Tidewater Midstream and Infrastructure Ltd. - Management Reports 2025

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Rapport de gestion

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024

Le 26 mars 2025

RAPPORT DE GESTION

Le rapport de gestion qui suit porte sur les résultats financiers et les résultats d’exploitation consolidés annuels audités de Tidewater Midstream and Infrastructure Ltd. et ses filiales (« Tidewater » ou la « Société » lorsqu’il s’agit du groupe consolidé et « Tidewater Midstream » lorsqu’il s’agit de l’entité juridique) et il est daté du 26 mars 2025. Ce rapport de gestion doit être lu en parallèle avec les états financiers consolidés audités de Tidewater aux 31 décembre 2024 et 2023 et pour les exercices clos à ces dates (les « états financiers »). Les états financiers ont été préparés conformément aux Normes IFRS® de comptabilité (les « Normes IFRS »), qui représentent les principes comptables généralement reconnus (les « PCGR »). Le présent rapport de gestion contient des mesures non conformes aux PCGR qui sont utilisées pour évaluer et analyser la performance financière, la situation financière et les flux de trésorerie et qui pourraient donc ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d’autres entités. Le présent rapport de gestion comporte également des déclarations prospectives. Les lecteurs sont priés de lire le rapport de gestion parallèlement aux informations fournies par Tidewater aux rubriques « MESURES NON CONFORMES AUX PCGR » et « INFORMATIONS PROSPECTIVES » qui figurent à la fin du présent document. À moins d’indication contraire, le symbole « $ » et le terme « dollars » font référence au dollar canadien.

La direction a la responsabilité de préparer le rapport de gestion. Le rapport de gestion a été examiné et recommandé aux fins d’approbation par le Comité d’audit du conseil d’administration de Tidewater Midstream (le « conseil »), et il a été approuvé par le conseil.

APERÇU DES ACTIVITÉS

L’objectif commercial de Tidewater consiste à établir une société d’activités intermédiaires et d’infrastructures diversifiées dans les secteurs nord-américains du traitement du gaz, des liquides de gaz naturel (les « LGN »), du raffinage du pétrole et des marchés renouvelables. Sa stratégie est d’assurer une croissance rentable et de créer de la valeur pour les actionnaires grâce à l’acquisition et à l’aménagement d’infrastructures de premier ordre et situées stratégiquement. Afin d’atteindre cet objectif commercial, Tidewater s’emploie à fournir à ses clients une chaîne de valeur à service complet intégrée verticalement, et elle procède à cette fin à l’acquisition et à l’aménagement d’infrastructures énergétiques, y compris des installations en aval, des installations de traitement du gaz naturel, des infrastructures de liquides de gaz naturel, des pipelines et des installations de stockage, en plus de mettre en œuvre diverses initiatives liées à l’énergie renouvelable. Outre les activités liées à ses actifs d’infrastructures, la Société commercialise également du pétrole brut, des produits raffinés, du gaz naturel, des LGN et des produits et services liés à l’énergie renouvelable à des clients partout en Amérique du Nord.

Les usines de traitement du gaz naturel de Tidewater servent à recueillir et à traiter le gaz naturel brut avant que celui-ci ne soit injecté dans les systèmes de pipeline à grande distance aux fins de son transport vers les marchés d’utilisation finale. Les usines de fractionnement et de chevauchement de Tidewater servent à traiter, à stocker et à transporter les sous-produits issus du traitement du gaz naturel, y compris les LGN tels que l’éthane, le propane, le butane et le condensat. Tidewater exerce des activités de mélange des liquides et exploite ses installations de Brazeau, d’Acheson, de Pipestone[1] et de Valhalla, ce qui permet à la Société de transporter, de traiter et de mélanger divers courants de butane et de condensat. Des marges sont dégagées des activités consistant à mélanger des produits ayant une plus faible valeur avec des produits ayant une valeur plus élevée. En raison de ces transactions, Tidewater tire parti des écarts de prix et de qualité qui existent entre les divers produits. Tidewater est bien positionnée pour faciliter la croissance des producteurs en leur offrant des solutions d’accès et des revenus nets rehaussés.

Le 22 décembre 2023, la Société a cédé les installations de Pipestone à AltaGas.

Les principaux actifs intermédiaires de Tidewater comprennent le complexe et l’installation de fractionnement Brazeau River (le « BRC »), une installation de traitement du gaz naturel et de LGN offrant une gamme complète de services, dont des réservoirs de stockage du gaz naturel et l’usine de traitement du gaz de Ram River, une usine de traitement du gaz naturel corrosif offrant des solutions de manutention de soufre et des raccordements ferroviaires.

Les actifs en aval de Tidewater fournissent des produits raffinés à un marché de niche et constituent les principaux actifs pouvant être utilisés dans le cadre d’initiatives liées à l’énergie renouvelable. Les principaux actifs en aval comprennent la raffinerie située à Prince George (la « PGR »), la seule raffinerie de pétrole léger du marché intérieur de la Colombie-Britannique, et le complexe de diesel renouvelable et d’hydrogène renouvelable (le « complexe DRHR ») détenu par Tidewater Renewables. La PGR raffine les charges d’alimentation de pétrole brut en essence et en diesel et héberge les activités de traitement conjoint de la Société. Le complexe DRHR est également situé à Prince George et adjacent à la PGR.

Les actions ordinaires de Tidewater sont cotées à la Bourse de Toronto (la « TSX »), sous le symbole « TWM ».

Des renseignements supplémentaires sur Tidewater sont disponibles sur le site de SEDAR+, à l’adresse www.sedarplus.ca, ainsi qu’à l’adresse www.tidewatermidstream.com.

FAITS SAILLANTS

Quatrième trimestre

La perte nette consolidée attribuable aux actionnaires s’est chiffrée à 3,3 M$ au cours du quatrième trimestre de 2024, comparativement à une perte nette attribuable aux actionnaires de 331,8 M$ pour le quatrième trimestre de 2023. L’amélioration est en grande partie attribuable à la reprise de certaines charges pour perte de valeur sans effet sur la trésorerie comptabilisées en 2023. Cependant, ce facteur a été partiellement compensé par le profit à la vente de l’usine de traitement du gaz naturel de Pipestone, du projet d’expansion de Pipestone, des actifs de stockage de gaz naturel de l’installation de Dimsdale ainsi que des infrastructures de collecte et autres infrastructures connexes à AltaGas Ltd. (« AltaGas ») au cours du quatrième trimestre de 2023 (la « transaction concernant Pipestone »).
Le BAIIA ajusté consolidé[1] s’est chiffré à 20,0 M$ au quatrième trimestre de 2024, comparativement à 21,4 M$ au quatrième trimestre de 2023. La baisse s’explique principalement par la hausse du BAIIA ajusté découlant des placements mis en équivalence et la diminution des pertes réalisées sur les contrats dérivés au cours de la période comparative, facteur partiellement compensé par la baisse des frais généraux et administratifs au cours du trimestre considéré.
Au cours du trimestre, l’accord d’enlèvement de la Société avec Cenovus Energy Inc. (l’« accord d’enlèvement ») est venu à échéance, et Tidewater a mené à bien la transition vers la commercialