux unités ont été mises en état d'arrêt sécuritaire aux termes du permis d'exploitation de la centrale Pickering. Cette étape comprenait le déchargement du combustible des réacteurs, l'évacuation de l'eau lourde et la reconfiguration de la centrale de façon à isoler les unités mises à l'arrêt des unités en exploitation. Ces activités doivent être menées en respectant les normes de sécurité nucléaire, radiologiques, industrielles et de protection de l'environnement. Le déchargement du combustible de l'unité 1 et de l'unité 4 a été

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réalisé de manière sécuritaire respectivement en février 2025 et en juin 2025, et l'assèchement de l'unité 1 et de l'unité 4 a eu lieu, de manière sécuritaire aussi, respectivement en mars 2025 et en décembre 2025. Les travaux se poursuivent pour isoler les unités et placer les divers sous-systèmes dans un état sécuritaire. L'unité 2 et l'unité 3 ont précédemment été fermées de façon définitive et demeurent en état de stockage sûr. Les coûts associés à la mise en état de stockage sûr puis à la surveillance des unités sont imputés aux passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations nucléaires et à la gestion des déchets nucléaires (passifs nucléaires) et remboursés à même les Fonds distincts nucléaires.

Centrale Darlington

OPG continue de faire des investissements dans la centrale Darlington pour garantir l'exploitation sécuritaire et fiable de la centrale après sa réfection, assurer la maintenance des actifs existants et positionner la centrale de sorte qu'elle enregistre à plus long terme une des meilleures performances de l'industrie en matière d'exploitation et de coûts. Ces investissements visent notamment la gestion du cycle de vie et du vieillissement, la mise à niveau des installations et les activités requises à l'appui des engagements réglementaires. OPG a continué de faire progresser certains projets de cette nature à la centrale Darlington en 2025, dont le remplacement du système de protection du système principal d'alimentation électrique, le remplacement des transformateurs des compteurs de facturation et la mise à niveau du système de confinement des incendies du transformateur du système principal d'alimentation électrique afin de respecter les obligations de conformité et d'assurer la fiabilité continue des activités.

Selon les résultats des inspections planifiées des unités de la centrale Darlington, OPG a constaté que les principaux séparateurs-déshumidificateurs, une composante des générateurs de vapeur, devaient être remplacés sur toutes les unités pour garantir la sécurité, la fiabilité et l'efficacité des activités pour toute la durée de vie prolongée de la centrale. Les principaux séparateurs-déshumidificateurs doivent fournir une vapeur sèche de qualité à la turbine en aval. Chaque unité de la centrale Darlington comporte quatre générateurs de vapeur, et chaque générateur de vapeur est assorti de 104 séparateurs-déshumidificateurs principaux. En mai 2025, à la suite du remplacement des principaux séparateurs-déshumidificateurs des deux premiers générateurs de vapeur de l'unité 3 en 2023 et des quatre générateurs de vapeur de l'unité 1 et de l'unité 4 en 2024, le conseil a approuvé l'étendue du projet visant le remplacement des principaux séparateurs-déshumidificateurs de l'unité 2 et des deux autres générateurs de vapeur de l'unité 3. Les activités de planification de l'exécution sont en cours pour ce projet.

En septembre 2025, à la suite des audiences publiques tenues en mars 2025 et en juin 2025, la CCSN a annoncé le renouvellement du permis d'exploitation d'OPG visant le réacteur de la centrale Darlington pour une période de 20 ans. Valide jusqu'au 30 novembre 2045, ce permis d'exploitation est le plus long jamais octroyé à une centrale nucléaire au Canada.

Production d'électricité renouvelable

Les objectifs des activités hydroélectriques d'OPG comprennent notamment l'exploitation et l'entretien des centrales de production de manière sécuritaire, fiable, efficace et rentable, tout en tenant compte des conditions de vieillissement, ainsi que la réalisation du potentiel d'accroissement de la production et de la capacité de production des centrales. OPG tente d'accroître la production des centrales hydroélectriques en améliorant la souplesse opérationnelle, en rehaussant la fiabilité, en optimisant, sous réserve des conditions hydrologiques, la planification des interruptions et en augmentant la disponibilité pour répondre à la demande du réseau d'électricité.

Compte tenu de la nature à très long terme du portefeuille de centrales hydroélectriques de la Société, les plans d'OPG relatifs à la prise en compte des conditions de vieillissement et à l'optimisation de la valeur de son portefeuille de centrales sont souvent concrétisés au moyen de programmes d'investissement et d'autres programmes sur plusieurs années, y compris le remplacement et la mise à niveau des roues de turbine, la réfection ou le remplacement des générateurs, des transformateurs et des dispositifs de contrôle existants, ainsi que le réaménagement des installations. OPG cherche également des possibilités d'accroître la capacité de production de ses centrales hydroélectriques. Pour soutenir des activités efficaces et assurer le maintien d'un niveau de sécurité élevé, OPG a également élaboré des

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programmes exhaustifs pour déterminer, prioriser et réaliser les travaux de réparation, de réfection ou de remplacement requis des structures hydroélectriques civiles. OPG cherche à améliorer la surveillance et la gestion de la fiabilité de l'équipement ainsi que la présentation d'informations connexes afin de soutenir les programmes d'entretien des actifs axés sur l'état des centrales.

La Société continue de mettre en œuvre un programme continu de réfection des groupes électrogènes des centrales hydroélectriques à l'échelle de l'Ontario. En 2025, les activités liées à ce programme ont compris ce qui suit :

Début de la réfection de l'unité 19 et de l'unité 20 de la centrale Sir Adam Beck II ainsi que de l'unité 6 et de l'unité 8 de la centrale Sir Adam Beck I, à Niagara Falls, en Ontario. OPG poursuit également la réfection de l'unité 4 de la centrale Sir Adam Beck I, la première des 19 unités devant être refaites aux centrales Sir Adam Beck I et II. Au 31 décembre 2025, les dépenses d'investissement cumulatives pour le projet de réfection des centrales Sir Adam Beck I et II s'élevaient à 92 millions de dollars.
Achèvement de la réfection de l'unité 9 et poursuite de la réfection de l'unité 12 de la centrale R.H. Saunders, située sur le fleuve Saint-Laurent, dans l'est de l'Ontario. Les travaux pour la première des 16 unités de la centrale devant être refaites sont donc terminés. Au 31 décembre 2025, les dépenses d'investissement cumulatives pour le projet de réfection de la centrale R.H. Saunders s'élevaient à 76 millions de dollars.
Achèvement de la réfection de l'unité 2 de la centrale Barrett Chute, située sur la rivière Madawaska, dans l'est de l'Ontario. Les travaux de réfection des quatre unités de la centrale sont donc terminés. Au 31 décembre 2025, les dépenses d'investissement cumulatives pour le projet de réfection de la centrale s'élevaient à 47 millions de dollars.
Achèvement de la réfection de l'unité 2 et poursuite de la réfection de l'unité 1 de la centrale Otter Rapids, située sur la rivière Abitibi, dans le nord-est de l'Ontario. Au 31 décembre 2025, les dépenses d'investissement cumulatives pour le projet de réfection de la centrale s'élevaient à 101 millions de dollars.

En décembre 2025, le barrage Frederick House Lake, situé dans le nord-est de l'Ontario, a été remis en service plus tôt que prévu et en deçà du budget approuvé. Les activités de clôture du projet devraient être achevées en 2026. Le barrage a été construit dans les années 1930 et assure le stockage de l'eau pour la centrale Abitibi Canyon. Le projet a permis de remettre en état les structures pour les rendre conformes aux exigences provinciales en matière de sécurité des barrages.

La construction continue de progresser dans le cadre de la réhabilitation de l'infrastructure en béton à la centrale R.H. Saunders, au barrage Abitibi Canyon et à d'autres centrales hydroélectriques en Ontario.

OPG assure la coordination avec différents organismes gouvernementaux, municipalités, peuples et communautés autochtones et parties prenantes de la collectivité et collabore avec eux pour s'assurer que les réseaux hydrographiques sur lesquels la Société exerce ses activités sont gérés de manière sécuritaire et efficace, tout en répondant aux besoins en matière de production d'électricité. Les bassins hydrologiques de l'Ontario ont été touchés par un printemps relativement humide en 2025, suivi par un automne extrêmement sec dans l'ensemble de la Province. OPG a géré ces conditions de fort et de faible débit d'eau de manière sécuritaire et efficace, en portant une attention particulière au barrage et à la sécurité de la population, et en assurant la coordination avec les municipalités, les communautés autochtones et les parties prenantes des collectivités des bassins hydrologiques concernés.

Activités thermiques

Le portefeuille de centrales thermiques d'OPG comprend la centrale Lennox, alimentée au diesel et au gaz naturel, la centrale Atikokan, alimentée à la biomasse, et quatre centrales à cycle combiné exploitées par l'entremise d'Atura Power.

Ces centrales, qui fonctionnent généralement en tant qu'installations à capacité de pointe ou à cycle répartissable, conformément à leur CAE conclue avec la SIERE, sont des composantes importantes aux fins du maintien de la fiabilité actuelle et future du réseau d'électricité de l'Ontario. Elles fournissent au réseau la souplesse requise pour répondre

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aux variations quotidiennes de la demande et de la capacité sollicitée du réseau, et permettent la production de diverses sources renouvelables, comme l'énergie éolienne et l'énergie solaire.

En mai 2025, OPG a conclu une nouvelle CAE d'une durée de cinq ans pour la centrale Lennox dans le cadre du processus de demande de propositions à moyen terme (MT2) de la SIERE. De concert avec l'actuelle CAE, cette nouvelle entente appuiera l'exploitation continue de la centrale Lennox jusqu'en 2034, lui permettant de continuer de fournir 2 100 MW de capacité de production d'électricité au réseau électrique de l'Ontario. L'actuelle CAE demeurera en vigueur jusqu'en avril 2029, date à laquelle la nouvelle CAE entrera en vigueur.

En 2023, la SIERE a accordé des accroissements de capacité moyens respectivement de 42,5 MW et 50,0 MW pour la centrale Brighton Beach et la centrale Portlands Energy Centre. L'accroissement de la capacité contractuelle de la centrale Brighton Beach a été mis en service en janvier 2026. L'accroissement de la capacité de la centrale Portlands Energy Centre devrait être mis en service en 2026.

La stratégie d'exploitation des centrales thermiques d'OPG consiste à assurer leur disponibilité afin qu'elles puissent répondre aux besoins du réseau d'électricité sur la durée d'utilité restante prévue des actifs, en réinvestissant dans les centrales tout en respectant les contraintes techniques, réglementaires et contractuelles, dans l'attente de pouvoir réaliser un rendement financier approprié. Pour soutenir ces objectifs, la planification des interruptions des centrales thermiques tire profit de la souplesse de programmes de gestion des actifs en vue de donner la priorité aux risques liés à l'équipement et d'optimiser le calendrier du programme de travaux.

Accroître l'efficience opérationnelle

Dans le cadre de son engagement à l'égard de l'excellence opérationnelle, OPG s'efforce d'améliorer la productivité et de réduire les coûts d'exploitation à l'échelle de l'organisation, tout en s'assurant que les mesures qu'elle prend n'ont aucune incidence défavorable sur la sécurité et la fiabilité des activités de la Société et sur leur durabilité environnementale. Des stratégies d'amélioration de la performance en matière de coûts et de capacité organisationnelle sont mises en place à l'échelle de l'entreprise et des unités fonctionnelles. La détermination et la recherche continue de gains d'efficacité opérationnelle découlent de cibles à l'échelle de l'entreprise, établies dans le but d'assurer la rentabilité des activités courantes tout en soutenant l'avancement des principaux projets et des stratégies de transformation et en gérant les risques. Il s'agit notamment de préparer une période de réalisation parallèle du projet de réfection de la centrale Pickering et du PNCND au cours de laquelle les structures de coûts d'exploitation de la Société soutiendront les activités à la centrale Pickering pour maintenir l'état de préparation nécessaire à la remise en service des unités 5 à 8 et entretenir le site pendant l'interruption pour la réfection des quatre unités et pour assurer l'état de préparation nécessaire à l'exploitation de l'unité 1 du PNCND lorsqu'elle sera terminée. La réalisation de ces objectifs repose sur une main-d'œuvre hautement qualifiée, très performante et diversifiée, ainsi que sur des investissements continus dans la technologie et l'innovation.

OPG poursuit la mise en œuvre d'une stratégie à l'échelle de l'entreprise pour harmoniser l'infrastructure numérique de la Société avec ses objectifs stratégiques, tirer de la valeur des investissements dans la technologie et traiter les aspects qui présentent des risques. La stratégie met l'accent sur la mise en œuvre d'une infrastructure de technologie de l'information évolutive, l'amélioration de la mobilité, de la connectivité et de la collaboration, la simplification du soutien aux services des technologies de l'information, l'intégration accrue de technologies d'intelligence artificielle et d'automatisation, la protection des actifs numériques et l'amélioration de la gestion des données et de la capacité analytique. Les objectifs de la stratégie sont notamment de mettre en place un écosystème technologique évolutif, de satisfaire aux exigences de l'exploitation et des projets, d'accroître l'efficacité des processus et de renforcer la cybersécurité.

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Excellence des projets

OPG entreprend un certain nombre de projets de développement et autres projets pour maximiser la valeur et élargir son portefeuille de centrales afin d'appuyer le réseau d'électricité de l'Ontario, en visant l'excellence en matière de planification et de réalisation de tous les projets d'immobilisations et de maintenance à l'échelle de l'organisation.

Dans le cadre de son engagement à l'égard de l'excellence des projets, OPG continue d'améliorer et de rationaliser son approche en matière de planification et d'exécution de projets, en ayant comme objectif de livrer en tout temps des projets de haute qualité et de manière sécuritaire, dans le respect de l'échéancier et du budget prévus. L'atteinte de cette excellence à l'échelle de l'organisation est favorisée par une structure de projets d'entreprise centralisée et nécessite, entre autres, de tirer parti d'un modèle de réalisation des projets évolutif commun qui repose sur des pratiques exemplaires du secteur, d'optimiser les stratégies d'attribution de contrats et de retenir les services d'ingénieurs et de fournisseurs liés à la construction et à l'approvisionnement compétents et expérimentés.

Projets de développement de la capacité de production en phase de réalisation

L'état d'avancement des principaux projets d'OPG au 31 décembre 2025 est présenté ci-dessous.

| Projet

(en millions de dollars)	Dépenses d'investissement cumulatives^{1}	Budget approuvé^{1}	Date de mise en service prévue
Réfection de la centrale Darlington	12 177	12 800^{2}	Unité 4 – 2026
Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington	1 885	7 700^{3}	Unité 1 – 2030
Réaménagement de la centrale hydroélectrique Kakabekka Falls	188	519	2028
Atura Power – Projets de développement	937	1 500^{4}	Napanée BESS et Niagara Hydrogen Centre – 2026^{5}
			Projet d'agrandissement de la centrale Napanée à cycle combiné – 2028

Représentent les dépenses d'investissement et, si elles ont été approuvées dans le budget, les charges d'exploitation, de maintenance et d'administration liées au projet.
Le budget total du projet de 12,8 milliards de dollars est consacré à la réfection des quatre unités de la centrale Darlington.
Le budget approuvé de 7,7 milliards de dollars comprend un montant de 6,1 millions de dollars affecté à l'unité 1 et un montant de 1,6 milliard de dollars affecté aux systèmes et aux services qui seraient communs aux quatre PRM faisant partie du projet. La performance du projet en matière de coûts sera évaluée en tenant compte des montants d'intérêts à l'égard des dépenses d'investissement connexes qui peuvent être recouvrés au moyen des tarifs réglementés.
Le budget total du projet d'environ 1,5 milliard de dollars vise les projets Napanée BESS et Niagara Hydrogen Centre, et l'agrandissement de la centrale Napanée à cycle combiné.
La date de mise en service du projet Niagara Hydrogen Centre a été révisée. Elle est maintenant prévue pour 2026 au lieu de 2025.

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Réfection de la centrale Darlington

La phase d'exécution du projet de réfection de la centrale Darlington a débuté en 2016, alors que les quatre unités de la centrale approchaient leur fin de vie initialement prévue. La rénovation des quatre groupes électrogènes devrait prolonger d'au moins 30 ans la durée de vie de la centrale. Le projet de réfection de la centrale Darlington est un programme multiphase qui se compose de cinq grands sous-projets. Les sous-projets importants sont réalisés dans le cadre de quatre volets importants dans chaque unité :

La fermeture, qui nécessite le retrait du combustible du réacteur et l'ilotage de l'unité
Le démontage, qui nécessite le retrait des composantes du réacteur, comme les tubes de liaison, les canaux de combustible et les tubes de calandre
Le réassemblage, soit l'approvisionnement en nouvelles composantes du réacteur, leur installation et leur inspection
La mise sous tension, qui requiert le chargement du nouveau combustible dans le réacteur, la remise en état de la voûte du réacteur, la reconnexion de l'unité au reste de la centrale et la remise en service de l'unité

La réfection de la première unité, soit l'unité 2, a pris fin en juin 2020. La réfection de la deuxième unité, soit l'unité 3, a pris fin en juillet 2023, et la réfection de la troisième unité, soit l'unité 1, a été achevée en novembre 2024, plus tôt que prévu dans les deux cas. La réfection de la dernière unité, soit l'unité 4, a débuté en juillet 2023, après la remise en service de l'unité 3, et est actuellement à l'étape du quatrième et ultime volet important, soit la mise sous tension. Le 7 mars 2026, l'unité 4 a été synchronisée avec le réseau électrique, l'exploitation à haute puissance ayant été atteinte au cours de la phase de mise en service finale, et en est maintenant aux dernières étapes avant sa remise en service complète et sécuritaire en mars 2026, soit plus de quatre mois en avance sur l'échéancier initial. À la conclusion des activités de fermeture, le coût total de réalisation du projet visant les quatre unités, en tenant compte notamment des incidences de la pandémie de COVID-19, devrait être inférieur d'environ 150 millions de dollars au budget prévu de 12,8 milliards de dollars.

Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington

Par l'intermédiaire de sa filiale DNNP LP, OPG continue de faire progresser la construction du premier PRM intégré au réseau au Canada, sur le site du PNCND, et prévoit le connecter au réseau électrique d'ici la fin de 2030. Le PNCND est un programme se déroulant en plusieurs phases organisées en blocs de travaux majeurs, l'étendue de la phase d'exécution pour l'unité 1 regroupant principalement les blocs suivants :

Conception technique : Ce bloc représente essentiellement tous les travaux de conception et d'ingénierie nécessaires à la réalisation du PRM.
Îlot nucléaire : Ce bloc comprend les activités d'approvisionnement, de construction, d'installation et de mise à l'essai des composantes de l'îlot nucléaire, lequel englobe le bâtiment-réacteur, le bâtiment de commande, le bâtiment de stockage des déchets radioactifs et le bâtiment de services de la centrale.
Îlot classique : Ce bloc comprend les activités d'approvisionnement, de construction, d'installation et de mise à l'essai des composantes de l'îlot classique, lequel correspond principalement au bâtiment de turbine, ainsi que les travaux associés au raccordement au réseau électrique et aux lignes de transport, ainsi qu'au bâtiment de sécurité.
Partie classique de la centrale : Ce bloc comprend les activités d'approvisionnement, de construction, d'installation et de mise à l'essai des composantes pour les installations générales et les infrastructures du site, le système d'eau de refroidissement du condenseur et le bloc de puissance, ainsi que la construction d'installations et infrastructures diverses sur le terrain.

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En 2025, le projet a franchi l'étape de la conception détaillée de base et celle de la construction des éléments préassemblés en prévision du montage final des composantes de la structure du bâtiment-réacteur. Le projet progresse vers l'étape de la construction du socle de l'unité 1, c'est-à-dire la fondation du bâtiment du réacteur. OPG continue de faire progresser le processus de planification et d'obtention de permis pour les trois autres PRM, et les activités de nivellement du terrain ont été réalisées en 2025.

Réaménagement des centrales hydroélectriques

OPG réaménage actuellement plusieurs centrales hydroélectriques en Ontario qui approchent de leur fin de vie opérationnelle. Les projets de réaménagement comprennent la construction de nouvelles centrales ou la prolongation de la vie de centrales en service, le remplacement de turbines et de générateurs et des systèmes connexes, et le remplacement ou la réfection d'autres structures des centrales. Les projets de réaménagement ont pour objet de veiller à la sécurité et à la fiabilité de l'exploitation des centrales pour une période additionnelle de 80 ans à 90 ans. Les centrales Kakabeka Falls, Coniston, Stinson et Matabitchuan sont visées par des projets de réaménagement et sont présentées dans le secteur Production hydroélectrique réglementée.

La centrale Kakabeka Falls est la deuxième plus ancienne centrale hydroélectrique d'OPG, située le long de la rivière Kaministiquia, dans le nord-ouest de l'Ontario. Le projet de réaménagement de la centrale est à l'étape de réalisation. En 2025, les travaux de démolition du site ont été réalisés, et la dalle de propreté a été coulée pour le nouveau bâtiment d'équilibre. Le projet a un budget approuvé de 519 millions de dollars et devrait être réalisé selon le budget et le calendrier approuvés. La centrale réaménagée devrait avoir une capacité de production accrue d'environ 27 MW et devrait être mise en service en 2028.

En mars 2025, OPG a donné le coup d'envoi d'un projet de réaménagement de la centrale Matabitchuan, âgée de 114 ans, située le long de la rivière Matabitchuan, dans le nord-est de l'Ontario. En 2025, l'équipe de construction s'est mobilisée sur le site, a démoli la superstructure de la centrale existante et a commencé les travaux d'excavation pour la construction de la nouvelle centrale. Le projet a un budget approuvé de 190 millions de dollars et devrait être réalisé selon le budget et le calendrier approuvés. La centrale réaménagée devrait avoir une capacité de production accrue d'environ 12 MW et devrait être mise en service en 2028.

Les centrales hydroélectriques Coniston et Stinson, situées le long de la rivière Wanapitei, à l'est de Sudbury, en Ontario, sont réaménagées dans le cadre d'un seul projet en raison de leur proximité et d'autres synergies. En 2025, les deux centrales ont été démolies et la première coulée de béton pour la prise d'eau de la centrale Coniston a été réalisée. Le projet a un budget approuvé combiné de 178 millions de dollars et devrait être réalisé selon le budget et le calendrier approuvés. Les centrales réaménagées devraient avoir une capacité de production combinée accrue d'environ 12 MW et devraient être mises en service en 2027.

Atura Power – Projets de développement

Atura Power réalise un projet en vue de l'aménagement d'un système de stockage d'énergie à batteries de quatre heures de 250 MW à l'emplacement de la centrale Napanee. Le système de stockage d'énergie à batteries Napanee (Napanee BESS) soutiendra le réseau électrique de l'Ontario en emmagasinant l'électricité durant les périodes creuses, lorsque la demande d'électricité est faible, puis en retournant l'énergie dans le réseau lorsque la demande d'électricité est élevée. Les travaux de construction ont pratiquement été terminés en 2025, et le projet est aux étapes préliminaires de mise en service. Le projet devrait être achevé en 2026 et sera exploité en vertu d'une entente de capacité de 21 ans conclue avec la SIERE. Le projet devrait être réalisé selon le budget et le calendrier approuvés.

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Atura Power fait également progresser un projet de construction du NHC à Niagara Falls, en Ontario, comme premier emplacement de production d'hydrogène à grande échelle. L'installation utilisera un électrolyseur de 20 MW pour produire de l'hydrogène à faible teneur en carbone en utilisant l'eau et l'hydroélectricité comme intrants. Au cours du quatrième trimestre de 2025, les travaux de construction du projet ont pratiquement été terminés et le projet en est aux étapes d'intégration et de mise en service du système. Le projet de construction du NHC devrait être achevé en 2026 et respecte le budget approuvé.

Atura Power réalise également un projet visant l'ajout d'une turbogénéatrice à vapeur supplémentaire à la centrale Napanee, ce qui permettra de produire jusqu'à 405 MW d'électricité pour le réseau électrique de l'Ontario. Les activités d'ingénierie et de conception et l'acquisition d'équipement essentiel ont été réalisées en 2025, tandis que les activités d'obtention de permis progressent comme prévu. Les travaux de construction ont commencé en 2025. Le projet devrait être achevé en 2028 et sera exploité en vertu d'une entente de capacité de 12 ans conclue avec la SIERE. Le projet devrait être réalisé selon le budget et le calendrier approuvés.

Vigueur financière

En tant qu'entreprise commerciale, OPG a comme priorité financière de maintenir un niveau constant de rendement financier élevé qui assure un niveau de rendement approprié sur l'investissement de l'actionnaire, assure la disponibilité d'un financement abordable pour les besoins opérationnels et du projet et soutient l'expansion future de la Société.

Dégager un rendement approprié

Conformément à son mandat commercial, OPG s'applique à accroître les revenus et le bénéfice net et à dégager un rendement approprié de l'investissement de l'actionnaire, tout en cherchant à réduire l'incidence sur les consommateurs d'électricité au moyen de l'amélioration continue de la structure de coûts de la Société.

En ce qui concerne les activités réglementées, l'atteinte des objectifs susmentionnés dépend grandement du résultat des demandes de tarifs réglementés déposées par OPG auprès de la CEO et de l'accroissement prudent de la base tarifaire des actifs productifs de rendement. OPG s'applique à démontrer clairement dans ses demandes de tarifs réglementés que les coûts requis pour investir dans les actifs réglementés de la Société, notamment les projets d'envergure, et les exploiter sont raisonnables, engagés de façon prudente et qu'ils doivent être recouvrés en entier, et que l'investissement de l'actionnaire dans ces actifs doit dégager un rendement approprié.

Pour ce qui est du secteur Production nucléaire réglementée, les niveaux de la base tarifaire, le pourcentage de la structure du capital présumée d'OPG et le RCP approuvé, qui se trouvent ci-dessous et sont établis par la CEO sur la base de critères généraux, sont pris en compte dans les tarifs de base réglementés approuvés d'OPG.

	RCP	Capitaux propres 1	Base tarifaire
(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2022 - 2026		2024	2025	2026
Production nucléaire réglementée 2	8,66 %	45 %	11 033	12 189	12 992

1 La tranche restante de 55 % de la base tarifaire devrait être financée par la dette, avec un coût moyen approuvé de 3,6 % par année pris en compte dans les tarifs de base réglementés des centrales nucléaires pour la période de 2022 à 2026. 2 Ne comprend pas les écarts entre les ajouts prévus à la base tarifaire et les ajouts réels à la base tarifaire pour les investissements admissibles, lorsque les incidences sur les besoins en revenus sont rajustées au moyen de comptes réglementaires, sous réserve de l'examen et de l'approbation de la CEO. Ces écarts sont inclus dans les tarifs de base présentés dans le tableau une fois qu'ils ont été pris en compte dans les tarifs de base réglementés approuvés par la CEO.

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La base tarifaire approuvée, la structure du capital présumée et le RCP approuvé pour les centrales hydroélectriques réglementées pour cette période sont approuvés séparément. La dernière base tarifaire pour la production hydroélectrique approuvée par la CEO était de 7 490 millions de dollars, le RCP, de 9,33 %, et le pourcentage de capitaux propres présumé, de 45 %. Ces données ont été prises en compte dans le calcul des tarifs de base réglementés de l'hydroélectricité en vigueur avant le 1er juin 2017, qui avaient été établis selon une approche fondée sur le coût du service prévu. Pour de plus amples renseignements sur les tarifs de base réglementés de l'hydroélectricité, se reporter à la rubrique Mécanismes de revenus pour la production réglementée et la production non réglementée sous Production réglementée.

OPG continue d'investir pour accroître la base tarifaire des centrales nucléaires et hydroélectriques, y compris au moyen de l'achèvement du projet de réfection de la centrale Darlington. En établissant les tarifs de base réglementés de la production nucléaire pour la période de 2022 à 2026, la CEO a approuvé le montant total au titre d'ajouts prévus d'immobilisations liés au projet de réfection de la centrale Darlington dans la base tarifaire, en fonction du budget du projet de 12,8 milliards de dollars, y compris la remise en service après la réfection des unités 3, 1 et 4.

La demande d'OPG de décembre 2025 auprès de la CEO visant de nouveaux tarifs réglementés a pour but d'obtenir l'approbation des ajouts prévus d'immobilisations dans la base tarifaire pour la période de 2027 à 2031 à l'égard du projet de réfection de la centrale Pickering et du PNCND.

Comme il est mentionné à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence opérationnelle – Production d'électricité et fiabilité, et à la rubrique Excellence des projets, sous Réaménagement des centrales hydroélectriques, OPG continue de mettre en œuvre le programme de réfection d'une turbogénéatrice, des projets de réaménagement et d'autres investissements à l'échelle des activités de production hydroélectrique réglementée de ses centrales pour veiller à la sécurité et à la fiabilité de l'exploitation. La durée de vie de ces actifs d'énergie renouvelable peut être très longue et, grâce aux activités de maintenance ou de reconstruction, ces actifs peuvent continuer de fournir de l'électricité et d'être pris en compte dans la détermination de la base tarifaire dans un avenir prévisible. La demande d'OPG de décembre 2025 auprès de la CEO visant de nouveaux tarifs réglementés a pour but d'obtenir l'approbation d'un mécanisme de financement des dépenses d'investissement supplémentaire, pour les investissements réalisés au cours des cinq années visées par la demande.

L'incidence sur les besoins en revenus des écarts entre les coûts d'investissement et les coûts autres qu'en capital engagés par OPG, prévus et approuvés par la CEO afin d'accroître la production ou la capacité de production des centrales nucléaires ou hydroélectriques réglementées dans le cadre du projet de réfection de la centrale Darlington et du projet de réfection de la centrale Pickering, et les coûts réels est comptabilisée dans un compte d'écarts approuvé par la CEO en vertu du Règlement de l'Ontario 53/05. Le règlement prévoit l'établissement d'un compte d'écarts distinct pour comptabiliser les incidences sur les besoins en revenus des écarts entre les coûts d'investissement et les coûts autres qu'en capital engagés par OPG, prévus et approuvés par la CEO pour les nouveaux projets de centrales nucléaires, et les coûts réels. Les modifications apportées au Règlement de l'Ontario 53/05 en décembre 2025 prévoient l'établissement d'un compte d'écarts pour DNNP LP, afin de comptabiliser les incidences sur les besoins en revenus des écarts entre les coûts d'investissement et les coûts autres qu'en capital engagés par DNNP LP dans le cadre du PNCND et les coûts réels, ainsi que les écarts entre les revenus nets générés par DNNP LP découlant de tout écart entre la date de mise en service prévue approuvée par la CEO d'un PRM du PNCND et la date réelle de mise en service. L'utilisation des soldes comptabilisés dans ces comptes fera l'objet d'un examen de la CEO.

Conformément aux exigences du Règlement de l'Ontario 53/05 applicables au cours du projet de réfection de la centrale Darlington, au moment de fixer les tarifs de base réglementés des centrales nucléaires en vigueur à compter du 1er janvier 2022, la CEO a reporté, pour certaines années au cours de la période de 2022 à 2026, une partie des besoins en revenus annuels tirés de la production nucléaire approuvés en vue d'un recouvrement futur dans le compte de report lié au nivellement des tarifs. En vertu de l'ordonnance de la CEO visant le montant des paiements versés de janvier 2022, aucun montant des besoins en revenus approuvés n'a été reporté en 2024 et en 2025, et aucun montant n'est prévu être reporté en 2026. Les montants reportés dans le compte de report lié au nivellement des tarifs sont

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comptabilisés à titre de revenus du secteur Production nucléaire réglementée au cours de la période à laquelle les besoins en revenus approuvés sous-jacents se rapportaient. En vertu du Règlement de l'Ontario 53/05, la CEO doit autoriser le recouvrement des montants reportés et des intérêts à un taux correspondant au coût des emprunts à long terme d'OPG approuvés par la CEO selon la méthode linéaire, sur une période ne pouvant excéder dix ans après la fin des travaux de réfection de la centrale Darlington. La demande d'OPG de décembre 2025 auprès de la CEO visant de nouveaux tarifs réglementés a pour but de recouvrer le solde du compte de report lié au nivellement des tarifs sur une période de 10 ans, jusqu'au 31 décembre 2036.

Dans le cadre de la demande de nouveaux tarifs réglementés d'OPG pour la période de 2022 à 2026, la CEO a approuvé un mécanisme permettant aux clients de partager, à parts égales, les bénéfices réglementaires dégagés par les activités réglementées d'OPG qui sont supérieurs de plus de 100 points de base au RCP approuvé et évalués sur une base cumulative de cinq ans sur la période de 2022 à 2026. Ces montants partagés avec les clients seront comptabilisés dans un compte de report distinct aux fins d'utilisation après la période de cinq ans. En outre, les cadres réglementaires en vigueur pour la période de 2022 à 2026 comprennent un seuil de déclenchement symétrique de 300 points de base au RCP approuvé, sur la base des bénéfices réglementaires dégagés, à partir duquel la CEO peut entreprendre un examen réglementaire.

En 2024, la CEO a procédé à une instance sur le coût du capital générique visant à examiner la méthode de détermination des paramètres du coût du capital et la structure du capital présumée aux fins de l'établissement des tarifs des services publics. Dans le cadre de sa décision rendue en mars 2025, la CEO a mis à jour les paramètres du coût du capital, y compris le RCP approuvé applicable aux émetteurs et distributeurs d'électricité, aux services publics de gaz naturel et aux producteurs d'électricité à tarifs réglementés. Par conséquent, le RCP approuvé a diminué de 0,25 %. Le 31 octobre 2025, la CEO a affiché un RCP approuvé de 9,11 %, applicable aux demandes tarifaires fondées sur le coût à compter du 1er janvier 2026. Le RCP approuvé continuera d'être mis à jour annuellement, au moyen de la formule d'ajustement du RCP de la CEO. Les changements susmentionnés n'ont eu aucune incidence sur le RCP approuvé ou les autres paramètres du coût du capital reflétés dans les anciens tarifs réglementés approuvés d'OPG pour la période allant jusqu'au 31 décembre 2026. Bien que la CEO n'ait pas modifié ses structures du capital présumées dans l'instance sur le coût du capital générique, elle a déclaré qu'elle examinerait, selon son bien-fondé, la proposition d'OPG à modifier sa structure du capital présumée si OPG présentait une telle proposition dans sa prochaine demande de nouveaux tarifs réglementés. La demande d'OPG de décembre 2025 auprès de la CEO visant de nouveaux tarifs réglementés comprenait une proposition d'augmenter la composante capitaux propres de la structure du capital présumée applicable à la base tarifaire de la Société.

Les modifications apportées au Règlement de l'Ontario 53/05 en décembre 2025 prévoient l'établissement d'un compte d'écarts pour DNNP LP, pour une utilisation future et jusqu'à la date d'entrée en vigueur de la première ordonnance de la CEO relative à l'établissement de tarifs réglementés pour les PRM du PNCND après l'achèvement du projet, visant la comptabilisation des incidences sur les besoins en revenus des écarts entre la structure du capital et les coûts de la dette réels de DNNP LP, et la structure du capital et les paramètres des coûts de la dette approuvés par la CEO relatifs à l'établissement de tarifs réglementés pour les PRM du PNCND. L'utilisation du solde du compte fera l'objet d'un examen de la CEO des coûts d'emprunt engagés par DNNP LP.

En avril 2025, la Province a publié une proposition de modifications possibles au Règlement de l'Ontario 53/05 afin de permettre la création d'un compte d'écarts pour comptabiliser les charges liées aux activités préparatoires des projets hydroélectriques proposés par OPG aux fins de recouvrement futur, sous réserve de l'examen par la CEO. La période de commentaires sur la proposition a pris fin le 13 juin 2025.

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Pour les actifs de production qui ne font pas partie des activités à tarifs réglementés, OPG a habituellement comme stratégie de conclure des ententes génératrices de revenus à long terme qui génèrent un rendement sur investissement approprié. Conformément à cette stratégie, la totalité des installations non réglementées en Ontario est visée par des CAE avec la SIERE. Ces contrats sont généralement élaborés de façon à permettre le recouvrement des coûts d'exploitation et des dépenses d'investissement dans des installations sous-jacentes et un rendement du capital investi, attendu que les installations continuent de satisfaire à leurs obligations contractuelles.

Assurer la disponibilité d'un financement à coût avantageux

OPG surveille activement ses besoins de financement et ses fonds disponibles prévus afin de s'assurer qu'elle pourra répondre aux besoins d'exploitation, aux engagements contractuels et autres et aux obligations à long terme de la Société. Outre les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, OPG a actuellement recours aux sources de financement principales suivantes : papier commercial, lettres de crédit, facilités de crédit, titres émis dans le cadre d'appels publics à l'épargne, titres d'emprunt fournis par la Société financière de l'industrie de l'électricité de l'Ontario (SFIEO) et l'Office ontarien de financement (OOF), injections de capitaux propres des actionnaires, des agences des gouvernements provincial et fédéral, placements privés et autres ententes de financement par emprunt et par capitaux propres de projet.

Notes de crédit

Il est essentiel pour OPG de maintenir une note de crédit de première qualité pour avoir accès à du financement à coût abordable. Au 31 décembre 2025, les notes de crédit de la Société étaient comme suit :

Type de note	DBRS Limited (DBRS) 1	S&P Global Ratings (S&P) 2	Moody's Investors Service (Moody's) 3
Note de crédit de l'émetteur	A (bas)	BBB+	A3
Dette de premier rang non garantie	A (bas)	BBB+	A3
Tendance/perspective	Stable	Stable	Stable
Programme de papier commercial – Canada	R-1 (bas)	A-1 (bas)	NN 4
Programme de papier commercial – États-Unis	NN 4	A-2	P-2

1 En avril 2025, DBRS a confirmé à A (bas) la note de crédit de l'émetteur d'OPG, à A (bas) la note de crédit de la dette de premier rang non garantie et à R-1 (bas) la note de crédit du papier commercial – Canada, et que les tendances de ces notes de crédit sont stables. 2 En août 2024, S&P a confirmé les notes de crédit d'OPG, y compris à BBB+ la note de crédit de l'émetteur avec perspective stable, à BBB+ la note de crédit de la dette de premier rang non garantie et à A-1 (bas) la note de crédit du papier commercial – Canada. 3 En mai 2025, Moody's a confirmé à A3 les notes de crédit de l'émetteur d'OPG avec perspectives stables, à A3 la note de crédit de la dette de premier rang non garantie et à P-2 la note de crédit du papier commercial – États-Unis. 4 Non noté.

Pour plus de précisions sur les facilités de crédit et la situation de trésorerie de la Société, voir la rubrique Situation de trésorerie et sources de financement.

Croissance et transformation

La Société, le plus grand producteur d'électricité de l'Ontario et l'un des producteurs d'électricité les plus diversifiés en Amérique du Nord, possède une stratégie de croissance visant à répondre à l'augmentation prévue de la demande d'électricité tout en améliorant la fiabilité et la sécurité énergétique, conformément au plan énergétique intégré de l'Ontario. Les possibilités sont évaluées au moyen d'analyses financières, d'analyses des risques et de considérations stratégiques, notamment l'évaluation des possibilités de partenariat avec d'autres entités, dans les cas où elles cadrent avec les objectifs d'entreprise d'OPG.

La stratégie de croissance d'OPG comprend des investissements dans de nouveaux développements d'installations de production et l'expansion des actifs existants pour répondre à l'évolution des besoins en électricité de l'Ontario. La stratégie repose sur l'expertise en matière d'exploitation et de projets d'OPG dans un portefeuille de production d'électricité diversifié et en pleine croissance.

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OPG cherche aussi à étendre ses activités au-delà de ses activités de production de base, directement ou par l'entremise de ses filiales ou de partenariats, en investissant dans des technologies novatrices et de nouvelles activités dans le secteur de l'électricité, notamment l'innovation nucléaire, l'électrification des transports, la production d'hydrogène à faible teneur en carbone, les systèmes de stockage d'énergie à batteries, le stockage hydroélectrique pompé et d'autres possibilités.

Développement d'une nouvelle production nucléaire

OPG se prépare en vue du développement possible de nouveaux grands réacteurs en Ontario, ce qui consiste à préparer l'information relative au processus d'évaluation de l'incidence pour le site de Wesleyville, ainsi qu'à continuer d'évaluer les autres sites existants de la Société pour déterminer s'ils se prêtent à la production de nouvelle énergie nucléaire. OPG a également commencé les évaluations préliminaires des technologies de grands réacteurs nucléaires à sa disposition. Les coûts liés à ces activités sont comptabilisés aux fins de recouvrement futur dans un compte réglementaire existant, établi en vertu du Règlement de l'Ontario 53/05. Son utilisation demeure sous réserve de l'examen par la CEO.

En octobre 2025, OPG a annoncé l'ouverture d'un Centre de découverte nucléaire à Port Hope, destiné à fournir des possibilités d'apprentissage et à favoriser la participation des collectivités. Ce centre est également un lieu où les résidents, les parties prenantes et les Premières Nations peuvent avoir accès à de l'information, participer à des activités et faire part de leurs commentaires quant à un éventuel développement d'une nouvelle production nucléaire au site de Wesleyville.

Pour de plus amples renseignements sur les activités entreprises liées à un potentiel développement d'une nouvelle production nucléaire au site de Wesleyville, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Description initiale de projet pour l'examen des possibilités de nouvelle production nucléaire sur le site de Wesleyville d'OPG.

Collaboration des services nucléaires

En décembre 2025, Laurentis Energy Partners (LEP), une filiale d'OPG, sa filiale Canadian Nuclear Partners S.A. et BWXT Canada Ltd. ont conclu un contrat de service d'ingénieur du donneur d'ouvrage à long terme avec Kozloduy NPP-New Builds PLC, une entreprise d'énergie nucléaire établie en Bulgarie. En vertu de ce contrat, le consortium participera à la construction de deux réacteurs Westinghouse AP1000 à la centrale nucléaire Kozloduy, en Bulgarie, notamment avec des services de planification de projet, d'ingénierie spécialisée et de gestion de projet.

Isotopes médicaux

En mai 2025, la CCSN a annoncé qu'elle avait l'intention de modifier le permis d'exploitation d'OPG visant le réacteur de la centrale Darlington, afin d'autoriser une production des isotopes lutétium-177 (Lu-177) et yttrium-90 (Y-90) à l'aide du système de livraison cible de l'unité 2 de la centrale Darlington. LEP produira du Lu-177 et de l'Y-90, utilisés en traitement isotopique ciblé pour certains cancers et tumeurs. Le Lu-177 est utilisé pour traiter certaines tumeurs rares ou le cancer de la prostate, tandis qu'Y-90 est majoritairement utilisé pour traiter le cancer du foie et autres grosses tumeurs inopérables.

Acceptation sociale

OPG est résolue à maintenir des normes élevées en matière de santé et de sécurité publique et d'engagement social, y compris la protection de l'environnement, la transparence, la participation des collectivités et les relations avec les Autochtones. La Société s'efforce également d'être un chef de file de la lutte contre les changements climatiques et des pratiques d'équité, de diversité et d'inclusion, et de faire la promotion de son plan d'action de réconciliation avec les Autochtones.

Plus de renseignements sur les initiatives et les activités d'acceptation sociale se trouvent à la rubrique Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable.

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Perspectives

Les perspectives de la Société en matière de rendement d'exploitation, de dépenses d'investissement et de financement et liquidités sont présentées ci-dessous. Les prévisions peuvent subir l'incidence de plusieurs facteurs, y compris l'obtention des approbations des projets, ainsi que des facteurs macroéconomiques et des événements géopolitiques, comme les tarifs et autres restrictions commerciales, comme il est précisé ci-après, à la rubrique Gestion des risques.

Rendement d'exploitation

OPG prévoit que le bénéfice net de 2026 sera inférieur à celui de 2025, en raison surtout de l'incidence de la comptabilisation du bénéfice des produits, net des coûts découlant de l'électricité produite à la centrale Pickering au cours des neuf premiers mois de 2026 dans un compte réglementaire établi conformément au Règlement de l'Ontario 53/05, ayant comme objectif de redonner ces montants aux consommateurs par la suite, des trois mois de production d'électricité supplémentaires de la centrale Pickering en 2025 et du nombre plus élevé de jours d'interruption planifiée dans le calendrier de maintenance cyclique de la centrale Darlington en 2026. Ces facteurs sont contrebalancés en partie par la perte non récurrente comptabilisée au quatrième trimestre de 2025 liée à la vente d'Eagle Creek, l'incidence de la hausse des anciens tarifs réglementés de base pour l'énergie nucléaire approuvés pour 2026 et l'augmentation de la production d'électricité découlant de la remise en service prévue de l'unité 4 de la centrale suivant sa réfection en mars 2026.

Pour de plus amples renseignements sur le plan d'OPG concernant la poursuite des activités des unités 5 à 8 de la centrale Pickering et le compte réglementaire qui s'y rapporte, se reporter à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence opérationnelle – Production d'électricité et fiabilité.

Les tarifs réglementés approuvés par la CEO établis devraient continuer de procurer une certitude réglementaire en 2026. En outre, plusieurs comptes réglementaires devraient continuer de réduire la variabilité relative de la contribution des secteurs d'activités réglementées au bénéfice net de la Société, en particulier pour le secteur Production hydroélectrique réglementée. Ces comptes comprennent entre autres les comptes liés à l'incidence sur la marge brute de la variabilité des débits d'eau et de la production perdue en raison de la production excédentaire des centrales hydroélectriques réglementées. Il n'y a pas de comptes réglementaires liés à l'incidence de la variabilité de la performance des centrales nucléaires d'OPG sur les bénéfices tirés des tarifs de base réglementés.

Les CAE conclues pour les actifs non réglementés en Ontario présentés dans les secteurs Production hydroélectrique visée par contrats et autre et Atura Power devraient contribuer à la stabilité générale des bénéfices en 2026, conformément à 2025.

Dépenses d'investissement

OPG prévoit que ses dépenses d'investissement annuelles pour les exercices 2026 à 2028 se situeront entre 7 milliards de dollars et 8 milliards de dollars. Ces prévisions sont plus élevées qu'en 2025, principalement en raison de l'avancement du projet de réfection de la centrale Pickering à l'étape d'exécution suivant l'annonce de l'approbation de la Province en novembre 2025, et de la poursuite des activités de l'étape de la définition et d'exécution pour le PNCND planifiées pour les trois prochaines années, contrebalancées en partie par la diminution des dépenses d'investissement découlant de l'achèvement du projet de réfection de la centrale Darlington prévu en 2026, par l'achèvement des projets de développement du NHC d'Atura Power et du système de stockage d'énergie par batteries à la centrale Napanee prévu en 2026, ainsi que le projet d'agrandissement de la centrale Napanee à cycle combiné en 2028.

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Financement et liquidités

En 2026, la Société prévoit une baisse des flux de trésorerie des activités d'exploitation par rapport à 2025, conformément à la baisse prévue du bénéfice net et reflétant les neuf mois d'exploitation prévus des unités 5 à 8 de la centrale Pickering, par rapport à une année complète d'exploitation en 2025. Les flux de trésorerie des activités d'exploitation en 2026 seront aussi touchés par les volumes de production d'électricité aux centrales hydroélectriques partout en Ontario, qui dépendent des conditions hydrologiques. Compte tenu du programme de dépenses d'investissement prévu, OPG prévoit que les sources de financement existantes continueront à satisfaire ses besoins de financement et à fournir les liquidités nécessaires en 2026, compte tenu de l'incidence des injections de capitaux propres de la Province et du produit tiré de la vente d'Eagle Creek. Pour plus de précisions sur les facilités de crédit d'OPG, se reporter à la rubrique Situation de trésorerie et sources de financement, sous Activités de financement.

Fonds distincts nucléaires

Les résultats d'exploitation d'OPG peuvent être touchés par le rendement des Fonds distincts nucléaires du secteur Services nucléaires durables réglementés. Au 31 décembre 2025, le Fonds distinct de déclassement et le Fonds pour combustible irradié étaient surcapitalisés, selon l'actuel plan de référence approuvé en vertu de l'Ontario Nuclear Funds Agreement (ONFA) en vigueur pour les exercices 2022 à 2026 (plan de référence en vertu de l'ONFA de 2022). En raison de la surcapitalisation, la volatilité des rendements du marché ou les fluctuations de l'indice des prix à la consommation (IPC) de l'Ontario qui déterminent le taux de rendement de la tranche du Fonds distinct pour combustible irradié garanti par la Province ne devraient pas entraîner de fluctuations des bénéfices des Fonds distincts nucléaires à court terme. La volatilité est également atténuée par l'incidence du compte réglementaire autorisé par la CEO.

La mise à jour du prochain plan de référence de l'ONFA devrait être terminée à la fin de 2026. Des modifications aux estimations de passif de capitalisation conformément à une mise à jour du prochain plan de référence de l'ONFA pourraient entraîner des modifications aux valeurs des actifs des Fonds distincts nucléaires comptabilisés au bilan consolidé, puisque ces valeurs sont limitées à l'estimation des coûts du passif de capitalisation en fonction du plus récent plan de référence de l'ONFA, majorés d'une tranche de l'excédent du Fonds distinct de déclassement qui pourrait, dans certains cas, être versée au Fonds pour combustible irradié. Ces modifications sont comptabilisées en augmentation ou en diminution du rendement des Fonds distincts nucléaires dans les états des résultats consolidés, de sorte qu'une augmentation du passif de capitalisation entraîne une hausse du rendement des Fonds distincts nucléaires, et qu'une diminution du passif de capitalisation entraîne une baisse du rendement des Fonds distincts nucléaires.

Pour de plus amples renseignements sur les Fonds distincts nucléaires, se reporter à la rubrique Principales méthodes comptables et estimations comptables critiques, sous Fonds pour enlèvement d'immobilisations nucléaires et gestion des déchets nucléaires.

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QUESTIONS ENVIRONNEMENTALES, SOCIALES, DE GOUVERNANCE ET DE DÉVELOPPEMENT DURABLE

OPG reconnaît que les clients, les parties prenantes, les titulaires de droits et l'actionnaire de la Société s'attendent non seulement à ce qu'elle exerce ses activités en tenant compte des critères environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG), mais également à ce qu'elle soit rentable. En plus de mettre l'accent sur des normes élevées de santé et de sécurité au travail et de sécurité publique, en tant que plus grand fournisseur d'énergie de l'Ontario, la Société s'efforce d'être un chef de file du développement durable, de la lutte contre les changements climatiques et des relations avec les Autochtones. Pour ce faire, elle met en œuvre des stratégies d'exploitation et de croissance qui réduisent au minimum son incidence sur le plan environnemental, favorisent la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES), augmentent la résilience des activités aux incidences associées aux changements climatiques et font la promotion de la réconciliation avec le peuple autochtone, tout en tenant compte des effets pour les consommateurs d'électricité. L'objectif d'OPG de devenir un chef de file au chapitre des meilleures pratiques d'équité, de diversité et d'inclusion d'ici 2030 est un élément central de la stratégie ESG et de développement durable.

Santé et sécurité

OPG s'attend à ce que la manière de travailler des employés et des entrepreneurs soit conforme à la culture de santé et sécurité de la Société, à la politique sur la santé et la sécurité des employés et à la politique sur la sécurité des activités. Les systèmes de gestion intégrés de la santé et de la sécurité, les procédures de contrôle du risque opérationnel et les processus de gestion des entrepreneurs d'OPG assurent la surveillance continue de la performance en matière de santé et de sécurité des installations de la Société et contribuent à la formation et à l'amélioration continues à ce chapitre. OPG s'est maintenue dans le premier quartile parmi les entreprises de services publics d'électricité canadiennes comparables pour diverses mesures de la performance en matière de sécurité. OPG utilise la fréquence des blessures consignées comme mesure de performance pour analyser la performance d'OPG par rapport aux autres services publics d'électricité au Canada. OPG utilise également le taux de fréquence des blessures graves comme principale mesure de sécurité de l'entreprise. Le taux de fréquence des blessures plus graves est de 100%, ce qui est à l'origine de blessures plus graves que la mesure de la fréquence des blessures consignées et permet à OPG de se concentrer sur les dangers aux conséquences graves dans le cadre de sa culture en matière de santé et sécurité.

La performance d'OPG en matière de sécurité des employés en milieu de travail, mesurée par les indicateurs de fréquence des blessures consignées et du taux de fréquence des blessures graves, se présente comme suit :

Données sur la sécurité 1	2025	2024
Fréquence des blessures consignées (blessures par 200 000 heures)	0,09	0,23
Fréquence des blessures graves (blessures graves par 200 000 heures)	0,00	0,02

1 La performance vise OPG et ses filiales.

En 2025, la fréquence des blessures consignées et le taux de fréquence des blessures graves d'OPG se sont améliorés par rapport à 2024. Pour encore plus renforcer sa performance en matière de sécurité, la Société continue de mettre en œuvre des initiatives pour cibler les tendances en matière de blessures et d'incidents fréquents dans le secteur de l'énergie, en fonction de l'analyse d'événements compromettant la sécurité et l'utilisation d'outils de performance humaine, y compris la surveillance accrue sur le terrain et le contrôle de l'existence de mesures de sécurité.

OPG continue de se concentrer sur le programme de sûreté nucléaire et d'investir dans les systèmes de sûreté nucléaire. Afin d'assurer en permanence la sécurité publique, l'exposition des citoyens aux rayonnements associés à l'exploitation des centrales nucléaires d'OPG est estimée annuellement pour les personnes qui vivent ou travaillent près des centrales nucléaires. Pour le public, la dose annuelle émanant des activités de chaque centrale nucléaire est exprimée en microsievert (μSv), qui est l'unité de mesure internationale de la dose de rayonnement.

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L'estimation de la dose annuelle reçue par le public découlant des activités des centrales nucléaires d'OPG se présente comme suit :

Estimation de la dose annuelle reçue par le public	2024		2023
	μSv	% de la limite légale annuelle 1	μSv	% de la limite légale annuelle 1
Centrale Darlington	0,9	<0,1 %	0,7	<0,1 %
Centrale Pickering	1,4	0,1 %	1,5	0,2 %

1 La limite légale annuelle correspond à 1 000 μSv pour chaque centrale nucléaire.

Même si les doses estimées découlant des activités des centrales nucléaires d'OPG pour l'année d'exploitation 2025 ne seront pas disponibles avant le deuxième trimestre de 2026, elles ne devraient pas différer considérablement de celles de 2024.

OPG continue d'investir dans la sécurité et la mise à niveau des voies navigables et des barrages près des centrales hydroélectriques. Le programme de sécurité des barrages d'OPG couvre la sécurité des barrages, la gestion des situations d'urgence et la sécurité du public autour des barrages, conformément à la politique sur la sécurité des activités de la Société. Les pratiques de la Société dans ces domaines pour les activités exercées en Ontario sont régulièrement examinées par un groupe de travail indépendant composé d'experts reconnus internationalement, qui sont constamment parvenus à la conclusion que bon nombre des éléments du programme de sécurité des barrages d'OPG sont les meilleurs du secteur et qu'une solide culture d'amélioration continue y existe.

Facteurs environnementaux

OPG s'engage à respecter et, le cas échéant, à dépasser les obligations et les engagements environnementaux de la Société. Notamment, en vertu de sa politique environnementale, OPG s'engage à :

maintenir un système de gestion environnementale et la certification de ce système à la norme ISO 14001, la norme relative aux systèmes de gestion environnementale pour OPG, à l'exclusion des filiales;
travailler pour prévenir ou atténuer les répercussions néfastes sur l'environnement dans un but à long terme d'amélioration continue;
mettre en œuvre un plan en matière de changements climatiques et à s'efforcer d'atteindre les jalons et les objectifs qui y sont définis;
gérer ses sites de manière à maintenir ou, s'il convient de le faire sur le plan des affaires, à régénérer les milieux naturels d'importance et les espèces menacées connexes.

Dans le cadre de ce système, OPG établit des objectifs environnementaux et a des programmes de planification, de contrôle opérationnel et de surveillance pour gérer les incidences positives et négatives de la Société sur l'environnement. Les principaux aspects environnementaux des activités d'OPG comprennent les déversements, les variations des débits et des niveaux de l'eau, les émissions radiologiques et non radiologiques, la production de déchets radioactifs de faible et de moyenne activité, la production de déchets non radioactifs, l'habitat faunique, et l'impaction, l'entraînement et la ponte des poissons.

Le système de gestion environnementale est passé en revue chaque année pour s'assurer qu'il demeure approprié selon les besoins et le contexte des activités de la Société. Les objectifs en matière de performance environnementale font partie du processus de planification commerciale annuelle et reposent sur la performance passée et sur des analyses comparatives externes visant à promouvoir l'amélioration continue. OPG a atteint ou dépassé les objectifs qu'elle s'était fixés pour 2025 en ce qui a trait aux déversements, aux infractions environnementales, aux émissions de carbone 14 dans l'air, au volume de déchets de faible activité et de moyenne activité générés et aux émissions de tritium dans l'air et dans l'eau.

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OPG a élaboré des plans de gestion de la conservation de la biodiversité qui répertorient les zones naturelles importantes, les objectifs de conservation, les menaces et les mesures proposées pour soutenir la biodiversité dans les sites d'exploitation de la Société et dans l'ensemble de l'Ontario. Pour maximiser les avantages et gérer les incidences, la surveillance de la biodiversité, la naturalisation du site, la création d'habitats et le contrôle des espèces envahissantes sont quelques-unes des initiatives de conservation mises de l'avant. En 2025, OPG a continué de travailler avec des partenaires communautaires et autochtones afin de soutenir la biodiversité et les écosystèmes régionaux, notamment des solutions naturelles visant à protéger et à restaurer l'habitat et à promouvoir l'éducation et la sensibilisation à la biodiversité afin d'aider au rétablissement des paysages naturels de l'Ontario. En 2025, OPG et ses partenaires des activités de conservation ont planté environ 486 000 arbres et arbustes indigènes. Depuis 2000, OPG a planté plus de 10 millions d'arbres, ce qui permet d'atteindre la cible énoncée dans son plan en matière de changements climatiques.

En décembre 2024, le gouvernement du Canada a publié la version définitive du Règlement sur l'électricité propre (REP). À compter de 2035, le REP établira des limites sur les émissions de dioxyde de carbone provenant des installations de production d'électricité d'une capacité de production de 25 MW ou plus qui utilisent des combustibles fossiles et qui sont raccordées à un réseau électrique assujetti aux normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC). En 2025, les centrales à cycle combiné Lennox, Atikokan et Atura Power d'OPG se sont enregistrées dans le cadre du REP. OPG continue d'évaluer l'incidence de ce règlement sur ses centrales thermiques et de suivre l'évolution de la situation relativement au REP.

Changements climatiques

OPG continue de surveiller l'élaboration des normes de communication volontaire de l'information financière concernant la durabilité et le changement climatique qui est mesurable et pertinente pour les investisseurs et les autres parties prenantes, y compris les normes du Conseil des normes internationales d'information sur la durabilité, celles du Conseil canadien des normes d'information sur la durabilité et les obligations d'information liées aux changements climatiques proposées par les Autorités canadiennes en valeurs mobilières.

Pour de plus amples renseignements sur la stratégie sur les changements climatiques d'OPG et les mécanismes de surveillance qui s'y rapportent, se reporter à la rubrique Description des activités, sous Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable, de la notice annuelle. D'autres renseignements sur la gestion des risques liés au climat se trouvent à la rubrique Gestion des risques, sous Risques pouvant compromettre l'excellence opérationnelle, du présent rapport de gestion.

Tarification du carbone

La Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre du Canada prescrit la tarification du carbone au moyen d'un système de tarification fondé sur le rendement pour les établissements industriels et une redevance sur les combustibles pour les achats de combustibles fossiles non exemptés, ainsi qu'une augmentation de 15 $ la tonne par année de la tarification fédérale des émissions d'équivalent dioxyde de carbone (éq. $\mathrm{CO}_{2}$), la faisant passer de 65 $ en 2023 à 170 $ en 2030. Le programme des normes de rendement à l'égard des émissions de l'Ontario est aligné sur la tarification fédérale du carbone. Pour OPG, les obligations de conformité à la tarification du carbone s'appliquent à la centrale Lennox et aux centrales à cycle combiné d'Atura Power. OPG a mis en œuvre des processus de recouvrement dans la mesure possible des coûts du carbone en vertu des ententes génératrices de revenus actuelles pour ces centrales. Par conséquent, le programme de tarification du carbone ne devrait pas avoir d'incidence financière importante sur la Société.

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Performance et principales mesures liées au climat

OPG continue de déterminer les incidences climatiques les plus pertinentes sur ses activités dans le contexte du cadre de référence sur les questions ESG et de développement durable, et s'est engagée à s'aligner sur les mesures sectorielles. OPG est sur le point d'élaborer des mesures quantitatives et des cibles à plus long terme en matière d'adaptation aux changements climatiques en vue d'intégrer les questions liées au climat dans les processus d'entreprise. OPG a défini des mesures initiales qu'elle considère comme pertinentes pour les parties prenantes, lesquelles se présentaient comme suit aux 31 décembre et pour les exercices clos à ces dates :

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Mesures en matière de changements climatiques

Capacité de production en service par type de production (MW) 1

Production d'électricité par type de production (TWh) 1

BAII des centrales par type d'installation (millions de dollars); risque de transition lié au climat 1

Émissions de GES de niveau 1 et de niveau 2 $(tCO_{2}e)^{2}$

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Capacité de production en service par type de production^{1}	Au 31 décembre 2025, la capacité totale de production en service découlant de production au gaz naturel a augmenté par rapport au 31 décembre 2024, en raison de l'achèvement des accroissements de capacité liés par contrat à la centrale Halton Hills au premier trimestre de 2025. Les sources à faibles émissions de carbone continuent de représenter la majeure partie de la capacité de production en service totale d'OPG.
Production d'électricité par type de production^{2}	Les sources à faibles émissions de carbone ont représenté environ 84 % de la production totale d'OPG en 2025, contre environ 86 % en 2024. La diminution est imputable surtout à la hausse de la production du secteur Atura Power en raison de l'augmentation de la demande d'électricité provenant des centrales à cycle combiné. Pour de plus amples renseignements, se reporter à la rubrique Faits saillants, sous Production d'électricité.
BAII des centrales par type d'installation; risque de transition lié au climat^{3}	La partie du BAII découlant de la production à faibles émissions de carbone a augmenté en 2025 par rapport à 2024, en raison surtout de la hausse de la production d'électricité et la baisse des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration du secteur Production nucléaire réglementée. Pour de plus amples renseignements, se reporter à la rubrique Analyse des résultats d'exploitation par secteur d'activité, sous Production nucléaire réglementée.
Émissions de GES de niveau 1 – Directes et taux d'émissions atmosphériques^{4}	La mesure des émissions de GES de niveau 1 détermine les émissions directes d'éq. CO_{2} des activités thermiques et nucléaires et des autres centrales d'OPG. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2024, 4 674 009 d'éq. CO_{2} (3 362 796 tonnes d'éq. CO_{2} en 2023) ont été émises par les activités thermiques, soit plus de 99 % du total des émissions d'éq. CO_{2} d'OPG, les émissions restantes provenant des activités des centrales nucléaires et d'autres centrales. L'augmentation des émissions d'éq. CO_{2} en 2024 était principalement attribuable à la hausse de la production d'électricité des centrales à cycle combiné d'Atura Power. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2024, OPG a émis en moyenne 57,2 grammes d'éq. CO_{2} par kilowattheure (kWh) sur la base de sa production totale d'électricité (41,7 grammes par kWh en 2023).
Émissions indirectes de GES de niveau 2^{4}	La mesure des émissions de GES de niveau 2 détermine les émissions indirectes d'éq. CO_{2} de l'achat de production d'électricité des fournisseurs de services publics. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2024, environ 35 165 tonnes d'éq. CO_{2} (18 244 tonnes d'éq. CO_{2} en 2023) ont été émises selon les achats d'énergie. La hausse des émissions d'éq. CO_{2} en 2024 est surtout attribuable aux efforts soutenus visant à améliorer les stocks d'émissions de GES de cette catégorie et à l'augmentation des émissions du réseau électrique.

Mesure de la capacité disponible provenant des diverses sources de production d'électricité d'OPG et de la capacité énergétique à faibles émissions de carbone par rapport à d'autres sources. Les centrales alimentées au nucléaire, à l'énergie renouvelable et à la biomasse sont considérées comme des sources à faibles émissions de carbone.
Mesure de l'électricité produite provenant de diverses sources de production d'OPG et mesure de suivi des sources de production d'énergie à faibles émissions de carbone (énergie nucléaire, renouvelable et alimentée à la biomasse) par rapport à d'autres sources.
Mesure de la partie du BAII des centrales électriques d'OPG tirée de sources de production à faibles émissions de carbone (énergie nucléaire, énergie renouvelable et biomasse) par rapport à d'autres sources.
Les émissions de GES de niveau 1 ainsi que le taux d'émission et les émissions de niveau 2 sont fondés sur les estimations disponibles les plus récentes.

Relations avec les Autochtones

OPG détient et exploite des actifs de production d'électricité dans le traité et les territoires traditionnels des Autochtones en Ontario. La politique sur les relations avec les Autochtones d'OPG et le plan d'action pour la réconciliation formalisent l'engagement de la Société à travailler avec les collectivités autochtones, à favoriser des relations positives et mutuellement avantageuses afin de générer des avantages sociaux et économiques grâce aux partenariats et à la collaboration. L'engagement comprend, le cas échéant, l'établissement de partenariats de développement liés à la production d'énergie reposant sur des ententes commerciales à long terme et d'autres projets conjoints à proximité des opérations actuelles et futures de la Société. OPG a reçu la certification de niveau OR du Conseil canadien pour

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le commerce autochtone dans le cadre du programme Accréditation de partenariat en relations autochtones, qui confirme qu'OPG s'est dotée des meilleures pratiques nationales et a fait preuve de son engagement en matière de relations avec les Autochtones.

La Société a travaillé en partenariat avec des communautés autochtones en Ontario à la construction de la centrale hydroélectrique Peter Sutherland Sr., de la centrale hydroélectrique Lower Mattagami, de la centrale hydroélectrique Lac Seul et de la centrale solaire Nanticoke. Le tableau suivant présente des statistiques globales liées à ces partenariats de développement liés à la production d'énergie pour les exercices clos les 31 décembre :

Données sur les partenariats avec les Autochtones	2025	2024
Capacité de production en service en partenariat avec les communautés autochtones (en MW)	574	574
Revenus de production d'électricité tirés en partenariat avec les communautés autochtones (en millions de dollars)	290	263

OPG continue de maintenir un engagement proactif et continu avec les communautés autochtones en ce qui concerne les activités et les projets de la Société, notamment grâce à une consultation précoce, à l'intégration des connaissances et des perspectives autochtones, à une résolution de problème attentive et à la création de relations à long terme. OPG collabore activement avec de nombreuses nations et communautés autochtones qui ont des droits ou des intérêts ancestraux, issus de traités ou inhérents sur les terres et les territoires. Des réunions mensuelles ont eu lieu tout au long de 2025, afin de s'assurer que les nations et communautés autochtones avaient accès à l'information et aux possibilités leur permettant d'avoir une incidence sur les résultats des projets sur les sites visés par des projets d'OPG, y compris le PNCND, le projet de réfection de la centrale Pickering et au potentiel développement d'une nouvelle production nucléaire au site de Wesleyville. À la fin de 2025, OPG a signé des protocoles d'entente modifiés avec les communautés locales des Premières Nations visant la progression du potentiel développement d'une nouvelle production nucléaire au site de Wesleyville, en reconnaissant les territoires autochtones et en mettant l'accent sur la collaboration.

Un accès accru pour les Autochtones aux possibilités d'emploi et de devenir fournisseurs demeure l'un des engagements clés dont fait état le plan d'action de réconciliation d'OPG. Son élément central est le programme de possibilités des Autochtones d'OPG, une collaboration entre OPG, l'Electrical Power Systems Construction Association (EPSCA), Kagita Mikam Aboriginal Employment and Training, les syndicats d'ouvriers de la construction et les fournisseurs partenaires de l'industrie, qui permet l'embauche de participants autochtones pour pourvoir des postes dans le secteur de l'énergie. Au 31 décembre 2025, le programme dépassait son objectif annuel de 4 placements, plaçant 74 participants dans des rôles d'employés dans le cadre du programme de possibilités des Autochtones. Depuis le lancement du programme en 2018, 256 participants ont été placés dans des rôles d'employés.

OPG continue de mettre l'accent sur l'augmentation des retombées économiques pour les communautés et les entreprises autochtones au moyen d'activités, de projets et d'initiatives, y compris des processus d'approvisionnement concurrentiels. En 2025, OPG a accordé des contrats, évalués à environ 347 millions de dollars, à des entreprises autochtones et des distributions provenant de partenariats donnant droit à des avantages fiscaux à hauteur de 18 millions de dollars aux Premières Nations en Ontario. Depuis le lancement du plan d'action de réconciliation d'OPG en 2021, OPG a accordé des contrats et des distributions provenant de partenariats donnant droit à des avantages fiscaux évalués à environ 793 millions de dollars à des communautés et des entreprises autochtones, soit environ 79 % de l'objectif de la Société à générer des retombées économiques de 1 milliard de dollars sur une période de 10 ans.

Équité, diversité et inclusion

OPG s'engage à promouvoir l'équité, la diversité et l'inclusion en milieu de travail à l'échelle de l'entreprise et de ses sites, dans le cadre d'une culture où tous les employés, entrepreneurs et partenaires d'affaires sont traités de façon équitable et respectueuse. Pour OPG, l'équité, la diversité et l'inclusion sont des valeurs essentielles à la constitution d'une main-d'œuvre performante, diversifiée et engagée et sont fondamentales à l'atteinte de ses

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objectifs stratégiques. Forte de l'appui de ses employés, de ses partenaires d'affaires et des collectivités où elle exerce ses activités, la Société continue d'être fidèle à sa stratégie et à ses priorités en matière d'équité, de diversité et d'inclusion, et s'efforce de constituer une main-d'œuvre qui représente ses collectivités et d'assurer une culture d'inclusion.

L'engagement de la Société à l'égard de l'équité, de la diversité et de l'inclusion soutient sa stratégie sur 10 ans en cette matière et est renforcé grâce au Code de conduite professionnelle de la Société et sa gouvernance connexe. En mai 2025, OPG a mis à jour sa stratégie en matière d'équité, de diversité et d'inclusion en s'appuyant sur les engagements antérieurs et en rendant disponible de nouveaux outils et de nouvelles formations à l'intention des leaders, y compris des guides d'entrevue améliorés, afin de favoriser des décisions d'embauche inclusives et équitables.

OPG est engagée à adopter des pratiques en matière d'emploi visant à accroître la représentation des quatre groupes désignés par la Loi sur l'équité en matière d'emploi. OPG utilise les mesures fournies par Emploi et développement social Canada pour évaluer les progrès et repérer les écarts entre la disponibilité externe et la représentation interne des quatre groupes désignés. Les calculs de la disponibilité sur le marché du travail reposent sur des données provenant de Statistique Canada et l'Enquête canadienne sur l'incapacité, et dépendent du secteur d'activité, de l'emplacement géographique et de la catégorie d'emploi d'OPG. En vertu de la Loi sur l'équité en matière d'emploi, un effectif atteint l'équité en matière d'emploi lorsque la représentation interne des groupes désignés correspond à la disponibilité sur le marché du travail pertinente.

La représentation de ces groupes au sein de l'effectif d'OPG aux 31 décembre s'établissait comme suit par rapport à la disponibilité sur le marché du travail :

Groupe désigné^{1}	Disponibilité du marché de l'emploi^{2}	2025^{3}	2024^{3}
Femmes	29,1 %	24,8 %	24,6 %
Autochtones	2,4 %	2,5 %	2,5 %
Personnes racialisées	33,3 %	23,4 %	22,9 %
Personnes handicapées	11,4 %	6,8 %	7,2 %

1 Les données sur la représentation au sein de l'effectif d'OPG dépendent de la volonté des employés de s'identifier. 2 Les données sur la disponibilité sur le marché du travail présentées portent sur 2024, soit les dernières données publiées disponibles. 3 Les données sur la représentation au sein de l'effectif comprennent tous les types d'employés, y compris les employés réguliers et temporaires.

OPG applique les principes d'équité, de diversité et d'inclusion dans la planification de la relève et contrôle les mesures en vue de s'assurer que le bassin de candidats à des postes de la direction est diversifié et juste. La représentation des quatre groupes désignés selon la Loi sur l'équité en matière d'emploi au sein du conseil et de la haute direction s'établissait comme suit au 31 décembre 2025 :

	Femmes		Représentation de la diversité^{1}	Total
Administrateurs	6	54,5 %	54,5 %	11
Dirigeants^{2}	6	60,0 %	90,0 %	10
Équipe de leadership de l'entreprise^{3}	7	63,6 %	72,7 %	11
Équipe de la haute direction^{4}	27	34,2 %	53,2 %	79

1 Personnes faisant partie de plus d'un des quatre groupes désignés : les femmes, les personnes racialisées, les Autochtones et les personnes handicapées. 2 Membres de la direction d'OPG désigné comme dirigeants d'une société, comme définis par la Loi sur les sociétés par actions (Ontario). 3 L'équipe de leadership de l'entreprise comprend le président et chef de la direction d'OPG, les hauts dirigeants et principaux vice-présidents qui relèvent du chef de la direction ou qui peuvent être nommés par l'équipe de leadership de l'entreprise. 4 L'équipe de haute direction comprend les vice-présidents, ou équivalents, et ne comprend pas les membres des autres groupes désignés.

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ANALYSE DES RÉSULTATS D'EXPLOITATION PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

Production nucléaire réglementée

Le secteur Production nucléaire réglementée exerce ses activités en Ontario et vise à produire et à vendre l'électricité provenant des centrales nucléaires Darlington et Pickering, et comprend aussi les revenus tirés d'un contrat de location à long terme et de contrats connexes conclus avec Bruce Power qui visent les centrales nucléaires Bruce. Ces revenus comprennent les revenus locatifs, les honoraires pour les services de gestion des déchets nucléaires et les revenus tirés des ventes d'eau lourde et des services de détritisation. Ce secteur tire également des revenus de contrats de vente d'isotopes réglementés et de la prestation de services auxiliaires au réseau d'électricité fournis par les centrales nucléaires exploitées par OPG. En outre, le secteur rend compte des dépenses liées au PNCND et des résultats d'exploitation de DNNP LP.

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024
Production d'électricité (en TWh)	38,0	33,0
Revenus	4 527	3 798
Charges liées au combustible	343	288
Marge brute	4 184	3 510
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	1 962	2 469
Impôts fonciers	27	25
Autres pertes	14	9
Bénéfice avant intérêts, impôts sur les bénéfices et amortissement	2 181	1 007
Amortissement	782	665
Bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	1 399	342

Le bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices du secteur a augmenté de 1 057 millions de dollars en 2025 en regard de celui de 2024.

La hausse du bénéfice du secteur découle essentiellement de la baisse de 507 millions de dollars des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration et de la hausse de 500 millions de dollars des revenus imputable à une hausse de 5,0 TWh de la production d'électricité. La baisse des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration s'explique surtout par la diminution des dépenses liées aux travaux de maintenance cycliques du fait du nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée aux centrales Darlington et Pickering et de l'incidence totale sur l'exercice 2025 de la fin des activités commerciales de l'unité 1 et de l'unité 4 de la centrale Pickering au quatrième trimestre de 2024.

La baisse de l'amortissement de 63 millions de dollars en 2025 par rapport à 2024, compte non tenu de l'amortissement lié au recouvrement et au remboursement des soldes du compte réglementaire autorisé par la CEO, est attribuable surtout à la fin des activités commerciales de l'unité 1 et de l'unité 4 de la centrale Pickering au quatrième trimestre de 2024, compensée en partie par l'augmentation de l'amortissement comptabilisé en raison de la mise en service des immobilisations.

Une augmentation des revenus en 2025 reflétant l'incidence des nouveaux avenants tarifaires liés à l'utilisation des comptes réglementaires en vertu de la décision et de l'ordonnance de la CEO en juin 2024, et de la demande d'OPG pour de telles dispositions, entrée en vigueur le 1er juillet 2024, a été en grande partie contrebalancée par une augmentation correspondante de l'amortissement des actifs réglementaires et des passifs réglementaires comptabilisés pour ces soldes.

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Les nombres de jours d'interruption planifiée et non planifiée aux centrales nucléaires Darlington et Pickering ont été les suivants :

	2025	2024
Jours d'interruption planifiée
Centrale Darlington 1	25,7	118,3
Centrale Pickering	83,4	295,6
Jours d'interruption non planifiée
Centrale Darlington 1	31,0	88,3
Centrale Pickering	48,0	76,6

1 Le nombre de jours d'interruption planifiée et non planifiée ne tient pas compte des interruptions dans les unités pendant toute la période au cours de laquelle elles font l'objet de travaux de réfection. Ainsi, l'unité 1 de la centrale Darlington a été exclue du nombre de jours d'interruption planifiée et non planifiée durant la période de réfection, soit du 15 février 2022 au 27 novembre 2024, et l'unité 4 de la centrale Darlington a été exclue des mesures étant donné que les travaux de réfection ont commencé le 19 juillet 2023.

Le nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Darlington en 2025 qu'en 2024 s'explique par l'incidence d'une interruption de maintenance cyclique de l'unité 2 de la centrale au premier semestre de 2024.

Le nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Pickering en 2025 qu'en 2024 s'explique par l'incidence du calendrier de maintenance cyclique de la centrale et d'autres travaux prévus de maintenance, d'inspection et de réparation effectués à la centrale en 2024.

Le nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Darlington en 2025 qu'en 2024 s'explique principalement par les travaux de réparation du générateur de vapeur de l'unité 3 de la centrale au premier semestre de 2024.

Le nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée à la centrale Pickering en 2025 qu'en 2024 s'explique principalement par des activités de récupération de la machine de chargement de combustible réalisées à la centrale au premier semestre de 2024.

Les taux de capacité des unités de production des centrales nucléaires Darlington et Pickering ont été les suivants :

	2025	2024
Taux de capacité des unités de production (en %) 1,2
Centrale Darlington	97,2	87,0
Centrale Pickering	96,7	96,4

1 Le taux de capacité des unités de production nucléaire exclut les unités pendant toute période au cours de laquelle elles font l'objet de travaux de réfection. 2 À compter du quatrième trimestre de 2025, et dans le cadre d'une mesure du rendement d'exploitation, la Société a remplacé le facteur de capacité des unités de production par le taux de capacité des unités de production. Pour de plus amples renseignements sur le taux de capacité des unités de production, se reporter à la rubrique Indicateurs clés du rendement d'exploitation et mesures financières non conformes aux PCGR.

Le taux de capacité des unités de production de la centrale Darlington a augmenté en 2025 par rapport à 2024 en raison surtout du nombre moins élevé de jours d'interruption non planifiée. En 2025, le taux de capacité des unités de production de la centrale Pickering a été comparable à celui de 2024.

Services nucléaires durables réglementés

Le secteur Services nucléaires durables réglementés d'OPG présente les résultats des activités de la Société liés à la gestion du combustible nucléaire irradié et des déchets de faible activité et de moyenne activité, au déclassement des centrales nucléaires d'OPG, y compris les centrales louées à Bruce Power et d'autres installations, à la gestion des Fonds distincts nucléaires et aux installations connexes, y compris l'inspection et la maintenance des installations de stockage du combustible nucléaire irradié et des déchets de faible activité et de moyenne activité. Par conséquent,

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une charge de désactualisation, qui correspond à l'augmentation de la valeur actuelle des passifs nucléaires comptabilisés aux bilans consolidés, attribuable au passage du temps, et le rendement des Fonds distincts nucléaires sont présentés dans ce secteur.

Au fil de l'exploitation des centrales nucléaires, OPG engage des coûts différentiels liés au combustible nucléaire irradié de faible activité et de moyenne activité générée, qui font augmenter les passifs nucléaires. Ces coûts différentiels sont imputés aux activités courantes du secteur Production nucléaire réglementée afin de refléter le coût de production de l'énergie produite par les centrales nucléaires Darlington et Pickering et les revenus tirés du contrat de location et des ententes connexes conclus avec Bruce Power. Puisque les coûts différentiels font augmenter les passifs nucléaires présentés dans le secteur Services nucléaires durables réglementés, OPG comptabilise une charge intersectorielle entre les secteurs Production nucléaire réglementée et Services nucléaires durables réglementés. L'incidence de cette charge intersectorielle est éliminée dans les états des résultats et les bilans consolidés.

Le secteur Services nucléaires durables réglementés est considéré comme réglementé parce que les coûts liés aux passifs nucléaires sont inclus dans le calcul, par la CEO, des tarifs réglementés de l'électricité produite par les installations nucléaires réglementées Darlington et Pickering d'OPG.

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024
Revenus	153	185
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	153	185
Désactualisation des passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations nucléaires et à la gestion des déchets nucléaires	1 232	1 210
Rendement des fonds pour enlèvement d'immobilisations	(1 138)	(1 102)
Perte avant intérêts et impôts sur les bénéfices	(94)	(108)

La perte avant intérêts et impôts sur les bénéfices du secteur a diminué de 14 millions de dollars en 2025 par rapport à 2024. La diminution s'explique principalement par la hausse du rendement des Fonds distincts nucléaires, contrebalancée en grande partie par une hausse de la charge au titre de la désactualisation sur les passifs nucléaires. La hausse de la charge au titre de la désactualisation sur les passifs nucléaires est attribuable à l'augmentation de la valeur actuelle des obligations sous-jacentes pour refléter le passage du temps.

La hausse du rendement des Fonds distincts nucléaires est attribuable à la croissance de la valeur actuelle du passif de capitalisation sous-jacent selon le plan de référence en vertu de l'ONFA en vigueur. Étant donné que le Fonds distinct de déclassement et le Fonds pour combustible irradié étaient surcapitalisés en 2025 et en 2024, ils n'ont pas subi l'incidence des rendements du marché et du taux de rendement garanti fourni par la Province pour une partie du Fonds distinct pour combustible irradié. Lorsque les deux fonds sont surcapitalisés, OPG limite le montant des actifs des Fonds distincts nucléaires qui est comptabilisé au bilan consolidé à la valeur actuelle du passif de capitalisation sous-jacent selon le plan de référence en vigueur en vertu de l'ONFA.

Au 31 décembre 2025, le Fonds distinct de déclassement était surcapitalisé d'environ 55 %, compte tenu du taux de rendement garanti fourni par la Province, et le Fonds distinct pour combustible irradié, d'environ 11 %, selon le plan de référence en vertu de l'ONFA de 2022.

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Production hydroélectrique réglementée

Le secteur Production hydroélectrique réglementée d'OPG exerce ses activités en Ontario et vise à produire et à vendre l'électricité provenant de la plupart des centrales hydroélectriques d'OPG. Ce secteur comprend les résultats des 54 centrales hydroélectriques réglementées situées sur de nombreuses rivières importantes à l'échelle de la Province. De plus, le secteur comprend les revenus tirés de la prestation de services auxiliaires au réseau d'électricité et d'autres revenus générés par les centrales hydroélectriques à tarifs réglementés d'OPG.

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024
Production d'électricité (en TWh)	30,9	32,5
Revenus ¹	1 621	1 571
Charges liées au combustible	347	335
Marge brute	1 274	1 236
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	412	416
Impôts fonciers	1	1
Autres pertes	20	11
Bénéfice avant intérêts, impôts sur les bénéfices et amortissement	841	808
Amortissement	267	227
Bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	574	581

¹ Pour 2025 et 2024, les revenus du secteur Production hydroélectrique réglementée ont compris des paiements incitatifs liés au mécanisme incitatif pour la production d'hydroélectricité réglementée approuvé par la CEO respectivement de 53 millions de dollars et de 28 millions de dollars. Ce mécanisme prévoit une tarification incitative pour encourager OPG à faire passer la production hydroélectrique des plages horaires à bas prix de marché aux plages horaires à fort prix de marché, réduisant ainsi les coûts globaux pour les clients. Les paiements incitatifs ont été réduits pour éliminer les revenus incitatifs découlant des conditions de production excédentaire de l'énergie de base.

Le bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices du secteur a diminué de 7 millions de dollars en 2025 en regard de celui de 2024. La baisse du bénéfice sectoriel découle principalement de la hausse de l'amortissement, compte non tenu de l'amortissement lié au recouvrement et au remboursement des soldes du compte réglementaire autorisé par la CEO en raison des immobilisations mises en service.

Une augmentation des revenus en 2025 reflétant l'incidence des nouveaux avenants tarifaires liés à l'utilisation des comptes réglementaires en vertu de la décision et de l'ordonnance de la CEO en juin 2024, et de la demande D'OPG pour de telles dispositions, entrée en vigueur le 1er juillet 2024, a été en grande partie contrebalancée par une augmentation correspondante de l'amortissement des actifs réglementaires et des passifs réglementaires comptabilisés pour ces soldes.

La disponibilité hydroélectrique pour les centrales présentées dans le secteur Production hydroélectrique réglementée se présentait comme suit :

	2025	2024
Disponibilité hydroélectrique (en %) ¹	85,5	85,8

¹ La disponibilité hydroélectrique est définie à la rubrique Indicateurs clés du rendement d'exploitation et mesures financières non conformes aux PCGR.

La disponibilité hydroélectrique en 2025 est comparable à celle de 2024.

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Production hydroélectrique visée par contrats et autre

Le secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre exerce ses activités en Ontario et aux États-Unis, et produit et vend de l'électricité à partir des centrales à tarifs non réglementés de la Société. Le secteur comprend essentiellement les centrales exploitées aux termes des CAE avec la SIERE.

Le secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre comprend la quote-part revenant à OPG des revenus des installations productrices d'électricité à tarifs non réglementés dans lesquelles OPG est copropriétaire ou détient une participation minoritaire, et des revenus tirés de la prestation de services auxiliaires au réseau d'électricité et d'autres revenus provenant des centrales incluses dans le secteur.

Depuis le 9 janvier 2026, soit depuis la vente d'Eagle Creek, la Société n'a plus d'installations de production d'électricité aux États-Unis, et n'exerce plus ses activités là-bas. Le secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre inclut seulement les centrales liées par contrat en Ontario depuis cette date.

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024
Production d'électricité (en TWh)	5,6	5,0
Revenus	922	815
Charges liées au combustible	112	59
Marge brute	810	756
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	288	307
Désactualisation des passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations	9	9
Impôts fonciers	18	18
Autres pertes	457	6
Bénéfice avant intérêts, impôts sur les bénéfices et amortissement	38	416
Amortissement	148	174
(Perte) bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	(110)	242

Le bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices du secteur a diminué de 352 millions de dollars en 2025 en regard de celui de 2024. La diminution est principalement attribuable à une perte avant impôts non récurrente de 477 millions de dollars en lien avec la vente des activités d'Eagle Creek aux États-Unis, compensée en partie par une augmentation du bénéfice des centrales en Ontario, reflétant une hausse des revenus des centrales hydroélectriques Lower Mattagami et la centrale Lennox.

La disponibilité hydroélectrique des centrales et le taux d'indisponibilité fortuite équivalente des centrales thermiques du secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre se présentaient comme suit :

	2025	2024
Disponibilité hydroélectrique (en %) 1,2	84,6	80,8
Taux d'indisponibilité fortuite équivalente des centrales thermiques (en %) 2	12,8	3,8

1 La disponibilité hydroélectrique prend en compte les centrales hydroélectriques en Ontario et aux États-Unis. 2 La disponibilité hydroélectrique et le taux d'indisponibilité fortuite équivalente des centrales thermiques sont définis à la rubrique Indicateurs clés du rendement d'exploitation et mesures financières non conformes aux PCGR.

La disponibilité hydroélectrique a augmenté en 2025 par rapport à 2024, en raison surtout du nombre moins élevé de jours d'interruption planifiée aux centrales hydroélectriques Lower Mattagami.

Le taux d'indisponibilité fortuite équivalente des centrales thermiques a augmenté en 2025 par rapport à 2024, du fait principalement du nombre plus élevé de jours d'interruption non planifiée découlant de prolongations d'indisponibilité fortuite à la centrale Lennox.

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Secteur Atura Power

Le secteur Atura Power exerce ses activités en Ontario, produisant et vendant de l'électricité à partir des centrales à cycle combiné de la Société. Toutes les centrales prises en compte dans le secteur sont exploitées en vertu de CAE avec la SIERE. Le secteur comprend également les revenus tirés de la participation au programme visant les marchés de réserve d'exploitation et le programme de tarifs de rachat garantis de la SIERE. En outre, le secteur comprend les charges d'Atura Power relatives aux projets de développement commercial.

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024
Production d'électricité (en TWh)	13,8	11,6
Revenus	1 143	871
Charges liées au combustible	619	367
Marge brute	524	504
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	113	98
Désactualisation des passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations	2	2
Impôts fonciers	2	2
Autres pertes	2	1
Bénéfice avant intérêts, impôts sur les bénéfices et amortissement	405	401
Amortissement	135	125
Bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	270	276

Le bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices du secteur a diminué de 6 millions de dollars en 2025 en regard de celui de 2024. La baisse du bénéfice s'explique principalement par la hausse des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration découlant principalement de l'augmentation des activités de développement des affaires et de maintenance et de la hausse de l'amortissement, en raison des immobilisations mises en service. La diminution a été compensée en partie par une hausse de la marge brute découlant de l'augmentation de demande pour la production d'électricité provenant des centrales à cycle combiné.

La disponibilité thermique des centrales du secteur Atura Power se présentait comme suit :

	2025	2024
Disponibilité thermique (en %)¹	84,6	85,1

¹ La disponibilité thermique est définie à la rubrique Indicateurs clés du rendement d'exploitation et mesures financières non conformes aux PCGR. La mesure reflète la disponibilité des centrales à cycle combiné à la clôture de la période, calculée sur une moyenne d'un exercice.

La disponibilité thermique des centrales à cycle combiné a diminué en 2025 par rapport à 2024 en raison surtout des interruptions planifiées pour les travaux réalisés dans le cadre des projets d'amélioration de capacité par la SIERE, compensées en partie par un nombre moins élevé d'interruptions planifiées et non planifiées aux centrales Halton Hills et Napanee.

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SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

OPG a recours à plusieurs sources de financement pour disposer de suffisamment de liquidités et satisfaire ses besoins de financement. Ces sources sont utilisées à de nombreuses fins, notamment l'investissement dans les centrales et les technologies; la réalisation de projets importants; l'acquittement des obligations de financement à long terme comme les cotisations à la caisse de retraite; les versements au titre des régimes d'avantages complémentaires de retraite; le financement de dépenses relatives aux passifs nucléaires non admissibles à un remboursement à même les Fonds distincts nucléaires; le service et le remboursement de la dette à long terme; et l'obtention de fonds de roulement général. Les faits saillants de la situation des flux de trésorerie consolidée d'OPG sont présentés ci-après.

Les variations de la trésorerie et des équivalents de trésorerie pour 2025 et 2024 ont été comme suit :

(en millions de dollars)	2025	2024
Trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions au début de la période	1 363	1 481
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation	3 708	2 211
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement	(5 540)	(3 668)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	1 800	1 326
Incidence des variations du taux de change sur la trésorerie, les équivalents de trésorerie et la trésorerie soumise à restrictions	(5)	13
Augmentation (diminution) nette de la trésorerie, des équivalents de trésorerie et de la trésorerie soumise à restrictions, y compris la trésorerie classée dans les actifs courants détenus en vue de la vente	(37)	(118)
Moins : trésorerie, équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions classés dans les actifs courants détenus en vue de la vente	(77)	-
Trésorerie et équivalents de trésorerie et trésorerie soumise à restrictions à la fin de l'exercice	1 249	1 363

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation sont analysés à la rubrique Faits saillants, sous Aperçu des résultats.

Activités d'investissement

La production d'électricité est un secteur capitalistique. Elle exige des investissements continus dans les centrales et les technologies pour maintenir et améliorer le rendement de l'exploitation, y compris la fiabilité des actifs, la sécurité et la performance sur le plan de l'environnement, pour augmenter la capacité de production et prolonger la durée de vie des centrales existantes, et investir dans le développement de nouvelles installations, dans les technologies émergentes et d'autres possibilités pour l'entreprise.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont augmenté de 1 872 millions de dollars en 2025 par rapport à 2024 en raison principalement de la hausse des dépenses d'investissement dans les secteurs Production nucléaire réglementée, Production hydroélectrique réglementée et Atura Power.

Activités de financement

Au 31 décembre 2025, l'encours de la dette à long terme s'établissait à 11 739 millions de dollars, y compris une tranche de 673 millions de dollars échéant à moins d'un an. L'encours de la dette à court terme au 31 décembre 2025 s'établissait à 673 millions de dollars.

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Les flux de trésorerie provenant des activités d'investissement ont augmenté de 474 millions de dollars en 2025 par rapport à 2024 en raison principalement de l'émission d'actions privilégiées de catégorie B de 1 milliard de dollars à l'intention de la Province et de l'émission nette de billets à court terme en 2025. L'augmentation a été compensée en partie par la baisse des émissions et la hausse des remboursements de dette à long terme en 2025.

Les facilités de crédit confirmées et les dates d'échéance s'établissaient comme suit au 31 décembre 2025 :

(en millions de dollars)		Montant
Facilités bancaires :
Siège social 1,2		1 000
Siège social 1	Dollars américains	750
Lower Mattagami Energy Limited Partnership 3		460
OPG Eagle Creek Holdings LLC et filiales 4	Dollars américains	20
Office ontarien de financement 2		1 250
Société financière de l'industrie de l'électricité de l'Ontario 2		750

1 Certaines facilités de crédit du siège social comportent une caractéristique liée au développement durable qui permet une réduction des prix si la Société respecte certaines cibles en matière de développement durable. 2 Représente les montants disponibles en vertu de la facilité, déduction faite des émissions de dette. 3 Une lettre de crédit de 65 millions de dollars était en cours au 31 décembre 2025 en vertu de cette facilité. 4 Après le 31 décembre 2025, la centrale a été transférée à l'acheteur après la clôture de la transaction de vente d'Eagle Creek le 9 janvier 2026.

La dette à court terme, les lettres de crédit et les garanties s'établissaient comme suit aux 31 décembre :

(en millions de dollars)	2025	2024
Lower Mattagami Energy Limited Partnership	170	215
Papier commercial de la Société	503	-
Total de la dette à court terme	673	215
Lettres de crédit	799	504

Au 31 décembre 2025, des lettres de crédit totalisant 799 millions de dollars avaient été émises (504 millions de dollars au 31 décembre 2024). Au 31 décembre 2025, ce montant comprenait une tranche de 345 millions de dollars à l'égard des régimes de retraite complémentaires, une tranche de 270 millions de dollars aux fins générales du siège social, une tranche de 76 millions de dollars à l'égard d'Atura Power, une tranche de 65 millions de dollars à l'égard de Lower Mattagami Energy Limited Partnership, une tranche de 15 millions de dollars à l'égard d'OPG Eagle Creek Holdings LLC et de ses filiales, une tranche de 14 millions de dollars à l'égard d'UMH Energy Partnership, une tranche de 10 millions de dollars à l'égard de LEP et de ses filiales, une tranche de 3 millions de dollars à l'égard PowerON Energy Solutions LP et une tranche de 1 million de dollars à l'égard de PSS Generating Station Limited Partnership.

L'encours de la dette à long terme s'établissait comme suit aux 31 décembre :

(en millions de dollars)	2025	2024
Billets à moyen terme à payer	6 550	5 950
Billets de premier rang à payer aux termes de la SFIEO et des facilités de crédit du siège social	2 811	2 859
Financement de projets	2 397	2 916
Autres	25	25
Total de la dette à long terme 1,2	11 783	11 750

1 Compte non tenu de l'incidence de la prime associée à la juste valeur et des frais d'émission d'obligations non amortis. 2 À la suite de l'entente visant la vente d'Eagle Creek en octobre 2025, la valeur comptable de la dette à long terme d'Eagle Creek a été reclassée dans les passifs associés aux actifs détenus en vue de la vente. Au 31 décembre 2025, le solde s'élevait à 296 millions de dollars et a été transféré à l'acheteur après la clôture de la transaction de vente d'Eagle Creek le 9 janvier 2026.

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De plus amples renseignements sur les activités de financement au cours de l'exercice se trouvent à la rubrique Faits nouveaux importants.

Capital-actions

Aux 31 décembre 2025 et 2024, OPG avait 256 300 010 actions ordinaires émises et en circulation d'une valeur déclarée de 5 126 millions de dollars. OPG est autorisée à émettre un nombre illimité d'actions ordinaires sans valeur nominale.

Aux 31 décembre 2025 et 2024, OPG avait 18 343 815 actions de catégorie A émises et en circulation d'une valeur déclarée de 787 millions de dollars. OPG est autorisée à racheter des actions de catégorie A en circulation si le conseil d'OPG donne son approbation.

Au 31 décembre 2025, OPG avait 1 000 000 d'actions privilégiées de catégorie B, série 1 émises et en circulation d'une valeur déclarée de 1 002 millions de dollars (néant au 31 décembre 2024). OPG est autorisée à émettre un nombre illimité d'actions privilégiées de catégorie B, pouvant être émises en séries, dont un nombre illimité d'actions privilégiées de catégorie B, série 1, a été autorisé.

Toute émission de nouvelles actions est assujettie au consentement de l'actionnaire d'OPG, la Province.

Garanties et indemnisations

Dans le cours normal des affaires, OPG et certaines de ses filiales concluent diverses ententes qui fournissent une assurance financière ou une assurance de bonne exécution à des tiers. Ces ententes prévoient des garanties, des indemnisations, des lettres de crédit de soutien et des cautionnements.

La Société a conclu des ententes de garantie et d'indemnisation d'un montant maximal des paiements futurs totalisant 454 millions de dollars (30 millions de dollars en 2024). Au 31 décembre 2025, la Société a comptabilisé des passifs de 69 millions de dollars (néant en 2024) au bilan consolidé en lien avec les événements visés par ces ententes. À mesure que les estimations actuelles changent, la Société pourrait comptabiliser des pertes additionnelles importantes liées aux garanties, aux indemnités, aux lettres de crédit de soutien et aux cautionnements à des tiers dans l'avenir.

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Obligations contractuelles

Les obligations contractuelles d'OPG au 31 décembre 2025 se présentaient comme suit :

(en millions de dollars)	2026	2027	2028	2029	2030	Par la suite	Total
Ententes d'achat de combustible	237	273	199	250	273	1 501	2 733
Cotisations au régime de retraite
agréé d'OPG^{1}	131	134	-	-	-	-	265
Remboursement sur la dette à long terme	674	530	5	505	805	9 264	11 783
Intérêts sur la dette à long terme	453	443	425	425	397	5 520	7 663
Engagements liés à la réfection
de la centrale Darlington^{2}	65	-	-	-	-	-	65
Engagements liés aux projets
de développement d'Atura Power^{2}	205	19	8	1	-	-	233
Engagements liés à la réfection de la
centrale Darlington^{2}	527	-	-	-	-	-	527
Engagements liés au nouveau projet
nucléaire de Darlington^{2}	367	-	-	-	-	-	367
Titulaires de permis d'exploitation	61	63	61	62	59	120	426
Obligations en vertu de contrats de location simple	22	18	13	13	9	42	117
Autres	54	49	44	33	21	360	561
Total	2 796	1 529	755	1 289	1 564	16 807	24 740

1 Représentent les cotisations aux régimes de retraite estimatifs correspondant à la période visée par l'évaluation actuarielle du régime de retraite agréé d'OPG en date du 1er janvier 2025. La prochaine évaluation actuarielle du régime de retraite agréé d'OPG doit être en date du 1er janvier 2028 au plus tard. Les obligations de capitalisation après le 1er janvier 2028 sont exclues en raison de la variabilité importante des hypothèses nécessaires pour calculer les prévisions d'entrée des flux de trésorerie futurs. 2 Représentent les coûts estimatifs actuellement engagés pour clore les projets, y compris les montants à comptabiliser pour les travaux réalisés, la démobilisation du personnel affecté aux projets, et l'annulation des contrats et des commandes de matériel.

Ontario Nuclear Funds Agreement

En vertu de l'ONFA, OPG pourrait être tenue de verser des cotisations dans les Fonds distincts nucléaires en fonction des estimations du coût pour le cycle de vie, ce qui pourrait donner lieu à un passif de capitalisation pour le déclassement de centrales nucléaires et la gestion des déchets nucléaires, déterminé selon les plans de référence mis à jour périodiquement et approuvés par la Province. Aux termes du plan de référence en vertu de l'ONFA de 2022 approuvé par la Province, OPG n'est pas tenue, à l'heure actuelle, de verser des cotisations aux Fonds distincts nucléaires. Des cotisations pourraient être requises dans l'avenir si les Fonds distincts nucléaires étaient sous-capitalisés au moment de la mise à jour du prochain plan de référence de l'ONFA, qui devrait être terminée à la fin de 2026. Comme cela peut être le cas en raison du caractère variable du rendement des actifs du fonds attribuable à la volatilité des marchés des capitaux et, pour la partie du Fonds distinct pour combustible irradié, garanti par la Province, en raison des variations de l'IPC de l'Ontario ainsi que des modifications aux estimations de passif de capitalisation.

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Conventions collectives

Au 31 décembre 2025, OPG et ses filiales comptaient environ 11 360 employés à temps plein et temporaires (effectif permanent), surtout en Ontario. La majeure partie de l'effectif permanent d'OPG en Ontario est représentée par deux syndicats :

PWU – Au 31 décembre 2025, ce syndicat représentait environ 5 100 employés à temps plein et temporaires, soit 45 % de l'effectif permanent d'OPG et de ses filiales. Sont membres de ce syndicat des opérateurs de centrales, des techniciens, des ouvriers qualifiés, des employés de bureau et des membres du personnel de sécurité. La convention collective de trois ans en vigueur entre PWU et OPG vient à échéance le 31 mars 2027.

Deux conventions collectives ont été conclues entre le PWU et Atura Power et une convention collective a été conclue entre le PWU et LEP. Le 28 octobre 2025, le renouvellement d'une convention collective de deux ans venant à échéance le 16 novembre 2027 a été ratifié par les employés représentés par PWU à la centrale Brighton Beach. Le 29 mai 2025, le renouvellement d'une convention collective de trois ans venant à échéance le 31 décembre 2027 a été ratifié par les employés représentés par le PWU des autres centrales d'Atura Power. Le 7 juillet 2025, le renouvellement d'une convention collective de trois ans venant à échéance le 29 février 2028 a été ratifié par les employés de LEP.

Society – Au 31 décembre 2025, ce syndicat représente environ 4 300 employés à temps plein et temporaires, soit 38 % de l'effectif permanent d'OPG et de ses filiales. Sont membres de ce syndicat des superviseurs, des ingénieurs, des scientifiques et d'autres professionnels. À la suite de l'échéance de la convention collective le 31 décembre 2025, Society et OPG ont reçu la sentence arbitrale finale qui fixera la version définitive d'une convention collective de trois ans le 26 janvier 2026, sur la période du 1er janvier 2026 au 31 décembre 2028.

En juin 2023, Society a déposé une requête relative à l'employeur auprès de la Commission des relations de travail de l'Ontario. La requête a désigné OPG et Atura Power en tant que parties intimées et a affirmé qu'elles constituent un employeur unique aux fins de la Loi de 1995 sur les relations de travail, ou, subsidiairement, à la vente d'une entreprise. OPG et Atura Power s'opposent à la requête. Les discussions se poursuivent entre les parties.

Par ailleurs, les droits de négociation établis avec des membres de syndicats des métiers de la construction travaillant sur les installations d'OPG sont exercés par l'entremise de l'EPSCA ou directement auprès d'OPG et de ses filiales. Ces conventions renouvelées ont une durée de cinq ans, couvrant la période du 1er mai 2025 au 30 avril 2030. L'EPSCA est une association volontaire de propriétaires et d'entrepreneurs qui réalisent des travaux dans le secteur des réseaux d'électricité de l'Ontario.

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FAITS SAILLANTS DU BILAN

La rubrique qui suit présente d'autres faits saillants de la situation financière consolidée auditée de 2025 d'OPG établis d'après les principales données du bilan aux 31 décembre :

(en millions de dollars)	2025	2024
Immobilisations corporelles – montant net	38 680	36 131
L'augmentation découle principalement des dépenses d'investissement, en partie compensées par le reclassement des immobilisations corporelles d'Eagle Creek dans les actifs détenus en vue de la vente et la dotation aux amortissements. Pour plus de précisions sur les dépenses d'investissement, se reporter à la rubrique Faits saillants, sous Dépenses d'investissement.
Fonds pour enlèvement d'immobilisations nucléaires et gestion des déchets nucléaires	22 817	22 412
(tranche à court terme et tranche à long terme)
L'augmentation tient surtout au rendement des Fonds distincts nucléaires contrebalancé en partie par les remboursements des dépenses admissibles liées aux activités d'enlèvement d'immobilisations nucléaires et de gestion des déchets nucléaires des Fonds distincts nucléaires.
Dette à court terme	673	215
L'augmentation est principalement imputable aux émissions nettes du papier commercial de la Société.
Dette à long terme	11 739	11 707
(tranche à court terme et tranche à long terme)
L'augmentation est imputable aux émissions nettes aux termes du programme de billets à moyen terme et des facilités de crédit du siège social de la Société.
Passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations nucléaires et à la gestion des déchets nucléaires	26 665	26 042
L'augmentation découle principalement de la charge de désactualisation, contrebalancée en partie par les dépenses liées aux activités d'enlèvement d'immobilisations nucléaires et de gestion des déchets nucléaires.
Actifs au titre des régimes de retraite	1 096	337
L'augmentation s'explique principalement par l'excédent des rendements réels des actifs des régimes de retraite par rapport aux frais d'intérêts sur les passifs en 2025 et par la réévaluation des passifs à la fin de 2025 pour tenir compte de la hausse des taux d'actualisation.

Ententes hors bilan

Dans le cours normal des affaires, OPG est partie à diverses opérations qui, selon les PCGR des États-Unis, ne sont pas comptabilisées dans les états financiers consolidés de la Société, ou le sont à des montants qui diffèrent des montants contractuels totaux. Les principales activités hors bilan menées par OPG comprennent des garanties et des contrats à long terme.

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PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES ET ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

Les principales méthodes comptables d'OPG, y compris l'incidence de prises de position comptables importantes récentes adoptées et non adoptées, sont décrites à la note 3 des états financiers consolidés audités de 2025 d'OPG.

Dispense pour la présentation de l'information financière selon les PCGR des États-Unis

En décembre 2025, OPG a obtenu la prolongation de la dispense de la CVMO quant à l'application des exigences de l'article 3.2 du Règlement 52-107 sur les principes comptables et normes d'audit acceptables. En vertu de cette dispense, OPG est autorisée à déposer des états financiers consolidés préparés selon les PCGR des États-Unis, plutôt que selon les IFRS, sans être un émetteur inscrit à la Securities and Exchange Commission des États-Unis. Cette dispense a remplacé celle qu'OPG avait reçue au préalable de la CVMO en septembre 2022. Elle prendra désormais fin à la première des éventualités suivantes :

Le 1er janvier 2032
L'exercice ouvert après qu'OPG cessera d'exercer des activités assujetties à une réglementation des tarifs
L'exercice ouvert à compter de la plus tardive des dates suivantes :
I. La date d'entrée en vigueur imposée par l'International Accounting Standards Board (IASB) pour l'application obligatoire d'une IFRS propre aux entités dont les activités sont assujetties à des tarifs réglementés (la norme obligatoire relative aux tarifs réglementés)
II. Quatre ans après la publication par l'IASB de la version définitive d'une norme obligatoire relative aux tarifs réglementés

Le projet en cours de l'IASB pour l'établissement d'une norme propre aux entités exerçant des activités à tarifs réglementés est en cours.

Estimations comptables critiques

Certaines estimations comptables sont jugées critiques en raison des jugements et des estimations subjectifs et complexes requis pour certains éléments comportant de l'incertitude inhérente, de sorte que, selon les circonstances et les hypothèses retenues, les montants comptabilisés peuvent varier considérablement. Les estimations comptables critiques qui ont une incidence sur les états financiers consolidés d'OPG sont décrites ci-après.

Comptabilisation des activités à tarifs réglementés

Les PCGR des États-Unis reconnaissent qu'une réglementation des tarifs peut donner lieu à des avantages et à des obligations économiques, dont le recouvrement auprès des clients ou le remboursement à ces derniers est exigé par l'organisme réglementaire. Lorsque la Société a une assurance suffisante que les coûts engagés relatifs aux centrales réglementées seront recouvrés dans l'avenir, ces coûts peuvent être reportés et comptabilisés comme un actif réglementaire. Lorsque la Société devra rembourser aux clients dans l'avenir des sommes relatives aux centrales réglementées, y compris des sommes liées à des coûts qui n'ont pas été engagés et dont la CEO a prévu le recouvrement au moyen des tarifs réglementés, elle comptabilisera un passif réglementaire.

Certains actifs et passifs réglementaires comptabilisés par la Société ont trait à des comptes réglementaires autorisés par la CEO ou en vertu du Règlement de l'Ontario 53/05. L'évaluation de ces actifs et passifs réglementaires est tributaire de certaines estimations et hypothèses, y compris des hypothèses posées relativement à l'interprétation du Règlement de l'Ontario 53/05 et des décisions de la CEO. Les estimations faites et les hypothèses posées relativement à l'interprétation du règlement et des décisions de la CEO sont examinées dans le cadre du processus réglementaire de la CEO.

Les soldes d'actifs et de passifs réglementaires dans les comptes réglementaires dont l'inclusion dans les tarifs réglementés est approuvée par la CEO sont amortis sur les périodes de recouvrement ou de remboursement approuvées.

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Outre les actifs réglementaires et passifs dans les comptes réglementaires, OPG comptabilise des actifs réglementaires et des passifs réglementaires pour les montants non amortis classés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu relativement aux obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite et des impôts reportés et, le cas échéant, des écarts entre les tarifs réglementés intermédiaires facturés aux clients pendant une période intermédiaire, comme l'autorise la CEO, et les tarifs réglementés définitifs autorisés ou devant être autorisés par la CEO pour cette période afin de refléter les montants qui devraient être recouvrés ou remboursés au moyen des tarifs réglementés futurs facturés à la clientèle. Il existe des incertitudes relatives à l'évaluation de ces soldes en raison des hypothèses posées pour le calcul des obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite et des impôts reportés qui sont attribués aux secteurs à tarifs réglementés et des hypothèses posées à l'égard des tarifs réglementés définitifs devant être autorisés par la CEO pour une période tarifaire intermédiaire.

De l'avis de la Société, selon la politique de la CEO sur les mécanismes de recouvrement des coûts des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite des services publics à tarifs réglementés et les résultats des demandes antérieures déposées par OPG auprès de la CEO, il y a une probabilité suffisante que les montants non amortis relatifs aux régimes de retraite et aux avantages complémentaires de retraite qui n'ont pas encore été reclassés hors du cumul des autres éléments du résultat étendu soient inclus dans les tarifs réglementés futurs.

Durée de vie utile des actifs à long terme

Les estimations comptables ayant trait aux hypothèses sur les fins de vie des immobilisations corporelles et des actifs incorporels font largement appel au jugement de la direction, y compris la prise en compte de divers facteurs opérationnels, technologiques et économiques. OPG revoit régulièrement la durée de vie utile estimative de ses immobilisations corporelles et actifs incorporels, y compris les hypothèses de fin de vie des principaux actifs de production. Les principales centrales nucléaires sont amorties sur la durée de vie de la centrale ou sur la durée de vie des composantes, selon la plus courte des durées.

Dans le cas des centrales nucléaires exploitées par OPG, l'établissement des hypothèses de fin de vie de la centrale comprend principalement une évaluation des conditions et de la durée de vie utile restante prévue des principales composantes limitant la durée de vie, comme les canaux de combustible, en tenant compte des attentes quant à la capacité future d'exploitation économique et, le cas échéant, la réfection de la centrale en vue d'une utilisation continue. La durée de vie utile restante prévue des principaux éléments limitant la durée de vie est établie au moyen d'évaluations techniques de leur adaptation à l'usage. Les attentes quant à la capacité future d'exploiter la centrale peuvent être influencées par les exigences du permis d'exploitation, la capacité de recouvrer les capitaux, les coûts d'exploitation et de déclassement et la politique gouvernementale, entre autres facteurs.

Bien qu'il existe un lien entre l'âge d'une centrale hydroélectrique et les dépenses en immobilisations nécessaires à son entretien, l'âge n'établit généralement pas de plafond global à la durée de vie utile prévue d'une centrale hydroélectrique. L'entretien régulier, la révision, la réfection et le remplacement de certaines composantes permettent généralement aux centrales hydroélectriques de fonctionner pendant de très longues périodes. OPG utilise une durée de vie utile estimative ne dépassant pas 100 ans pour amortir les barrages et autres structures des grandes centrales hydroélectriques.

Les hypothèses de fin de vie des actifs thermiques et solaires sont établies en fonction de la durée de vie prévue des principales composantes de la centrale et de la capacité future d'exploitation économique prévue de la centrale en tenant compte des mécanismes de revenus disponibles.

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Fonds pour enlèvement d'immobilisations nucléaires et gestion des déchets nucléaires

Conformément à l'ONFA, OPG met de côté des fonds au sein des Fonds distincts nucléaires, détenus dans des comptes de garde et en fiducie distincts, qu'elle investit spécifiquement pour s'acquitter de son obligation liée au cycle de vie pour le déclassement des centrales nucléaires et la gestion à long terme des déchets nucléaires liés aux installations existantes. Le Fonds distinct de déclassement a été établi pour financer les coûts futurs de l'enlèvement des immobilisations nucléaires et la gestion à long terme des déchets nucléaires de faible activité et de moyenne activité, et certains frais de stockage du combustible nucléaire irradié engagés après la fermeture des centrales nucléaires. Le Fonds distinct pour combustible irradié a été établi pour financer les coûts de la gestion à long terme du combustible nucléaire irradié et certains frais de stockage du combustible nucléaire irradié engagés après la fermeture des centrales nucléaires. Les coûts de gestion provisoire des déchets de faible activité et de moyenne activité et de stockage du combustible nucléaire irradié engagés pendant l'exploitation des centrales ne sont généralement pas remboursés par les Fonds distincts nucléaires. Ils sont financés par les flux de trésorerie provenant de l'exploitation ou d'autres sources de liquidités de la Société. La Fiducie en vertu de la LDCN de l'Ontario (la Fiducie en vertu de la LDCN), un fonds en fiducie établi par OPG à titre de propriétaire de combustible nucléaire irradié pour financer certains coûts de la gestion à long terme du combustible nucléaire irradié en vertu de la Loi sur les déchets de combustible nucléaire (Canada) (LDCN), fait partie du Fonds distinct pour combustible irradié, et toute partie du fonds qui ne se trouve pas dans la Fiducie en vertu de la LDCN peut être appliquée aux cotisations annuelles requises de la Fiducie.

Fonds distinct de déclassement

À l'expiration de l'ONFA, la Province seule a droit à tout excédent de capitalisation du Fonds distinct de déclassement. Par conséquent, lorsque le Fonds distinct de déclassement est surcapitalisé, OPG limite le rendement qu'elle comptabilise dans les états financiers consolidés en constatant un montant à payer à la Province, de sorte que l'actif comptabilisé pour le fonds dans le bilan consolidé est égal au coût estimatif du passif d'après le plus récent plan de référence approuvé en vertu de l'ONFA. De plus, OPG comptabilise la tranche de l'excédent qu'elle peut placer dans le Fonds distinct pour combustible irradié, ce qu'elle peut faire lorsque l'excédent est tel que les passifs sous-jacents, comme définis dans le dernier plan de référence approuvé en vertu de l'ONFA, sont capitalisés à au moins 120 %. Dans ce cas, OPG peut placer, au moment de l'approbation d'un plan de référence nouveau ou modifié, jusqu'à 50 % de l'excédent dépassant le niveau de capitalisation de 120 % dans le Fonds distinct de combustible irradié, et la SFIEO a droit à une distribution d'un montant égal. Par conséquent, lorsque le Fonds distinct de déclassement est capitalisé à au moins 120 %, OPG comptabilise un résultat de 50 % de l'excédent dépassant le niveau de capitalisation de 120 %, jusqu'à concurrence du montant correspondant à la sous-capitalisation du Fonds distinct pour combustible irradié.

Le montant à payer à la Province relativement au Fonds distinct de déclassement pourrait être réduit au cours de périodes ultérieures si le rendement du Fonds était inférieur à la cible de rendement, si un plan de référence en vertu de l'ONFA nouveau ou modifié était approuvé avec un passif de capitalisation sous-jacent plus élevé, ou si le montant de la sous-capitalisation, le cas échéant, du Fonds distinct pour combustible irradié augmentait. Lorsque le Fonds distinct de déclassement est sous-capitalisé, son rendement reflète le rendement réel du fonds selon la valeur de marché des actifs des fonds.

Fonds distinct pour combustible irradié

En vertu de l'ONFA, la Province garantit à OPG que le rendement annuel du Fonds distinct pour combustible irradié sera de 3,25 % plus la variation de l'IPC de l'Ontario, comme défini par l'ONFA, relativement à la capitalisation liée aux premiers 2,23 millions de grappes de combustible nucléaire irradié (le rendement garanti). OPG comptabilise en résultats le rendement garanti du Fonds distinct pour combustible irradié à titre de rendement des Fonds distincts nucléaires. La différence entre le rendement garanti et le rendement réel du marché, établie selon la juste valeur des actifs du fonds relativement aux premiers 2,23 millions de grappes de combustible nucléaire irradié, est comptabilisée en tant que montant à payer à la Province ou à recevoir de celle-ci. Ce montant représente le montant qui serait à payer à la Province ou à recevoir de celle-ci si le rendement garanti devait être réglé à la date du bilan consolidé. Dès l'approbation d'un plan de référence en vertu de l'ONFA nouveau ou modifié, la Province est tenue de cotiser au Fonds

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distinct pour combustible irradié un montant additionnel relativement aux premiers 2,23 millions de grappes de combustible nucléaire irradié si le taux de rendement des actifs du fonds est inférieur au taux de rendement garanti. Si le rendement des actifs du fonds a dépassé le taux de rendement garanti de la Province, celle-ci a le droit de retirer toute partie de l'excédent se rapportant aux premiers 2,23 millions de grappes de combustible nucléaire irradié, à l'approbation d'un plan de référence en vertu de l'ONFA nouveau ou modifié. Le seuil de 2,23 millions représente le total estimatif du nombre de grappes de combustible nucléaire pour le cycle de vie, fondé sur la durée de vie utile estimative initiale des centrales nucléaires estimée dans l'ONFA.

Comme le prescrit l'ONFA, les cotisations d'OPG pour les grappes de combustible nucléaire qui dépassent le seuil des premiers 2,23 millions ne sont pas assujetties au taux de rendement garanti de la Province, mais suivent plutôt un rendement fondé sur les variations de la valeur de marché des actifs du Fonds distinct pour combustible irradié.

Si une surcapitalisation du Fonds distinct pour combustible irradié fait en sorte que les passifs sous-jacents, comme définis dans le plus récent plan de référence approuvé en vertu de l'ONFA, sont capitalisés à au moins 110 % après avoir tenu compte de l'ajustement au titre du rendement garanti, la Province a droit, en tout temps, à tout excédent dépassant 110 %.

À l'expiration de l'ONFA, la Province seule a droit à tout excédent dans le fonds. Par conséquent, lorsque le Fonds pour combustible irradié est surcapitalisé après avoir tenu compte de l'ajustement au titre du rendement garanti, OPG limite le rendement qu'elle comptabilise dans les états financiers consolidés en comptabilisant un montant à payer à la Province, de sorte que le solde du fonds est égal au coût estimatif du passif de capitalisation selon le plus récent plan de référence approuvé en vertu de l'ONFA. Conformément à l'ONFA, ni OPG ni la Province n'ont le droit de transférer quelque montant que ce soit du Fonds distinct pour combustible irradié au Fonds distinct de déclassement.

Garantie financière exigée et garantie provinciale

En vertu de la Loi sur la sûreté et la réglementation nucléaires (Canada), la CCSN exige d'OPG qu'elle ait suffisamment de fonds disponibles pour s'acquitter de ses obligations actuelles en matière de gestion des déchets nucléaires et de déclassement des centrales nucléaires. Aux termes du processus de la CCSN, la garantie financière exigée par la CCSN doit être mise à jour tous les cinq ans et OPG doit présenter un rapport annuel à la CCSN portant sur les hypothèses, la valeur des actifs du fonds et la garantie financière qui en découle. Le calcul de la garantie financière exigée par la CCSN tient compte du combustible nucléaire irradié et des déchets de faible et de moyenne activité qui devraient être générés chaque année.

En 2022, la CCSN a accepté la proposition d'OPG à savoir que l'exigence de garantie financière d'OPG pour la période de 2023 à 2027 devra être satisfaite selon la juste valeur de marché prévue des Fonds distincts nucléaires, sans exigence de garantie provinciale. Comme le prévoient les modalités de l'ONFA, la Province s'est engagée à fournir une garantie provinciale à la CCSN, au besoin, pour le compte d'OPG, en cas de manque à gagner entre la garantie financière exigée par la CCSN et la juste valeur de marché des Fonds distincts nucléaires pour la période de 2023 à 2027, comme cela a déjà été fait par le passé. OPG verse à la Province une commission de garantie annuelle de 0,5 % du montant de la garantie provinciale, le cas échéant.

Régimes de retraite et avantages complémentaires de retraite

Les programmes d'avantages postérieurs à l'emploi offerts à la plupart des employés à temps plein d'OPG se composent d'un régime de retraite agréé contributif à prestations déterminées, d'un régime de retraite complémentaire à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite, qui comprennent une assurance vie collective et une assurance de soins de santé, ainsi qu'une assurance en cas d'invalidité prolongée. Certains programmes d'avantages postérieurs à l'emploi sont aussi offerts par la Société de gestion des déchets nucléaires (SGDN) et des filiales de la Société, lesquels sont tous consolidés dans les résultats financiers d'OPG. Certaines filiales de la Société offrent un régime d'épargne à cotisations déterminées aux employés admissibles, dans le cadre duquel employeurs et employés versent des cotisations selon les modalités du régime. Le régime de retraite à prestations déterminées d'OPG

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est indexé pour tenir compte de l'inflation jusqu'à un certain maximum. À moins d'indication contraire, l'information sur les programmes d'avantages postérieurs à l'emploi de la Société est présentée sur une base consolidée.

OPG comptabilise ses obligations au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite conformément aux PCGR des États-Unis. Les obligations au titre des coûts des prestations de retraite à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite sont établies selon la méthode de répartition des prestations au prorata des services. L'obligation au titre des prestations d'invalidité prolongée est calculée au moyen de la méthode de répartition des prestations selon une capitalisation à l'échéance. Les obligations au titre des prestations de retraite déterminées et des avantages complémentaires de retraite dépendent de divers facteurs, dont les hypothèses démographiques (telles que le taux de mortalité et la retraite) et économiques (telles que le taux d'actualisation, les échelons salariaux, l'inflation et la hausse des coûts des soins de santé), les gains ou les pertes actuariels et les ajustements provenant de modifications des régimes. Les coûts et les obligations liés aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux avantages complémentaires de retraite sont déterminés chaque année par des actuaires indépendants, à partir des meilleures hypothèses de la direction.

Les actifs de la caisse de retraite se composent d'actions canadiennes et d'actions internationales, de titres à revenu fixe de gouvernements et de sociétés, de fonds groupés, de placements dans des biens immobiliers et des infrastructures et d'autres placements. Ces actifs sont gérés par des gestionnaires de portefeuille professionnels. La caisse de retraite n'investit pas dans les titres de capitaux propres ou les titres d'emprunt émis par OPG ou ses filiales et partenaires. Les actifs de la caisse de retraite au titre des régimes de retraite à prestations déterminées sont évalués à des valeurs liées au marché afin d'établir l'amortissement des gains ou des pertes actuariels et le rendement prévu des actifs des régimes. La valeur liée au marché des actifs de la caisse de retraite au titre des régimes de retraite à prestations déterminées d'OPG tient compte des gains et des pertes découlant des titres de capitaux propres à un taux de rendement réel présumé de 6 % sur une période de cinq ans.

Les hypothèses sont des intrants importants des modèles actuariels qui évaluent les obligations au titre des prestations de retraite constituées à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite et leur incidence connexe sur l'exploitation. Le taux d'actualisation, le taux d'inflation et les changements des échelons salariaux sont trois hypothèses clés utilisées dans le calcul du coût et des obligations relatifs aux prestations. En outre, le taux de rendement à long terme prévu des actifs des régimes est une hypothèse clé dans l'établissement du coût des régimes de retraite agréés à prestations déterminées, et le taux tendanciel des coûts des soins de santé est une hypothèse clé dans l'établissement du coût et des obligations liés aux avantages complémentaires de retraite. Ces hypothèses, de même que d'autres hypothèses touchant des facteurs démographiques comme l'âge du départ à la retraite, le taux de mortalité et le taux de roulement du personnel, sont réévaluées régulièrement par la direction de concert avec des actuaires indépendants. Au cours du processus d'évaluation, les hypothèses sont mises à jour pour refléter l'historique et les prévisions. Les résultats réels pour tout exercice différeront souvent des hypothèses actuarielles en raison de facteurs économiques et autres donnant lieu à des gains ou des pertes actuariels.

Les taux d'actualisation, qui sont représentatifs du rendement d'obligations de sociétés notées AA, sont utilisés pour calculer la valeur actuelle des flux de trésorerie futurs prévus à la date d'évaluation afin d'établir les obligations au titre des prestations projetées pour les régimes d'avantages sociaux de la Société. Un taux d'actualisation plus élevé se traduit par une diminution des obligations au titre des prestations et des coûts des avantages. Le taux d'actualisation utilisé pour calculer les obligations projetées au titre des prestations de retraite à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite au 31 décembre 2025 était d'environ 5,0 %. Il s'agit d'une hausse par rapport au taux d'actualisation d'environ 4,7 % utilisé pour calculer les obligations au 31 décembre 2024.

OPG utilise une approche fondée sur une courbe intégrale de rendements pour estimer les composantes coût des services rendus et frais d'intérêts des régimes de retraite à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite en vertu de laquelle les taux au comptant spécifiques sur la courbe des rendements sont utilisés pour établir les obligations au titre des prestations projetées.

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Le taux de rendement prévu des actifs des régimes de retraite à prestations déterminées est fondé sur la répartition des actifs de la caisse de retraite et sur le rendement prévu en tenant compte des risques et rendements à long terme de chaque catégorie d'actifs qui compose le portefeuille des régimes. Un taux de rendement prévu moins élevé des actifs des régimes fait augmenter les coûts des régimes de retraite.

Une nouvelle évaluation actuarielle du régime de retraite agréé d'OPG a été déposée auprès de l'Autorité ontarienne de réglementation des services financiers en septembre 2025, avec prise d'effet le 1er janvier 2025. Les obligations de capitalisation annuelle estimatives tenant compte de la nouvelle évaluation actuarielle sont analysées à la rubrique Situation de trésorerie et sources de financement sous Obligations contractuelles. Dans le cadre de l'évaluation, les hypothèses démographiques et les autres hypothèses des régimes ont été examinées, et révisées au besoin, par des actuaires indépendants. À partir des données démographiques mises à jour au 1er janvier 2025 et des hypothèses démographiques conformément à la nouvelle évaluation actuarielle du régime de retraite agréé, OPG a procédé, en 2025, à une évaluation actuarielle exhaustive de ses régimes de retraite à prestations déterminées et d'avantages complémentaires de retraite à des fins comptables. Les résultats de cette évaluation ont été pris en compte dans les obligations de fin d'exercice de 2025, reflétant les hypothèses appropriées aux fins comptables au 31 décembre 2025.

La situation du régime de retraite agréé, aux fins comptables, s'est améliorée, passant d'un excédent de 337 millions de dollars au 31 décembre 2024 à un excédent de 1 096 millions de dollars au 31 décembre 2025. Cette hausse s'explique principalement par l'excédent du rendement réel des actifs des régimes de retraite par rapport aux frais d'intérêts sur les passifs en 2025 et par la réévaluation des obligations au titre des prestations à la fin de 2025 pour tenir compte de la hausse des taux d'actualisation.

Les obligations projetées au titre des prestations d'avantages complémentaires de retraite ont augmenté, passant de 2 848 millions de dollars au 31 décembre 2024 à 2 960 millions de dollars au 31 décembre 2025. Cette augmentation s'explique principalement par les frais d'intérêts sur les passifs en 2025 et par l'incidence de la hausse des hypothèses à jour liées aux coûts des soins de santé par personne dans le cadre de l'évaluation actuarielle de 2025, compensée en partie par la réévaluation des obligations au titre des prestations selon des taux d'actualisation plus élevés à la fin de 2025.

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Un changement dans les hypothèses suivantes, toutes les autres hypothèses demeurant constantes, se traduirait par une augmentation (diminution) des coûts des régimes de retraite à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite pour l'exercice clos le 31 décembre 2025, comme suit :

(en millions de dollars)	Régimes de retraite agréés^{1}	Régimes de retraite complémentaires^{1}	Avantages complémentaires de retraite^{1}
Taux de rendement à long terme prévu
Augmentation de 0,25 %	(43)	s. o.	s. o.
Diminution de 0,25 %	43	s. o.	s. o.
Taux d'actualisation
Augmentation de 0,25 %	(12)	(1)	(11)
Diminution de 0,25 %	13	1	11
Inflation^{2}
Augmentation de 0,25 %	59	1	1
Diminution de 0,25 %	(54)	(1)	(1)
Augmentation des salaires
Augmentation de 0,25 %	15	5	1
Diminution de 0,25 %	(16)	(4)	(1)
Taux tendanciel des coûts des soins de santé
Augmentation de 1 %	s. o.	s. o.	64
Diminution de 1 %	s. o.	s. o.	(49)

s. o. – changement d'hypothèse sans objet. 1 Sauf l'incidence des comptes réglementaires. 2 Avec une variation correspondante de l'hypothèse de l'augmentation des salaires.

Obligations liées au déclassement d'immobilisations

OPG constate des obligations liées au déclassement d'immobilisations corporelles relativement à l'enlèvement d'immobilisations et à la gestion des déchets nucléaires, actualisées pour tenir compte de la valeur temporelle de l'argent. OPG estime le montant et le calendrier des décaissements futurs liés à ces activités en fonction des plans d'enlèvement d'immobilisations et de gestion des déchets nucléaires. Elles se composent des coûts prévus à engager jusqu'à la date de fin des activités et de fermeture des centrales nucléaires, thermiques et solaires et d'autres installations, et par la suite. Des coûts devraient être engagés pour des activités comme la préparation à l'arrêt sécuritaire et pour l'arrêt sécuritaire des centrales, le démantèlement, la démolition et l'évacuation des installations et du matériel, la décontamination et la réfection des sites et la gestion courante et à long terme du combustible nucléaire irradié et des déchets nucléaires de faible activité et de moyenne activité. Les passifs liés au déclassement des centrales nucléaires et à la gestion à long terme du combustible nucléaire irradié représentent la plus grande part de l'obligation totale.

Le passif lié au déclassement de centrales nucléaires représente les coûts estimatifs qu'il faut engager pour le déclassement des centrales nucléaires à la fin de leur durée de vie utile, ce qui consiste à préparer la centrale à l'état de stockage sécuritaire et à la mettre en état de stockage sécuritaire pendant une période de fermeture sécuritaire avant son démantèlement et la remise en état du site. Les activités liées à la mise en état de stockage sécuritaire des centrales comprennent le déchargement du combustible et l'assèchement des réacteurs nucléaires. OPG est responsable des activités de gestion des déchets nucléaires et de déclassement des installations aux centrales nucléaires Bruce, ce qui comprend les coûts associés aux obligations liées au déclassement d'immobilisations. Aux termes du contrat de location, Bruce Power doit rendre à OPG les centrales nucléaires Bruce, en même temps, asséchées et déchargées. Par conséquent, les coûts liés au déchargement et à l'assèchement du combustible ne font pas partie des obligations d'OPG liées au déclassement d'immobilisations. OPG est également responsable des

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activités de gestion des déchets nucléaires et de déclassement des PRM du PNCND. Ces activités relèveront d'Ontario Power Generation Inc., conformément au contrat de location conclue avec DNNP LP.

Pour estimer le passif au titre de la gestion du combustible nucléaire irradié, OPG adopte une approche conforme à la méthode de gestion adaptative progressive approuvée par le gouvernement du Canada, en fonction de l'information technique et financière élaborée par la SGDN. La SGDN est responsable de la conception et de la mise en œuvre du programme canadien de gestion à long terme du combustible nucléaire irradié.

Les coûts de la gestion des déchets de faible activité et de moyenne activité sur leur cycle de vie comprennent les coûts du traitement et du stockage de ces matières pendant et après l'exploitation des centrales nucléaires ainsi que les coûts de leur gestion définitive à long terme. Les hypothèses utilisées pour établir l'obligation comprenaient des hypothèses de stratégie de cession conceptuelle à long terme conformes à la stratégie recommandée par la SGDN pour la gestion à long terme des déchets radioactifs au Canada, comme indiqué dans sa stratégie intégrée pour les déchets radioactifs qui a été préparée à la demande du gouvernement du Canada puis acceptée par le ministre fédéral de l'Énergie et des Ressources naturelles en 2023. OPG évalue les hypothèses et les estimations sous-jacentes en fonction de l'information disponible.

Les coûts suivants sont comptabilisés à titre de passif dans les bilans consolidés d'OPG :

La valeur actuelle des coûts de déclassement des centrales nucléaires, thermiques et solaires et d'autres installations après la fin de leur durée de vie utile
La valeur actuelle de la partie coût fixe des programmes de gestion des déchets nucléaires requis, d'après le volume total du combustible nucléaire irradié et des déchets de faible activité et de moyenne activité qui devraient être générés sur la durée de vie estimative des centrales nucléaires
La valeur actuelle de la partie coût variable des programmes de gestion des déchets nucléaires, compte tenu des volumes de matières générés à ce jour

Diverses hypothèses importantes utilisées pour le calcul des charges à payer comportent une incertitude inhérente et nécessitent l'exercice de jugement. Les hypothèses importantes sur plusieurs facteurs techniques et opérationnels utilisés pour le calcul des charges à payer font l'objet d'exams périodiques. Toute modification de ces hypothèses, y compris les hypothèses relatives aux programmes, à la construction d'installations d'évacuation, aux dates de fin de vie des centrales, aux méthodes d'évacuation, aux indicateurs financiers, à la stratégie de déclassement et aux technologies utilisées, pourrait avoir des répercussions importantes sur la valeur des charges à payer. Compte tenu du caractère à long terme de ces programmes, des nombreuses hypothèses et de l'évolution de la technologie utilisée dans le traitement des déchets nucléaires, il existe une grande incertitude inhérente quant à la mesure des coûts de ces programmes, y compris des facteurs indépendants de la volonté de la Société, qui peuvent augmenter ou diminuer de façon importante avec le temps.

Les estimations des passifs nucléaires sont revues continuellement dans le cadre du programme global de gestion des déchets nucléaires. Une réévaluation complète de toutes les hypothèses sous-jacentes et de toutes les estimations des coûts de base est effectuée périodiquement, au moins tous les cinq ans, en phase avec le processus de mise à jour du plan de référence en vertu de l'ONFA. Les estimations de coûts associées au plan de gestion adaptative progressive sont mises à jour en fonction de l'information fournie par la SGDN. Toute variation des passifs nucléaires en raison de nouvelles hypothèses ou estimations ayant une incidence sur le montant ou le calendrier des flux de trésorerie futurs non actualisés estimatifs est enregistrée à titre d'ajustement des passifs. Une révision à la hausse des passifs nucléaires représente la valeur actuelle d'une augmentation nette des flux de trésorerie futurs non actualisés établie à partir d'un taux sans risque rajusté en fonction du crédit actuel. Une révision à la baisse des passifs nucléaires représente la valeur actuelle d'une diminution nette des flux de trésorerie futurs non actualisés établie à partir d'un taux d'actualisation moyen pondéré reflété dans le passif existant. La variation correspondante des coûts de mise hors service d'immobilisations est capitalisée dans la valeur comptable des immobilisations nucléaires en service.

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La dernière mise à jour complète des estimations des coûts de base des passifs nucléaires a été effectuée en décembre 2021 et est incluse dans le plan de référence de 2022. Au 31 décembre 2023, les passifs nucléaires ont été mis à jour pour refléter la mise à jour des hypothèses comptables sur les fins de vie des unités 5 à 8 de la centrale Pickering.

Aux fins du calcul des passifs nucléaires d'OPG, au 31 décembre 2025, il était établi, selon les hypothèses comptables actuelles sur les fins de vie, que le déclassement des installations nucléaires devrait avoir lieu au cours des 80 prochaines années environ.

Au 31 décembre 2025, les passifs liés à l'enlèvement d'immobilisations nucléaires et à la gestion des déchets nucléaires fondés sur la valeur actuelle s'établissaient à 26 395 millions de dollars (25 773 millions de dollars au 31 décembre 2024). Au 31 décembre 2025, les flux de trésorerie non actualisés estimatifs associés aux passifs nucléaires d'OPG en dollars de 2025 se présentaient comme suit :

(en millions de dollars)	2026	2027	2028	2029	2030	Par la suite	Total
Dépenses liées à l'enlèvement d'immobilisations nucléaires et à la gestion des déchets nucléaires^{1}	870	612	511	384	342	47 879	50 598

1 La majeure partie des dépenses devraient être remboursées par les Fonds distincts nucléaires établis par l'ONFA. Les cotisations exigées en vertu de l'ONFA, le cas échéant, ne figurent pas dans ces flux de trésorerie non actualisés.

Le passif lié à l'enlèvement d'immobilisations non nucléaires s'élevait à 270 millions de dollars au 31 décembre 2025 (269 millions de dollars au 31 décembre 2024). Ce passif représente principalement la valeur actuelle des coûts estimatifs de déclassement des centrales thermiques d'OPG au terme de leur durée de vie utile. Aux fins d'évaluation du passif lié à l'enlèvement d'immobilisations non nucléaires, il est présumé que l'enlèvement des actifs thermiques se fera sur les quelques 40 prochaines années. Le montant des flux de trésorerie estimatifs futurs non actualisés associés aux passifs liés à l'enlèvement d'actifs thermiques est d'environ 376 millions de dollars.

OPG n'a aucune obligation légale à l'égard du déclassement de ses installations hydroélectriques, et les coûts pour ce type d'installations ne peuvent pas faire l'objet d'une estimation raisonnable étant donné leur longue durée de vie utile. Compte tenu des efforts déployés pour la maintenance ou la reconstruction, il est présumé que les structures de contrôle des débits d'eau seront utilisées dans un avenir prévisible. Donc, OPG n'a constaté aucun passif lié au déclassement de ses installations hydroélectriques.

Évaluations à la juste valeur

Pour les instruments financiers, y compris les actifs financiers, pour lesquels il n'y a pas de cours de marché facilement disponibles, les justes valeurs sont estimées à l'aide de courbes de prix à terme tracées à partir de cours de marché ou de taux observables. L'estimation de la juste valeur peut comprendre l'utilisation de techniques ou de modèles d'évaluation fondés, dans la mesure du possible, sur des hypothèses s'appuyant sur des cours ou des taux observables de marché en vigueur aux dates des bilans consolidés. L'utilisation d'instruments financiers par OPG expose également la Société à certains risques, dont le risque de crédit, le risque de change et le risque de taux d'intérêt. La rubrique Gestion des risques présente une analyse de la manière dont OPG gère ces risques et d'autres risques.

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GESTION DES RISQUES

Aperçu

OPG fait face à divers risques qui pourraient avoir une incidence significative sur ses impératifs d'affaires. La gestion des risques a pour but de déterminer, d'évaluer et d'atténuer les principaux risques et de préserver et d'accroître la valeur du placement de l'actionnaire dans la Société.

Le comité d'audit et des risques du conseil d'administration a pour mandat de s'acquitter des responsabilités de surveillance du conseil d'administration en ce qui concerne l'identification et la gestion des principaux risques d'affaires pour la Société. Le cadre de gestion du risque d'entreprise d'OPG est conçu pour déterminer et évaluer les risques en tenant compte de leurs éventuelles répercussions sur les impératifs d'affaires et les objectifs des plans d'affaires de la Société. La Société a adopté des politiques, des procédures et des systèmes de gestion des risques en bonne et due forme afin d'identifier, d'évaluer et d'atténuer ses risques. La haute direction établit aussi des limites pour le risque de marché, le risque de crédit et les activités de négociation sur le marché de l'énergie de la Société.

Les principaux risques liés aux impératifs d'affaires d'OPG tels que décrits à la rubrique Activités de base et perspectives sont décrits brièvement ci-dessous. La direction est d'avis que ces risques pourraient avoir des répercussions importantes sur les activités, les revenus, le bénéfice net, les flux de trésorerie, les actifs et le capital de la Société. D'autres risques ou incertitudes, qui sont pour le moment inconnus ou qui ne sont pas encore jugés importants, pourraient aussi avoir une incidence défavorable sur le rendement futur ou la situation financière future de la Société.

Risques pouvant compromettre l'excellence opérationnelle

OPG est exposée à divers risques opérationnels associés à ses actifs, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur sa production, sa performance en matière de sécurité et ses résultats d'exploitation. Comme il est décrit ci-dessous, les risques opérationnels inhérents à une centrale touchent divers aspects comme la cybersécurité, la chaîne d'approvisionnement, la sécurité au travail, la fiabilité de l'équipement, les ressources humaines, le changement climatique, les exigences réglementaires et la gestion des urgences.

Cybersécurité

Les incidents de cybersécurité pourraient compromettre la disponibilité et l'intégrité des systèmes d'information et la protection des renseignements personnels d'OPG, ce qui pourrait avoir une incidence sur la production d'électricité, la sécurité du public et des employés et la réputation de la Société. Les cybermenaces mondiales s'intensifient et les tensions géopolitiques et l'utilisation des technologies d'intelligence artificielle par des auteurs de menaces accentuent les risques. OPG dispose d'un programme de cybersécurité assorti de politiques et stratégies lui permettant de détecter, d'intervenir et de se remettre d'incidents. OPG évalue continuellement son profil de risque lié à la cybersécurité et améliore les mesures de protection, la formation de la main-d'œuvre et la gestion des tiers pour faire face à l'évolution des menaces.

Les activités d'OPG en Ontario doivent être conformes aux normes de fiabilité qui s'appliquent aux éléments des réseaux de production-transport établis par la NERC et aux installations pertinentes des réseaux de production-transport établies par le Northeast Power Coordinating Council (NPCC). Un sous-ensemble de ces normes établit les exigences en matière de fiabilité relativement à la cybersécurité. En outre, les actifs informatiques liés aux activités nucléaires d'OPG sont assujettis aux modalités du régime de permis de la CCSN et à des exigences réglementaires. Pour les autres actifs électroniques qui ne sont pas assujettis aux exigences réglementaires applicables, OPG a adopté, afin de gérer les cyberrisques, une approche fondée sur les risques élaborée à partir du cadre de cybersécurité de la National Institute of Standards and Technology.

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La Société a des politiques et des programmes en place pour la gestion des cyberrisques; ces programmes font l'objet d'un suivi par la direction et le conseil d'administration. Les programmes de cybersécurité d'OPG sont axés sur ce qui suit :

La protection des actifs de la Société contre les cyberattaques et la protection des renseignements sensibles
L'amélioration de la protection contre les cyberattaques et de la capacité de détection, d'intervention et de reprise des activités en vue d'atténuer l'incidence des cyberincidents défavorables
L'adoption de pratiques de pointe du secteur pour réduire les cyberrisques liés aux tiers en intégrant des obligations de cybersécurité dans les ententes commerciales, ainsi qu'en améliorant la gouvernance
La sensibilisation et la formation accrues en matière de cybersécurité de la main-d'œuvre
L'intégration de la sécurité dès la conception à l'échelle de la Société afin d'évaluer et de gérer les cyberrisques

Chaîne d'approvisionnement

La capacité d'OPG de mener ses activités de manière efficace dépend en partie de son accès en temps opportun à des fournisseurs d'équipement, de matériel et de services. La perte de fournisseurs clés, tout particulièrement pour la production nucléaire, compte tenu du nombre limité de fournisseurs qualifiés, et les risques liés aux fournisseurs pourraient avoir une incidence sur les activités d'OPG et sur la réalisation d'importants programmes d'investissement. Cela comprend les projets de développement et de réfection d'OPG, qui exigent l'engagement de fournisseurs expérimentés dont les capacités de servir OPG et d'autres clients importants simultanément pourraient être limitées, et ce, compte tenu de l'accent accru mis sur le développement de l'infrastructure au Canada et dans le monde.

OPG atténue ces risques, dans la mesure du possible, au moyen des mesures suivantes :

Négociation de contrats visant à obtenir des conditions d'approvisionnement mutuellement acceptables
Partenariats programmatiques avec des fabricants d'équipement d'origine
Suivi des fournisseurs, y compris les tableaux de bord et la gestion des relations avec les fournisseurs
Achat anticipé de matériaux à longs délais
Diversification des fournisseurs et plans de continuité des activités

Dans le cadre du programme de capacité de la chaîne d'approvisionnement d'OPG, nous avons cerné les risques liés aux produits et services essentiels par l'évaluation des conditions de l'offre et de la demande et avons élaboré des stratégies d'atténuation des domaines présentant les risques les plus élevés. OPG cherche également à s'assurer que les fournisseurs disposent de stratégies appropriées, y compris une planification de la relève efficace, de manière à pouvoir respecter les échéances de leur contrat tout au long des projets.

OPG doit aussi composer avec des risques qui touchent l'ensemble du secteur et liés à l'inflation, à la disponibilité des matériaux et aux événements géopolitiques, y compris le risque lié aux différends commerciaux, qui pourraient également perturber les chaînes d'approvisionnement ou entraîner des hausses de coûts.

Tarifs douaniers et autres restrictions commerciales

Compte tenu des liens forts entre les économies canadienne et américaine, les restrictions commerciales et autres sur les tarifs douaniers entre les deux pays pourraient avoir une incidence disproportionnée sur l'économie canadienne, ce qui devrait augmenter les coûts d'approvisionnement de certains matériaux pour les projets et les activités d'OPG et perturber la chaîne d'approvisionnement si d'autres restrictions sont imposées au commerce international. Les retombées économiques des différends commerciaux pourraient également avoir une incidence sur la demande d'électricité en Ontario. Un ralentissement important de l'économie en Ontario pourrait entraîner une révision à la baisse des projections concernant la demande d'électricité à long terme. Une diminution du taux de croissance prévu de la demande d'électricité à long terme pourrait avoir des répercussions sur la composition future des sources d'approvisionnement d'électricité nécessaires pour répondre aux besoins du réseau, ce qui pourrait avoir une incidence sur l'aménagement de nouvelles centrales de production.

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La Société continue de repérer activement les possibilités d'approvisionnement et de relations avec les fournisseurs soumises aux tarifs douaniers. Elle cherche également d'autres fournisseurs pour réduire son exposition aux tarifs douaniers, le cas échéant. OPG continuera de surveiller l'évolution des contextes commercial et géopolitique, et adaptera ses stratégies d'atténuation au besoin.

Relations de travail

Au 31 décembre 2025, environ 83 % des employés à temps plein d'OPG et de ses filiales étaient représentés par un syndicat. C'est pourquoi il existe un risque de conflits de travail inhérent aux activités de la Société. Il existe aussi un risque qu'une convention collective établie puisse comprendre des modalités qui auront une incidence défavorable sur les coûts et la capacité d'OPG à gérer ses activités de manière efficace. OPG dispose de plans d'urgence en cas de conflit de travail.

Pour de plus amples renseignements sur les conventions collectives de la Société, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Convention collective avec la Society of United Professionals, et à la rubrique Situation de trésorerie et sources de financement, sous Obligations contractuelles – Conventions collectives.

Santé et sécurité

Les activités d'OPG comportent divers risques de sécurité au travail qui lui sont propres et qui pourraient nuire à l'atteinte des objectifs de la Société touchant la santé et la sécurité. OPG est résolue à s'améliorer continuellement en appliquant un système de gestion de la sécurité et en continuant de favoriser une solide culture en matière de santé et de sécurité parmi les employés et les entrepreneurs. Le système de gestion de la sécurité permet à la Société de gérer de manière proactive les risques liés à la sécurité et l'exposition des employés et des entrepreneurs aux risques. La Société travaille aussi avec des tiers stratégiques pour réaliser la comparaison et l'audit du système. Ces activités sont conçues pour que le système de gestion de la sécurité donne les résultats escomptés et tire parti au maximum de la possibilité d'intégrer des améliorations au programme.

Fin de vie des actifs de production

Des dommages importants aux composantes et aux systèmes des centrales, ou une détérioration de ceux-ci, pourraient accélérer la fin de vie des actifs de production. Le déclassement plus tôt que prévu d'une unité de production ou d'une centrale pourrait entraîner une diminution des revenus de production et des flux de trésorerie futurs d'OPG, une dépréciation d'actifs ou une réduction de la valeur, et mener à des réductions de la main-d'œuvre. Les principales composantes limitant la durée de vie des centrales nucléaires d'OPG comprennent les canaux de combustible, les tubes de liaison, les générateurs de vapeur et d'autres composants du réacteur.

Les risques inhérents à la poursuite des activités commerciales d'une centrale ou d'une unité en fin de vie prévue comprennent :

la découverte de conditions imprévues;
des pannes de matériel;
le taux de dégradation de composantes clés d'une centrale;
la nécessité de modifications importantes à la centrale.

Pour atténuer ces risques, pour les activités nucléaires, OPG adopte des mesures recommandées à l'issue d'évaluations techniques réalisées dans le cadre du programme de travaux réalisés pendant l'interruption de chaque centrale. OPG intègre également ces mesures dans son programme exhaustif d'inspection et d'entretien, dans le cadre des plans de gestion du cycle de vie de la centrale. Pour les activités autres que nucléaires, OPG suit un rigoureux programme de gestion d'actifs et de maintenance afin d'assurer la continuité des activités des actifs hydroélectriques, thermiques et solaires.

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Condition des actifs et variabilité de la production

L'incertitude associée à la production d'électricité par les centrales d'OPG découle principalement de l'état des composantes et des systèmes des centrales, qui subissent les effets du vieillissement. La détérioration des composantes ou des systèmes des centrales peut être considérablement plus élevée que prévu ou se manifester de façon inattendue. Les principales conséquences possibles de ces risques comprennent une augmentation des exigences en matière de sécurité, une production électrique et des revenus inférieurs aux prévisions, et une hausse des coûts d'exploitation ou des coûts en capital supérieure aux prévisions. Afin d'atténuer ces risques, OPG continue :

d'apporter des améliorations au programme de gestion des actifs;
de surveiller la performance et de mettre en œuvre des programmes d'inspection et de maintenance;
de recenser les travaux qui seront nécessaires au maintien et, le cas échéant, à la mise à niveau de l'équipement des centrales;
d'entreprendre les projets nécessaires pour mener ses activités de façon fiable et selon les paramètres de conception et d'exploitation.

Capital humain

La formation de nouveaux leaders et le recrutement et le maintien d'employés qualifiés dans les postes essentiels sont des facteurs déterminants du succès d'OPG. OPG continue d'être exposée au risque associé à la disponibilité de ressources compétentes et expérimentées dans des secteurs spécifiques, y compris à des postes d'ingénierie, d'exploitation, de leadership et de gestion de projets.

Afin d'atténuer ce risque, OPG utilise des stratégies de planification de la main-d'œuvre et de recrutement pour s'assurer de disposer d'une main-d'œuvre diversifiée possédant les compétences nécessaires pour une exploitation sûre et efficace des centrales et une bonne exécution des grands projets et des stratégies de croissance. Les mesures d'atténuation des risques comprennent la planification de la relève, les stratégies de recrutement et de maintien en poste d'employés de talent et les programmes de gestion du savoir requis pour s'assurer que la main-d'œuvre est hautement qualifiée. OPG prévoit continuer à répondre à ses besoins en ressources humaines en perfectionnant ses employés actuels et en embauchant du personnel dans des secteurs précis, tout en faisant face aux incidences sur la main-d'œuvre de l'achèvement du projet de réfection de la centrale Darlington et de la transition à la réfection des unités 5 à 8 de la centrale Pickering.

Des contraintes législatives liées à la rémunération continuent de présenter des défis pour la capacité d'OPG d'attirer et de maintenir en poste les gens de talent requis. Ces contraintes législatives comprennent le Cadre de rémunération, selon le Règlement de l'Ontario 406/18 pris en vertu de la Loi de 2014 sur la rémunération des cadres du secteur parapublic, qui impose un plafond pour le salaire de base de dirigeants désignés dans le secteur parapublic de l'Ontario, en fonction de leur rôle.

Déchets nucléaires

Il n'existe actuellement aucune installation autorisée au Canada pour la gestion permanente du combustible nucléaire irradié ou des déchets nucléaires de faible activité et de moyenne activité. À défaut d'un site d'élimination permanent, ces matières sont stockées dans des emplacements temporaires. Le stockage provisoire du combustible nucléaire irradié et des déchets nucléaires de faible activité et de moyenne activité fait l'objet d'une supervision et d'un suivi rigoureux de la part d'OPG. Les hypothèses d'OPG en matière de gestion à long terme du combustible nucléaire irradié et de déchets nucléaires de faible activité et de moyenne activité se fondent sur la Politique canadienne en matière de gestion des déchets radioactifs et de déclassement.

Pour le combustible nucléaire irradié, la SGDN a élaboré un processus visant l'adoption de l'approche de gestion adaptative progressive comme solution à long terme pour la gestion du combustible nucléaire irradié au Canada. Le plan de gestion adaptative progressive prévoit la gestion permanente à long terme du combustible nucléaire irradié dans un dépôt géologique en profondeur. La SGDN a choisi la Nation ojibwée de Wabigoon Lake et le canton d'Ignace,

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en Ontario, comme communautés hôtes du futur site du dépôt géologique en profondeur du Canada pour le combustible nucléaire irradié et fait progresser le projet dans le processus de prise de décision réglementaire, les opérations de dépôt géologique en profondeur devant débuter entre 2040 et 2045.

En 2023, le gouvernement du Canada a accepté la stratégie intégrée pour les déchets radioactifs présentée par la SGDN. La stratégie prévoit le stockage des déchets de faible activité dans des dépôts en surface dont la mise en œuvre sera assurée par les propriétaires des déchets, et le stockage des déchets de moyenne activité et la petite quantité de déchets de haute activité autres que le combustible dans un dépôt géologique en profondeur dont l'achèvement sera assuré par la SGDN. La SGDN fait progresser les travaux sur la stratégie relative aux déchets de moyenne activité grâce à des activités de mobilisation du public, qui donne son avis sur le processus de sélection de sites. En janvier 2024, la CCSN a accordé à Laboratoires Nucléaires Canadiens un permis l'autorisant à construire la première installation de gestion des déchets près de la surface au Canada, sur le site de Chalk River, à Deep River, en Ontario, dans le but de stocker de façon permanente des déchets irradiés solides de faible activité.

OPG continue de surveiller l'évolution de l'information entourant la mise en œuvre du plan de gestion adaptative et de la stratégie intégrée pour les déchets radioactifs, et évalue les solutions de gestion sécuritaire à long terme de ses déchets de faible activité. La Société poursuit également ses initiatives visant à réduire de manière sécuritaire l'empreinte environnementale des déchets de faible activité et de moyenne activité qui nécessitent un stockage à long terme en maximisant les occasions de traitement, de réduction de volume et de recyclage des matériaux propres.

Changements climatiques et phénomènes météorologiques extrêmes

Au cours des dernières années, l'Ontario a observé une augmentation des paramètres climatiques changeants et des phénomènes météorologiques graves. Les fluctuations des précipitations et les variations de température de l'eau et de l'air ainsi que les variations des débits et des niveaux de l'eau pourraient avoir une incidence sur les activités d'OPG. En outre, les changements climatiques peuvent aussi avoir une incidence sur la fiabilité et la durée de vie de l'équipement majeur. Pour réduire les risques que posent les phénomènes météorologiques extrêmes, OPG suit le développement de la science du climat et des pratiques d'adaptation, et collabore avec les parties prenantes pour identifier les besoins d'adaptation et mettre en œuvre des pratiques d'adaptation. Les besoins d'adaptation sont identifiés au moyen d'analyses et en cherchant à mieux comprendre les répercussions des changements climatiques sur les bassins hydrologiques, sur les actifs, sur les activités et sur le marché de l'électricité. La résilience d'OPG à l'égard de ces risques devrait augmenter à mesure de l'identification des mesures d'adaptation et de leur mise en place. OPG travaille également avec les différents gouvernements au Canada, les collectivités locales et l'industrie à des initiatives d'adaptation aux changements climatiques dans le but d'augmenter la résilience des infrastructures du secteur de l'électricité et d'autres infrastructures importantes. Pour de plus amples renseignements sur la gestion des risques liés aux catastrophes naturelles comme les inondations et les feux de forêt, se reporter à la rubrique Risques pouvant compromettre l'excellence opérationnelle – Poursuite des activités et gestion des situations d'urgence.

À moyen et à long terme, les politiques et la réglementation des gouvernements visant à appuyer une transition vers une économie sobre en carbone pourraient entraîner des risques liés à la transition, notamment des changements au profil de l'offre et de la demande d'électricité dans les régions où OPG exerce des activités et l'incidence sur les technologies de production d'électricité de la Société qui émettent du carbone.

Les risques et occasions liés à la loi sur les changements climatiques sont présentés à la rubrique Risques liés au maintien de la vigueur financière – Modifications aux lois et aux règlements. Pour de plus amples renseignements sur les mesures prises par OPG face aux conséquences des changements climatiques, se reporter à la rubrique Description de l'entreprise, sous Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable, de la notice annuelle.

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Environnement

Les activités et les centrales d'OPG sont assujetties à des obligations de conformité environnementale dans les territoires où elles exercent leurs activités. Ces obligations concernent la protection des terres, de l'eau, de l'air, des organismes vivants et des systèmes naturels. Le défaut de se conformer aux lois et règlements environnementaux applicables, notamment la violation des limites réglementaires à l'égard des émissions, pourrait donner lieu à des mesures coercitives, à des mesures de remise en état ou à la restriction des activités. Des changements aux obligations de conformité peuvent donner lieu à de nouvelles exigences et à une hausse des coûts. OPG compte sur un système de gestion environnementale pour s'acquitter de ses responsabilités environnementales en Ontario. Pour plus de renseignements, se reporter à la rubrique Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable.

Production hydroélectrique

Les centrales hydroélectriques d'OPG sont exposées aux risques associés aux conditions de débits d'eau et de production de base excédentaire.

La mesure dans laquelle OPG peut exploiter ses centrales hydroélectriques dépend de la disponibilité de l'eau. Les importantes variations des conditions météorologiques, y compris l'incidence des changements climatiques et les conditions extrêmes qui en découlent, peuvent avoir une incidence sur les débits d'eau. Les changements à long terme dans les tendances de précipitations, la quantité, la température de l'eau et la température de l'air ambiant peuvent avoir une incidence sur la disponibilité de l'eau et, par conséquent, sur la production d'électricité des centrales hydroélectriques d'OPG. Pour ce qui est de la production hydroélectrique réglementée d'OPG, l'incidence financière des variations de la production hydroélectrique attribuables aux écarts entre les conditions hydrologiques prévues qui sous-tendent les tarifs de base réglementés de l'hydroélectricité et les conditions hydrologiques réelles est comptabilisée dans un compte réglementaire approuvé par la CEO.

L'Ontario continue d'afficher une production de base excédentaire quand l'offre d'électricité est supérieure à la demande, y compris les exportations d'électricité à l'extérieur de la Province. Pour gérer cette situation, la SIERE pourrait forcer OPG à réduire la production hydroélectrique. Un compte réglementaire autorisé par la CEO permet d'atténuer l'incidence financière de la perte de production d'électricité dans des conditions de production de base excédentaire des centrales hydroélectriques réglementées d'OPG en Ontario.

Exigences de conformité réglementaire

OPG est assujettie à un grand nombre de lois et de règlements, et est l'objet d'une surveillance de différentes entités dans les territoires où elle mène ses activités, dont la CCSN, la CEO et la SIERE.

L'incertitude associée à la conformité aux exigences en matière de réglementation nucléaire est liée surtout au vieillissement des centrales, aux modifications des codes techniques et aux désaccords exprimés par certaines personnes lors d'audiences réglementaires, particulièrement en ce qui a trait à la sécurité, à l'environnement et aux mesures d'urgence. De plus, conformément aux obligations établies dans les règles du marché de la SIERE et celles du permis de production d'électricité d'OPG octroyé par la CEO, les installations de la Société doivent être conformes aux normes de fiabilité de la NERC et aux critères régionaux du NPCC. La conformité à ces exigences pourrait ajouter des coûts différentiels aux coûts d'exploitation, notamment pour le remplacement ou la modification de composantes ou pour de nouvelles exigences liées à la gestion des déchets nucléaires. Dans certains cas, des exigences additionnelles découlant de changements dans l'interprétation de règlements techniques ou de nouvelles situations pourraient donner lieu à un effort accru de la part de la Société.

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Les risques liés à certains organismes de réglementation sont présentés à la rubrique Risques liés au maintien de la vigueur financière – Réglementation des tarifs, Marchés de l'électricité et Modifications aux lois et aux règlements.

Poursuite des activités et gestion des situations d'urgence

OPG peut être exposée à des catastrophes naturelles, des aléas technologiques ou des accidents d'origine humaine, y compris à des événements importants pour lesquels elle ne serait pas pleinement assurée ou indemnisée. Ces risques pourraient causer l'interruption des activités, ce qui pourrait entraîner une baisse des revenus de production ou des coûts additionnels liés à la réparation des dommages et au rétablissement des activités.

Le programme de continuité des activités d'OPG fournit un cadre qui rend les processus opérationnels essentiels résilients, afin d'assurer la continuité des fonctions essentielles de la Société. Les programmes de gestion des situations d'urgence d'OPG veillent à ce que la Société résolve les situations d'urgence efficacement en temps opportun. Le programme d'OPG et les procédures permettent de mettre en œuvre immédiatement les mesures nécessaires pour protéger la santé et la sécurité des travailleurs et du public et contenir l'incidence de l'événement sur la sécurité du site, la capacité de production et l'environnement. Les plans d'OPG sont régulièrement testés et mis à jour, et répondent aux exigences juridiques et réglementaires ou les excèdent.

OPG surveille et évalue régulièrement les événements qui se produisent à l'échelle mondiale, comme les événements géopolitiques émergents, les catastrophes naturelles et les pandémies, et prépare des mesures d'urgence au cas où ces événements auraient des répercussions sur les activités, les travailleurs, les clients ou les parties prenantes d'OPG.

Risques pouvant compromettre l'excellence des projets

Société hautement capitaliste, OPG entreprend un vaste éventail de projets qui nécessitent des investissements importants. OPG pourrait subir certaines conséquences si elle se révélait incapable d'obtenir les approbations nécessaires pour les projets, de gérer efficacement ces projets dans le respect de l'échéancier et du budget, ou de recouvrer en entier les coûts du projet et de dégager un rendement financier adéquat. Ces investissements peuvent également avoir une incidence sur la capacité d'emprunt et les notes de crédit d'OPG. OPG atténue les risques associés à la réalisation de projets au moyen d'une méthode évolutive de gestion de projets applicable à l'ensemble de ses projets. Les risques associés à certains des principaux projets en cours d'OPG sont décrits ci-après. En outre, il y a des risques associés à la perte de fournisseurs clés, comme il est expliqué plus en détail à la rubrique Risques pouvant compromettre l'excellence opérationnelle – Chaîne d'approvisionnement.

Petits réacteurs modulaires (PRM)

OPG accélère la construction des PRM pour répondre aux besoins futurs en électricité, l'unité 1 du PNCND représentant le premier PRM commercial à l'échelle du réseau canadien. Le BWRX 300 de GE Hitachi Nuclear Energy (GE-Hitachi), la conception du PRM sélectionnée pour le PNCND, est la dixième génération du réacteur à eau bouillante et atténue en partie les risques liés au déploiement de cette première technologie du genre. Toutefois, les plans d'OPG visant à construire un PRM sur le site du PNCND comportent des risques.

Les risques liés au déploiement du PRM comprennent les incertitudes à l'égard de l'obtention des approbations réglementaires de la nouvelle technologie nucléaire, des coûts et du calendrier, de la possibilité que les collectivités autochtones s'opposent au projet, et de l'acceptation par le public de déchets nucléaires additionnels. Les stratégies d'atténuation des risques comprennent la planification et la surveillance rigoureuses des projets, l'achèvement de la conception technique sous la supervision d'OPG, la mise en œuvre d'un modèle intégré de réalisation de projets avec des partenaires, et la participation significative des titulaires de droits autochtones et autres parties prenantes. Le Règlement de l'Ontario 53/05 prescrit que tout PRM soit construit sur le site du PNCND à titre de centrale réglementée par la CEO et prévoit le recouvrement des coûts de planification, de préparation et de construction connexes, sous réserve d'un examen par la CEO.

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OPG exerce une surveillance appropriée du risque technique et commercial pour évaluer les possibilités de déploiement commercial de PRM, y compris pour identifier les risques liés à la réglementation et les risques de marché et de crédit auxquels elle pourrait être exposée.

Pour de plus amples renseignements sur le PNCND, se reporter à la rubrique Faits nouveaux, sous Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington, et à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Excellence des projets – Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington.

Réfection de la centrale Pickering

En novembre 2025, la Province a annoncé qu'elle approuvait le plan d'OPG visant la réfection des unités 5 à 8 de la centrale Pickering. Ce projet complexe présente des risques inhérents liés au coût, au calendrier et de nature réglementaire, qui continueront d'être gérés selon l'approche d'OPG en matière de gestion de projets. En outre, les risques importants qui pourraient avoir une incidence sur le projet dès l'étape de définition jusqu'au début de l'étape d'exécution, comme la disponibilité des ouvriers qualifiés et l'approvisionnement en matériaux durables, sont gérés dans le cadre du plan de projet. OPG s'inspire aussi des leçons tirées du projet de réfection de la centrale Darlington pour déterminer les risques et les activités de gestion de projet à mesure de la progression du projet.

Pour de plus amples renseignements, se reporter à la rubrique Faits nouveaux importants, sous Réfection de la centrale Pickering.

Disponibilité des gens de métier

La concurrence entre des projets d'immobilisations et d'infrastructures en Ontario et dans l'ensemble du Canada peut limiter la disponibilité des gens de métier clés pour travailler sur les projets actuels et futurs d'OPG, y compris le PNCND, le projet de réfection de la centrale Pickering, et la réfection et les projets de réaménagement des générateurs de centrales hydroélectriques. OPG court le risque que les gens de métier compétents choisissent de travailler sur d'autres projets que les siens, ce qui minerait la capacité de la Société à achever ses projets en respectant l'échéancier, le budget et le degré de qualité requis. OPG s'est dotée d'une équipe spécialisée qui atténue ce risque en surveillant activement l'offre et la demande de gens de métier clés, collabore avec des organisations concurrentes, telles que Bruce Power, afin de renforcer la capacité de l'offre actuelle en coordonnant le calendrier des projets, le cas échéant, en créant de nouvelles sources de recrutement au moyen de partenariats avec d'autres organisations, syndicats et établissements d'enseignement, et en mettant en œuvre des stratégies de maintien en poste des ressources.

Risques liés au maintien de la vigueur financière

Les risques liés aux facteurs macroéconomiques, à la réglementation des tarifs, aux marchés des marchandises, aux marchés des capitaux et aux obligations à long terme pourraient entraver de façon significative le rendement financier d'OPG. En outre, la Société est exposée à des risques en raison des variations dans le marché de l'électricité et du renouvellement des contrats d'approvisionnement en énergie. Les tensions et les conflits géopolitiques pourraient accroître un certain nombre de ces risques en ayant des incidences à long terme sur les marchés des marchandises, des capitaux et de l'électricité, ainsi que sur la politique gouvernementale. Des variations de facteurs économiques ou dans le marché de l'électricité peuvent amener OPG à prendre des décisions d'investissement, de désinvestissement ou d'abandon d'investissements afin de maintenir ou d'améliorer sa solidité financière à long terme.

Modifications aux lois et aux règlements

Les activités de base et la stratégie d'OPG peuvent être touchées par des modifications aux lois et aux règlements dans les territoires où la Société mène ses activités. Les questions assujetties à la réglementation comprennent, entre autres, les tarifs, les activités de production d'électricité, la sécurité nucléaire, la gestion des déchets nucléaires et le déclassement de centrales nucléaires, le marché de l'électricité, l'environnement, le commerce et la fiscalité, y compris les programmes de crédit d'impôt à l'investissement. Les gouvernements et organismes de réglementation peuvent modifier les lois, la réglementation ou les règles, ou en adopter de nouvelles, qui feraient en sorte d'augmenter les

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coûts d'OPG, de diminuer les revenus d'OPG, ou de limiter sa capacité à recouvrer les coûts appropriés et à obtenir un rendement approprié sur ses dépenses d'investissement.

Pour atténuer les risques liés à la législation, lorsque cela est possible, OPG fait un suivi des activités de tous les paliers de gouvernement afin de déterminer si les lois futures auront une incidence sur la Société et intervient s'il y a lieu.

En 2019, le projet de loi visant à modifier la Loi sur les pêches afin de mieux protéger les poissons et leur habitat a été sanctionné et adopté au Canada. Il y a un risque que des modifications aux règlements environnementaux entraînant le renforcement des dispositions de la Loi sur les pêches en matière de protection du poisson et de son habitat aient une incidence sur les activités hydroélectriques d'OPG. Pour atténuer ce risque, OPG et ses partenaires de l'industrie collaborent avec Pêches et Océans Canada (POC) en vue de déterminer des approches pratiques en matière de conformité à l'industrie hydroélectrique. OPG a élaboré une stratégie en matière de conformité et travaille actuellement avec POC pour la mettre en œuvre.

En octobre 2025, le Règlement sur la sécurité nucléaire du Canada a été publié, et comporte des exigences en matière de conformité accrues. OPG surveille la publication par la CCSN des exigences supplémentaires détaillées concernant la mise en œuvre et l'évaluation de l'incidence de la conformité sur les coûts.

Le plan du Canada vise à atteindre la carboneutralité d'ici 2050. En 2021, le gouvernement du Canada a adopté une loi en vertu de laquelle il s'engage à atteindre cet objectif. Cette loi contraint également le gouvernement à fixer des objectifs nationaux provisoires de réduction des émissions. En décembre 2024, le gouvernement du Canada a déposé le règlement sur l'électricité propre qui pourrait limiter l'exploitation des centrales thermiques d'OPG au-delà de 2035. La Société continue de participer à l'élaboration des plans et de la législation du gouvernement fédéral lié à la transition énergétique et entend adapter son plan en matière de changements climatiques en tenant compte de l'évolution des politiques gouvernementales, le cas échéant. Pour de plus amples renseignements sur le règlement sur l'électricité propre, sur les obligations de conformité d'OPG en matière de GES et sur sa réponse aux changements climatiques, se reporter à la rubrique Description de l'entreprise sous Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable – Environnement de la notice annuelle.

Comme indiqué à la rubrique Activités de base et perspectives, sous la rubrique Vigueur financière – Crédit d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre du gouvernement fédéral, OPG surveille l'évolution de la situation au sein du gouvernement du Canada en ce qui concerne l'avant-projet de loi pour le crédit d'impôt à l'investissement dans l'énergie propre. L'avant-projet de loi doit être approuvé par le Sénat du Parlement du Canada avant de recevoir la sanction royale. Dans le cas où OPG ne serait pas admissible à ces crédits d'impôt, la Société devrait alors utiliser d'autres sources de financement en vue de réaliser certains des investissements prévus dans des projets d'énergie propre.

Réglementation des tarifs

Il existe un risque que les tarifs réglementés établis par la CEO ne permettent pas de recouvrer intégralement les coûts réels engagés au titre des activités à tarifs réglementés d'OPG ou empêchent les activités à tarifs réglementés de générer un rendement fondé sur les résultats réels, ce qui nuirait aux bénéfices et aux flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation de la Société. Il pourrait survenir si :

lorsqu'elle fixe les tarifs réglementés, la CEO apporte des ajustements aux prévisions présentées par OPG, interdit le recouvrement des coûts en capital engagés ou reporte le recouvrement d'une partie importante des besoins en revenus approuvés;
OPG n'arrivait pas à réaliser d'autres réductions de coûts pour satisfaire aux facteurs de productivité supplémentaire approuvés par la CEO inclus dans les tarifs réglementés établis selon une tarification fondée sur une réglementation incitative;

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la production ou les coûts réels différaient considérablement des prévisions approuvées par la CEO, en raison de facteurs tels que les interruptions non planifiées ou les risques liés à la réalisation de projets.

Il existe également une incertitude associée aux résultats des demandes visant le recouvrement ou le remboursement de soldes de comptes réglementaires, alors que certains de ces comptes font l'objet d'un examen du critère de prudence de la CEO, et à l'issue d'autres procédures réglementaires.

Lorsqu'elle fournit les preuves en vue d'étayer ses demandes de tarifs réglementés, notamment l'utilisation des soldes des comptes réglementaires, OPG s'applique à démontrer clairement à la CEO que les coûts des activités réglementées sont raisonnables, engagés de façon prudente et qu'ils devraient être recouvrés en entier auprès des clients en temps opportun.

Passifs nucléaires et Fonds distincts nucléaires

L'estimation des coûts pour les obligations liées à la gestion des déchets nucléaires et au déclassement des centrales nucléaires est fondée sur différentes hypothèses et estimations sous-jacentes qui pourraient évoluer au fil du temps, notamment à mesure que la SGDN progresse dans le projet de construction du dépôt géologique en profondeur du Canada pour le combustible nucléaire irradié. Afin d'atténuer cette incertitude inhérente, OPG procède à un examen complet des hypothèses sous-jacentes et des estimations des coûts de base au moins une fois tous les cinq ans parallèlement au processus requis de mise à jour du plan de référence en vertu de l'ONFA. La mise à jour du prochain plan de référence de l'ONFA devrait être terminée à la fin de 2026.

Les Fonds distincts nucléaires sont gérés dans le but de dégager, à long terme, des taux de rendement cibles fondés sur le taux d'actualisation spécifié dans l'ONFA. Les placements détenus dans les Fonds distincts nucléaires sont répartis entre les actions canadiennes et les actions internationales, les titres à revenu fixe de sociétés et de gouvernements, les fonds groupés, l'immobilier, les infrastructures et autres placements. Le rendement de ces fonds distincts peut varier selon la conjoncture des marchés des capitaux. La composition de l'actif des Fonds est établie conjointement par OPG et la Province conformément à l'ONFA.

OPG assume le risque de marché lié au rendement des placements relatifs à la tranche des Fonds distincts nucléaires mise de côté pour :

le déclassement des centrales nucléaires;
la gestion à long terme du combustible en excédent des premiers 2,23 millions de grappes et la gestion à long terme des déchets nucléaires de faible activité et de moyenne activité.

Conformément aux méthodes de recouvrement des coûts approuvées par la CEO, le rendement de la portion des Fonds distincts nucléaires attribuée aux centrales nucléaires Bruce dépend du compte d'écarts des revenus nets de location des centrales Bruce. En fonction de la situation de capitalisation des fonds, en vertu des méthodes de recouvrement des coûts approuvées par la CEO, le bénéfice net d'OPG est exposé au risque lié au taux de rendement pour la partie des Fonds distincts nucléaires liée aux centrales nucléaires Pickering et Darlington. L'incidence sur l'état des résultats du risque lié au taux de rendement est atténuée en partie lorsque les fonds sont pleinement capitalisés ou sont surcapitalisés, car une diminution des Fonds distincts nucléaires attribuable aux conditions du marché aurait pour effet de faire baisser les surplus de chaque fonds avant d'avoir une incidence sur le bénéfice net d'OPG. Au 31 décembre 2025, le Fonds distinct de déclassement et le Fonds distinct pour combustible irradié étaient en situation de surcapitalisation, selon le dernier plan de référence en vertu de l'ONFA approuvé. Pour en savoir plus, se reporter à la rubrique Activités de base et perspectives, sous Perspectives.

Obligations liées aux avantages postérieurs à l'emploi

Les coûts et obligations au titre des avantages complémentaires de retraite et les cotisations d'OPG au régime de retraite agréé contributif à prestations déterminées pourraient être considérablement touchés dans l'avenir par divers facteurs, dont la variation des taux d'actualisation et des taux d'inflation, la modification des autres hypothèses

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actuarielles, les rendements futurs des placements, les gains et pertes actuariels, la situation de capitalisation des régimes de retraite, la variation des prestations, des changements dans l'environnement réglementaire, y compris des modifications éventuelles à la Loi sur les régimes de retraite (Ontario), des changements dans les cotisations des employés et dans les activités d'OPG, et l'incertitude de mesure inhérente à l'évaluation actuarielle.

Les cotisations au régime de retraite agréé d'OPG sont calculées en tenant compte des évaluations actuarielles, qui sont déposées auprès des organismes de réglementation appropriés au moins tous les trois ans. OPG est tenue de déposer des évaluations actuarielles annuellement si la situation de capitalisation de solvabilité du régime baisse en dessous du seuil spécifié dans les règlements de la Loi sur les régimes de retraite (Ontario). Les évaluations actuarielles futures pourraient faire augmenter les obligations de capitalisation d'OPG en raison des conditions du marché et de l'économie. Les obligations d'OPG au titre des avantages complémentaires de retraite ne sont pas capitalisées et les prestations sont versées au personnel à même les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, ou d'autres sources de liquidités.

Propriété provinciale

La Province détient la totalité des actions ordinaires, des actions de catégorie A et des actions privilégiées de catégorie B émises et en circulation d'OPG. Par conséquent, la Province, représentée par le ministère de l'Énergie et des Mines, du Développement du Nord et des Mines de l'Ontario, a le pouvoir de nommer les membres du conseil d'OPG. OPG pourrait recevoir de son actionnaire des directives, aux termes de l'article 108 de la Loi sur les sociétés par actions (Ontario), qui influent directement sur les décisions importantes. Ces décisions pourraient avoir trait au développement de projets, aux demandes de tarifs réglementés auprès de la CEO, aux acquisitions, aux dessaisissements d'actifs ou autres transactions, à la structure financière et du capital, et à d'autres questions. OPG pourrait donc être tenue d'entreprendre des activités qui entraînent une augmentation des dépenses, ou qui réduisent les revenus ou les flux de trésorerie par rapport aux activités ou aux stratégies qui auraient autrement été entreprises. En outre, l'obligation de l'actionnaire, le gouvernement de l'Ontario, de s'attaquer à un vaste éventail de questions dans son rôle pourrait créer, pour OPG, des possibilités que la Société devra saisir ou des risques qu'elle devra, dans la mesure du possible, atténuer pour atteindre les objectifs de son plan stratégique et de son plan d'entreprise. Cela comprend, entre autres, les mesures que pourrait prendre la Province pour appuyer les décisions en matière de planification de la production d'électricité, pour atténuer l'incidence de la hausse des tarifs d'électricité sur les consommateurs ontariens, ou pour répondre aux différends commerciaux et aux autres tensions géopolitiques.

Crédit

La Société est exposée au risque de crédit en raison des ventes d'électricité, des activités de négociation d'électricité, des activités de couverture et des activités de trésorerie, y compris les activités d'investissement, ainsi que des transactions commerciales avec ses divers fournisseurs de biens et de services. Le risque de crédit associé aux ventes d'électricité d'OPG est considéré comme faible, puisque la plus grande partie des ventes sont effectuées sur le marché géré par la SIERE en Ontario. La SIERE surveille le degré de solvabilité de tous les intervenants du marché. Conformément aux exigences prudentielles de la SIERE, les intervenants sur le marché sont tenus de fournir des garanties visant à couvrir les fonds qu'ils pourraient devoir sur le marché.

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Le tableau qui suit présente un sommaire de l'exposition d'OPG au risque de crédit de toutes les contreparties du fait des activités de transaction et de négociation de l'électricité, au 31 décembre 2025 :

Note de crédit ¹	Toutes les contreparties		Contreparties les plus importantes
	Nombre de contreparties ²	Risque possible ³ (en millions de dollars)	Nombre de contreparties	Risque possible (en millions de dollars)
Qualité supérieure	40	28	5	18
SIERE ⁴	5	621	1	612
Autres	34	3	2	2
Total	79	652	8	632

¹ Les notes sont le résultat de l'analyse faite par OPG, qui s'appuie sur les analyses disponibles faites par des agences de notation externes, de même que sur le soutien de crédit fourni par l'intermédiaire de garanties de la société mère, de lettres de crédit ou d'autres sûretés fournies. La catégorie Autres représente les contreparties dont la note n'a pas été analysée par OPG. ² Les contreparties d'OPG sont définies par chaque accord global. ³ Le risque possible est l'appréciation statistique par OPG du risque maximal sur la durée de vie de chaque opération selon un intervalle de confiance de 95 %. ⁴ Le risque de crédit est une estimation des montants à recevoir à court terme pour les ventes d'électricité d'OPG sur le marché de la SIERE. Le risque de crédit et les montants à recevoir qui y sont associés varient chaque mois en fonction des ventes d'électricité. Le montant mensuel à recevoir de la SIERE est généralement versé à OPG au cours du mois suivant conformément au calendrier des versements de la SIERE.

Parmi les autres principales composantes du risque de crédit d'OPG, citons celles associées aux fournisseurs de services et de produits liés par contrat. OPG gère le risque lié aux divers fournisseurs ou risque de contrepartie en évaluant leur situation financière et en s'assurant que la Société détienne des garanties appropriées ou d'autres formes de sûretés.

Marchés des marchandises

Les variations du prix du marché pour les combustibles servant à produire de l'électricité pourraient avoir des répercussions négatives sur le bénéfice et les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation d'OPG. Afin de gérer le risque de hausses imprévisibles du prix des combustibles, la Société a des programmes de couverture sur combustibles qui comprennent des contrats à prix fixes et à prix indexés. Les besoins en combustible d'OPG qui font l'objet d'une couverture sont présentés en pourcentage dans le tableau ci-après. Ces chiffres sont fondés sur des prévisions annuelles combinées de production d'électricité et de sources d'approvisionnement et peuvent donc changer lorsque les prévisions sont mises à jour.

	2026	2027	2028
Besoins en combustible estimatifs couverts (en %) ¹	77	83	72

¹ Représentent la tranche approximative en mégawattheures (MWh) de la production prévue (et les objectifs de fin d'exercice pour le stock de combustible) de tous les types d'installations exploitées par OPG (nucléaires, hydroélectriques et thermiques) pour laquelle le prix du combustible est fixe ou pour laquelle la Société a conclu des ententes contractuelles pour garantir le prix du combustible, ou garantir son recouvrement. Dans le cas de la production hydroélectrique réglementée ou visée par contrats en Ontario, ce montant représente les frais sur les revenus bruts et les charges au titre des redevances d'utilisation d'énergie hydraulique. Les stocks de combustible excédentaires (nucléaires ou thermiques) pendant un exercice donné sont attribués à l'exercice suivant afin de mesurer les ratios de couverture.

Taux de change

Les résultats financiers d'OPG sont exposés au risque de volatilité du taux de change du dollar canadien par rapport au dollar américain, puisque les combustibles et certains services et fournitures achetés pour les centrales et les grands projets, ainsi que les émissions de dette, sont surtout libellés en dollars américains. Pour gérer ce risque, OPG peut avoir recours périodiquement à divers instruments financiers, comme les contrats à terme et autres contrats dérivés, en conformité avec les politiques de gestion des risques approuvées. Au 31 décembre 2025, OPG n'avait aucun contrat de change en cours.

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Taux d'intérêt

Le risque de taux d'intérêt s'entend du risque que la valeur des actifs et des passifs varie en raison des fluctuations des taux d'intérêt connexes. Le risque de taux d'intérêt d'OPG découle du besoin de refinancer une dette existante ou de souscrire de nouveaux financements. Ce risque est géré au moyen de dérivés servant à couvrir l'exposition, conformément aux politiques de gestion des risques approuvées. OPG peut avoir recours à des swaps de taux d'intérêt pour atténuer certains éléments de risque de taux d'intérêt associés à un financement prévu.

Liquidité

Plusieurs facteurs pourraient nuire à la capacité de la Société à obtenir un financement par emprunt suffisant et économique, notamment les conditions du marché des capitaux et de l'économie en général, la réglementation, les résultats d'exploitation et la situation financière de la Société et les notes de crédit attribuées à la Société par les agences de notation. Pour atténuer ces risques, OPG utilise plusieurs sources de financement et prévoit la disponibilité des fonds, surveille activement les besoins en financement et met tout en œuvre pour conserver des notes de crédit de première qualité.

La rubrique Situation de trésorerie et sources de financement traite plus en détail des liquidités de l'entreprise.

Marchés de l'électricité

Les revenus d'OPG subissent l'incidence de facteurs externes liés au marché de l'électricité, notamment l'arrivée de nouveaux intervenants sur le marché, les activités concurrentielles des intervenants sur le marché, la demande d'électricité, y compris les exportations hors de l'Ontario, les changements à la réglementation de protection de l'environnement et la variabilité des tarifs d'électricité de gros dans les marchés applicables. La croissance de la demande d'électricité en Ontario pourrait subir l'incidence des facteurs géopolitiques ou économiques, y compris l'évolution des contextes commercial et tarifaire. Pour de plus amples renseignements, se reporter à la rubrique Risques pouvant compromettre l'excellence opérationnelle – Tarifs douaniers et autres restrictions commerciales.

Les revenus tirés des actifs de production d'OPG assujettis à la réglementation de la CEO ne sont pas touchés par les tarifs d'électricité de gros en Ontario. Tous les actifs non réglementés d'OPG situés en Ontario sont visés par des CAE avec la SIERE, de façon à permettre le recouvrement des coûts et le rendement du capital investi.

Production visée par contrats

Les centrales de la Société situées en Ontario qui sont exploitées aux termes d'une CAE avec la SIERE sont assujetties à plusieurs obligations, notamment des cibles de disponibilité et des obligations d'approvisionnement liant les unités au marché pendant des plages horaires spécifiées, comme le prévoit leur contrat respectif. En cas de manquement à ces obligations contractuelles, OPG pourrait encourir des pénalités allant jusqu'à la résiliation des contrats des centrales en défaut. Ce risque est atténué par des programmes d'entretien, d'investissement en capital et d'autres programmes, et par des processus internes de communication, de surveillance et de suivi des obligations contractuelles et des étapes clés.

Même si OPG prévoit que les centrales exploitées aux termes d'une CAE ou de tout autre contrat continueront de fournir de l'énergie et une capacité sur les marchés respectifs pour la durée de ces contrats, rien ne garantit que ces contrats seraient renouvelés à leur échéance ou que les contrats de remplacement seront conclus à des conditions acceptables.

Litiges

OPG ou ses filiales sont parties à diverses autres actions en justice couvrant un large ensemble de questions soulevées dans le cours normal des affaires. Chacune de ces questions est assujettie à diverses incertitudes et certaines d'entre elles pourraient être résolues défavorablement. La Société est d'avis que la résolution de ces questions,

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individuellement ou collectivement, ne devrait pas avoir d'incidence néfaste importante sur sa situation financière consolidée.

Risques liés au maintien de l'acceptation sociale de nos activités

OPG est exposée aux risques associés à l'acceptation sociale de ses activités et à son profil public en raison des changements de perspective des diverses parties prenantes, y compris les consommateurs d'électricité, les collectivités locales, les organismes gouvernementaux, les titulaires de droits et les partenaires.

Il est essentiel à la réussite d'OPG de maintenir la confiance du public et de répondre aux attentes des parties prenantes et des partenaires. OPG s'efforce de maintenir l'acceptation sociale de ses activités et la réputation de la Société au moyen d'activités respectueuses de l'environnement, fiables et sécuritaires ainsi que de programmes d'engagement social, de participation et de sensibilisation. En outre, OPG s'est engagée à promouvoir la réconciliation avec les collectivités et peuples autochtones et à renforcer sa culture en milieu de travail en valorisant l'excellence dans les pratiques d'équité, de diversité et d'inclusion, conformément à sa stratégie.

L'incapacité de maintenir des activités fiables et sécuritaires pourrait nuire à la réputation d'OPG et se traduire par la perte du soutien du public.

Collectivités autochtones

La qualité des relations avec les collectivités autochtones et l'issue des négociations avec elles peuvent avoir une incidence sur les projets et le rendement financier, de même que sur l'acceptation sociale des activités d'OPG.

OPG peut faire l'objet de plaintes des collectivités autochtones. Ces plaintes peuvent découler de projets ou d'activités d'aménagement d'installations de production, d'activités liées à l'exploitation actuelle de la Société, y compris la gestion des déchets nucléaires, et d'exploitations passées du prédécesseur d'OPG, qui peuvent avoir eu une incidence sur les droits des collectivités autochtones ou leurs droits issus de traités.

OPG atténue en partie ces risques au moyen de sa politique sur les relations avec les Autochtones qui définit l'engagement de la Société de nouer et d'entretenir de façon proactive des relations positives avec les collectivités autochtones et grâce au plan d'action de réconciliation de la Société. De plus, OPG a su collaborer avec les collectivités autochtones pour résoudre un certain nombre des griefs et pour établir des partenariats commerciaux liés au développement d'une nouvelle production. Cependant, l'issue des négociations en cours et de toute négociation future dépendra d'un certain nombre de facteurs, y compris les lois, les règlements et les précédents créés par les décisions des tribunaux, qui peuvent changer au fil du temps.

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OPÉRATIONS ENTRE PARTIES LIÉES

Étant donné que la Province détient toutes les actions d'OPG, les parties liées comprennent la Province et d'autres entités sous contrôle de la Province.

Les opérations entre parties liées présentées ci-dessous comprennent les opérations conclues avec la Province et les principales sociétés remplaçantes de l'ancienne entreprise de services d'électricité intégrée d'Ontario Hydro, y compris Hydro One Limited (Hydro One), la SIERE et la SFIEO. Les opérations entre OPG et les parties liées sont mesurées à la valeur d'échange, soit la valeur de la contrepartie qui a été établie et acceptée par les parties liées. En tant que l'une des nombreuses sociétés gouvernementales en propriété exclusive de la Province, OPG conclut aussi des opérations dans le cours normal des affaires avec divers ministères et organismes gouvernementaux en Ontario qui relèvent de la compétence de la Province.

Les opérations entre parties liées pour les exercices clos les 31 décembre se sont établies comme suit :

(en millions de dollars)	2025		2024
	Revenus	Charges	Revenus	Charges
Hydro One
Ventes d'électricité	24	-	18	-
Services	-	12	-	9
Dividendes	4	-	5	-
Province d'Ontario
Variation du montant du Fonds distinct de déclassement à payer à la Province 1	-	811	-	1 137
Variation du montant du Fonds distinct pour combustible irradié à payer à la Province 1	-	1 063	-	1 459
Frais sur les revenus bruts liés à la production hydroélectrique	-	117	-	118
SFIEO
Frais sur les revenus bruts liés à la production hydroélectrique	-	219	-	223
Intérêts débiteurs sur les billets à long terme	-	87	-	88
Impôts sur les bénéfices	-	548	-	377
Impôts fonciers	-	14	-	13
SIERE
Revenus liés à la production d'électricité	7 698	-	6 473	-
Fair Hydro Trust
Intérêts créditeurs	33	-	33	-
	7 759	2 871	6 529	3 424

1 Les Fonds distincts nucléaires sont présentés aux bilans consolidés, déduction faite des montants comptabilisés comme étant à payer à la Province relativement à tout excédent de capitalisation et, pour le Fonds distinct pour combustible irradié, au taux de rendement garanti de la Province. Aux 31 décembre 2025 et 2024, les Fonds distincts nucléaires étaient présentés déduction faite des montants à payer à la Province, soit respectivement 12 110 millions de dollars et 10 236 millions de dollars.

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Les soldes entre OPG et ses parties liées aux 31 décembre s'établissaient comme suit :

(en millions de dollars)	2025	2024
Montants à recevoir de parties liées
Hydro One	3	3
SIERE – montants à recevoir liés à l'électricité	621	608
Fair Hydro Trust	4	4
Province d’Ontario	-	1
Prêt à recevoir
Fair Hydro Trust	899	902
Créditeurs, charges à payer et autres montants à payer
Hydro One	1	3
SFIEO	91	85
Province d’Ontario	7	10
Dette à long terme (y compris la tranche échéant à moins d’un an)
Billets à payer à la SFIEO	2 100	2 100

OPG peut détenir des obligations de la province d’Ontario et des bons du Trésor dans les Fonds distincts nucléaires et dans la caisse du régime de retraite agréé d’OPG. Au 31 décembre 2025, les Fonds distincts nucléaires détenaient 1 764 millions de dollars en obligations de la province d’Ontario (1 740 millions de dollars au 31 décembre 2024) et 5 millions de dollars en bons du Trésor de la province d’Ontario (8 millions de dollars au 31 décembre 2024). Au 31 décembre 2025, le régime de retraite agréé d’OPG détenait 302 millions de dollars en obligations de la province d’Ontario (327 millions de dollars au 31 décembre 2024) et 2 millions de dollars en bons du Trésor de la province d’Ontario (9 millions de dollars au 31 décembre 2024). Ces obligations et ces bons du Trésor de la province d’Ontario sont négociés en Bourse et sont évalués à la juste valeur. OPG supervise la gestion des placements des Fonds distincts nucléaires conjointement avec la Province.

En outre, au 31 décembre 2025, OPG détenait 170 millions de dollars en actions d’Hydro One (159 millions de dollars au 31 décembre 2024).

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CONTRÔLE INTERNE À L'ÉGARD DE L'INFORMATION FINANCIÈRE ET CONTRÔLES DE COMMUNICATION DE L'INFORMATION

La direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, est responsable du maintien de contrôles et procédures de communication de l'information (CPCI) et du contrôle interne à l'égard de l'information financière (CIIF). Les contrôles et procédures de communication de l'information sont conçus pour fournir une assurance raisonnable que toute l'information pertinente est recueillie puis communiquée à la haute direction, y compris au président et chef de la direction et au chef des finances, pour que des décisions appropriées soient prises en temps opportun concernant la communication de l'information. Le CIIF est conçu pour fournir une assurance raisonnable que l'information financière est fiable et que les états financiers ont été établis selon les PCGR des États-Unis.

Aucune autre modification n'a été apportée au CIIF d'OPG au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2025 qui a eu une incidence importante ou qui pourrait vraisemblablement avoir une incidence importante sur les rapports financiers d'OPG.

La direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, a conclu que les CPCI et le CIIF d'OPG, comme ils sont définis dans le Règlement 52-109 sur l'attestation de l'information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs, étaient efficaces en date du 31 décembre 2025.

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QUATRIÈME TRIMESTRE

Analyse des résultats d'exploitation

(en millions de dollars) (non audité)	Trois mois clos les 31 décembre
	2025	2024
Revenus	2 100	1 838
Charges liées au combustible	396	289
Charges d'exploitation, de maintenance et d'administration	784	833
Amortissement	343	335
Désactualisation des fonds pour enlèvement d'immobilisations nucléaires et gestion des déchets nucléaires	309	307
Rendement des fonds pour enlèvement d'immobilisations nucléaires et gestion des déchets nucléaires	(290)	(280)
Autres charges, montant net	415	38
Bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices	143	316
Intérêts débiteurs, montant net	46	42
Charge d'impôts	111	42
Bénéfice net (perte nette)	(14)	232
Bénéfice net (perte nette) attribuable à l'actionnaire	(19)	228
Bénéfice net attribuable à la participation sans contrôle 1	5	4

La perte nette attribuable à l'actionnaire pour le quatrième trimestre s'est établie à 19 millions de dollars, contre un bénéfice net de 228 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2024. Le bénéfice avant intérêts et impôts sur les bénéfices s'est élevé à 143 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2025, en baisse de 173 millions de dollars par rapport au trimestre correspondant de 2024.

Principal facteur qui a entraîné la diminution du BAII :

Diminution de 422 millions de dollars du BAII du secteur Production hydroélectrique visée par contrats et autre, principalement attribuable à une perte avant impôts comptabilisée non récurrente de 477 millions de dollars en lien avec la vente d'Eagle Creek, compensée en partie par la hausse du bénéfice des activités aux États-Unis en raison de l'interruption de l'amortissement découlant du classement d'Eagle Creek comme étant détenu en vue de la vente, et par la baisse des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration.

Principaux facteurs qui ont entraîné l'augmentation du BAII :

Profit de 108 millions de dollars comptabilisé au poste Autres au quatrième trimestre de 2025, lié aux variations de la juste valeur de marché des placements non essentiels;
Augmentation de 43 millions de dollars des revenus du secteur Production nucléaire réglementée liée à la hausse de 0,5 TWh de la production d'électricité;
Baisse de 28 millions de dollars des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration du secteur Production nucléaire réglementée, en raison de la fin des activités commerciales de l'unité 4 de la centrale Pickering le 31 décembre 2024 et de la baisse des dépenses découlant d'un nombre moins élevé de jours d'interruption à la centrale Darlington.

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Les intérêts débiteurs, montant net, au quatrième trimestre de 2025 ont été comparables à ceux du trimestre correspondant de 2024.

La charge d'impôts a augmenté de 69 millions de dollars au quatrième trimestre de 2025 par rapport à celle du trimestre correspondant de 2024. L'augmentation découle essentiellement d'ajustements d'impôts comptabilisés au quatrième trimestre de 2025, compensés en partie par l'incidence de la baisse du bénéfice avant impôts par rapport à celui du trimestre correspondant de 2024.

Production d'électricité

La production d'électricité d'OPG pour les trimestres clos les 31 décembre 2025 et 2024 s'est établie comme suit :

(en TWh)	Trois mois clos les 31 décembre
	2025	2024
Production nucléaire réglementée	8,6	8,3
Production hydroélectrique réglementée	6,8	7,9
Production hydroélectrique visée par contrats et autre ¹	1,1	1,2
Atura Power	4,1	3,0
Total de la production d'électricité d'OPG	20,6	20,4

¹ Comprend la quote-part d'OPG de la production d'électricité des centrales hydroélectriques détenues en copropriété et dans lesquelles la Société détient une participation minoritaire.

L'augmentation de 0,2 TWh de la production d'électricité totale d'OPG au quatrième trimestre de 2025, par rapport au trimestre correspondant de 2024, est surtout imputable à la hausse de la production du secteur Atura Power, principalement en raison de la hausse de la demande pour la production d'électricité des centrales à cycle combiné, et à la hausse de la production d'électricité du secteur Production nucléaire réglementée, en raison d'une période complète de trois mois de production d'électricité de l'unité 1 de la centrale Darlington en 2025, après sa remise en service suivant sa réfection en novembre 2024. L'augmentation a été compensée en partie par une baisse de la production d'électricité du secteur Production hydroélectrique réglementée, en raison surtout de la baisse des débits d'eau dans la majeure partie de l'Ontario au quatrième trimestre de 2025.

La demande d'électricité en Ontario comme présentée par la SIERE a été de 36,7 TWh au quatrième trimestre de 2025, contre 35,0 TWh au quatrième trimestre de 2024, à l'exclusion des exportations d'électricité à l'extérieur de la Province.

Situation de trésorerie et sources de financement

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation pour le trimestre clos le 31 décembre 2025 ont atteint 618 millions de dollars, comparativement à 429 millions de dollars pour la période correspondante de 2024. L'augmentation a découlé surtout de la hausse des revenus du secteur Production nucléaire réglementée et de la baisse des charges d'exploitation, de maintenance et d'administration, en partie compensées par la baisse des revenus perçus du secteur Production hydroélectrique réglementée et la hausse des versements des acomptes provisionnels d'impôts sur les bénéfices.

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Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement pour le trimestre clos le 31 décembre 2025 ont atteint 1 611 millions de dollars, comparativement à 992 millions de dollars pour la période correspondante de 2024. L'augmentation est attribuable surtout à la hausse des dépenses d'investissement dans le secteur Production hydroélectrique réglementée pour la réfection de la centrale Pickering et du PNCND dans les secteurs Production nucléaire réglementée et Atura Power au quatrième trimestre de 2025.

Les flux de trésorerie provenant des activités de financement pour le trimestre clos le 31 décembre 2025 ont augmenté de 294 millions de dollars par rapport à la période correspondante de 2024. L'augmentation est principalement imputable à l'émission d'actions privilégiées de catégorie B de 1 milliard de dollars à l'intention de la Province, compensée en grande partie par un remboursement net de dette à court terme et la baisse du nombre d'émissions nettes de dette à long terme.

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FAITS SAILLANTS FINANCIERS TRIMESTRIELS ET ANNUELS

Les tableaux qui suivent présentent les principales informations financières annuelles pour les trois derniers exercices et les informations financières pour chacun des huit derniers trimestres. Ces informations sont tirées des états financiers consolidés intermédiaires non audités et des états financiers consolidés annuels audités d'OPG et ont été préparées selon les PCGR des États-Unis.

Informations financières annuelles

(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2025	2024	2023
Revenus	8 355	7 187	7 434
Bénéfice net attribuable à l'actionnaire	1 509	988	1 741
Bénéfice par action attribuable à l'actionnaire (en dollars)	5,49 $	3,60 $	6,34 $
Total de l'actif	74 778	69 313	65 688
Total des passifs à long terme	45 651	44 381	42 434
Nombre moyen pondéré d'actions en circulation (en millions)	274,6	274,6	274,6

Informations financières trimestrielles

Trimestres clos en 2025
(en millions de dollars, sauf indication contraire) (non audité)	31 décembre	30 septembre	30 juin	31 mars	Total
Production d'électricité (en TWh)	20,6	22,3	21,9	23,5	88,3
Revenus	2 100	2 066	2 032	2 157	8 355
Bénéfice net (perte nette)	(14)	486	547	509	1 528
Moins : Bénéfice net attribuable à la participation sans contrôle	5	4	6	4	19
Bénéfice net (perte nette) à l'actionnaire	(19)	482	541	505	1 509
(Perte) bénéfice par action ordinaire attribuable à l'actionnaire (en dollars)	(0,08) $	1,76 $	1,97 $	1,84 $	5,49 $
Trimestres clos en 2024
---	---	---	---	---	---
(en millions de dollars, sauf indication contraire) (non audité)	31 décembre	30 septembre	30 juin	31 mars	Total
Production d'électricité (en TWh)	20,4	21,7	18,9	21,1	82,1
Revenus	1 838	1 891	1 691	1 767	7 187
Bénéfice net (perte nette)	232	383	166	225	1 006
Moins : Bénéfice net attribuable à la participation sans contrôle	4	4	6	4	18
Bénéfice net attribuable à l'actionnaire	228	379	160	221	988
Bénéfice par action ordinaire attribuable à l'actionnaire (en dollars)	0,83 $	1,38 $	0,58 $	0,80 $	3,60 $

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INDICATEURS CLÉS DU RENDEMENT D'EXPLOITATION ET MESURES FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR

Mesures clés du rendement d'exploitation

OPG évalue le rendement de ses centrales à l'aide de divers indicateurs clés. Les indicateurs clés du rendement d'exploitation alignés sur les impératifs de la Société s'entendent des mesures de fiabilité de la production, de la rentabilité et de la performance sur les plans de l'environnement et de la sécurité. Certaines des mesures utilisées varient selon la technologie de production.

Taux de capacité des unités de production nucléaire

Le taux de capacité des unités de production nucléaire est une mesure clé de la performance de production des centrales nucléaires. Il mesure la quantité d'énergie produite par les unités sur une période donnée, ajustée en fonction de contraintes externes comme les limites liées au transport ou à la demande, exprimée en pourcentage de la quantité d'énergie qui aurait été produite au cours de la même période si la production des unités avait été maximale, ajustée pour tenir compte des pertes d'énergie prévues. Les taux de capacité sont principalement touchés par les interruptions non planifiées de la production. Un jour d'interruption représente un jour où une seule unité de production est mise hors tension ou déclassée pendant une durée équivalente à une journée. Les taux de capacité, au sens défini par l'industrie, excluent les pertes de production sur lesquelles la direction de la centrale n'a pas de contrôle, comme la non-disponibilité liée au réseau. Le taux de capacité des unités de production nucléaire exclut également les unités faisant l'objet de travaux de rénovation au cours de la période.

OPG présentait auparavant un facteur de capacité des unités de production nucléaire, qui comprenait l'incidence des interruptions planifiées et non planifiées, mais qui autrement était déterminé de la même manière que le taux de capacité des unités de production. Le taux de capacité des unités de production est ajusté pour tenir compte de l'incidence des interruptions planifiées en éliminant les pertes d'énergie prévues. OPG est d'avis que cette approche permet d'avoir une vision plus claire de la fiabilité et de la performance opérationnelle sous-jacentes d'une unité en se concentrant sur les facteurs qui sont sous le contrôle de la direction de la centrale et en excluant les périodes de maintenance planifiée. La présentation du taux de capacité des unités de production nucléaire est également conforme à la nouvelle méthode de l'indice de performance nucléaire de la WANO.

Disponibilité hydroélectrique

La disponibilité hydroélectrique représente le pourcentage du temps, au cours d'une période donnée, pendant lequel une unité d'une centrale hydroélectrique d'OPG est en mesure de fournir sa production, qu'elle produise de l'électricité ou non, comparativement à la durée totale de la période, pondérée en fonction de la capacité de l'unité.

Taux d'indisponibilité fortuite équivalente des centrales thermiques

Le taux d'indisponibilité fortuite équivalente est un indice de la fiabilité d'une unité de production aux centrales thermiques d'OPG. Il est obtenu en comparant le temps d'indisponibilité d'une unité de production attribuable à des événements fortuits, y compris tout déclassement forcé, avec son temps de disponibilité.

Disponibilité des centrales thermiques

La disponibilité des centrales thermiques représente le pourcentage du temps pendant lequel une unité de production des centrales à cycle combiné d'Atura Power est en mesure de fournir sa production, qu'elle produise de l'électricité ou non, comparativement à la durée totale de la période, dont la moyenne est calculée en fonction du nombre de centrales détenues et exploitées par Atura Power.

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Autres indicateurs clés

En plus des indicateurs de fiabilité de la production, de rentabilité et de rendement financier, OPG a relevé certaines mesures de la performance sur le plan de l'environnement et de la sécurité, dont il est question à la rubrique Questions environnementales, sociales, de gouvernance et de développement durable, le cas échéant.

Mesures de la performance financière non conformes aux PCGR

Outre le bénéfice net et les autres informations financières conformes aux PCGR des États-Unis, certaines mesures financières non conformes aux PCGR sont également présentées dans le présent rapport de gestion. Ces mesures financières non conformes aux PCGR n'ont pas de signification normalisée prescrite par les PCGR des États-Unis et ne sont donc sans doute pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres émetteurs. OPG utilise ces mesures pour la prise de décisions d'exploitation et l'évaluation du rendement. Les lecteurs du rapport de gestion pourraient utiliser ces mesures pour évaluer le rendement financier des activités courantes de la Société. OPG est d'avis que ces indicateurs sont importants étant donné qu'ils fournissent, le cas échéant, d'autres renseignements sur son rendement, facilitent la comparaison de résultats de différentes périodes et présentent des mesures conformes à sa stratégie. Ces mesures financières non conformes aux PCGR ne sont pas présentées à titre de substitut du bénéfice net ou de toute autre mesure conforme aux PCGR des États-Unis, mais plutôt comme indicateurs du rendement d'exploitation.

La définition des mesures financières non conformes aux PCGR se présente comme suit :

Le bénéfice avant intérêts, impôts sur les bénéfices et amortissement est défini comme étant le bénéfice net avant les intérêts débiteurs, montant net, la charge d'impôts et la dotation aux amortissements.
La marge brute se définit comme les revenus diminués des charges liées au combustible.

Pour obtenir de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec :

Relations avec les investisseurs et les médias 416-592-4008 1-877-592-4008

[email protected] www.opg.com www.sedarplus.com

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AI assistant

Maritime Launch Services Inc. — Management Reports 2026

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TABLE DES MATIÈRES

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RAPPORT DE GESTION

ÉNONCÉS PROSPECTIFS

Utilisation de mesures financières non conformes aux PCGR

LA SOCIÉTÉ

Vision et stratégie de l'entreprise

Structure de présentation et secteurs d'activité

Tendances

Capacité de production en service

MÉCANISMES DE REVENUS POUR LA PRODUCTION RÉGLEMENTÉE ET LA PRODUCTION NON RÉGLEMENTÉE

Production réglementée

Tarifs de base réglementés

Avenants tarifaires sur les comptes de report et d'écarts

Production non réglementée

FAITS SAILLANTS

Aperçu des résultats

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

Dépenses d'investissement

FAITS NOUVEAUX IMPORTANTS

Réfection de la centrale Darlington

Réfection de la centrale Pickering

Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington

Plan intégré de l'énergie de l'Ontario

Reconnaissance par la World Association of Nuclear Operators

Convention collective avec la Society of United Professionals

Injection de capitaux propres de la Province

Obligations vertes

Ententes d'engagement de participation pour le Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington

Crédits d'impôt à l'investissement dans l'électricité propre du gouvernement fédéral

ACTIVITÉS DE BASE ET PERSPECTIVES

Excellence opérationnelle

Production d'électricité et fiabilité

Activités nucléaires

Centrale Pickering

Centrale Darlington

Production d'électricité renouvelable

Activités thermiques

Accroître l'efficience opérationnelle

Excellence des projets

Réfection de la centrale Darlington

Projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington

Réaménagement des centrales hydroélectriques

Atura Power – Projets de développement

Vigueur financière

Dégager un rendement approprié

Assurer la disponibilité d'un financement à coût avantageux

Notes de crédit

Croissance et transformation

Développement d'une nouvelle production nucléaire

Collaboration des services nucléaires

Isotopes médicaux

Acceptation sociale

Perspectives

Rendement d'exploitation

Dépenses d'investissement

Financement et liquidités

Fonds distincts nucléaires

QUESTIONS ENVIRONNEMENTALES, SOCIALES, DE GOUVERNANCE ET DE DÉVELOPPEMENT DURABLE

Santé et sécurité

Facteurs environnementaux

Changements climatiques

Tarification du carbone

Performance et principales mesures liées au climat

Mesures en matière de changements climatiques

Relations avec les Autochtones

Équité, diversité et inclusion

ANALYSE DES RÉSULTATS D'EXPLOITATION PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

Production nucléaire réglementée

Services nucléaires durables réglementés

Production hydroélectrique réglementée

Production hydroélectrique visée par contrats et autre

Secteur Atura Power

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Activités d'investissement

Activités de financement

Capital-actions

Maritime Launch Services Inc. Management Reports 2026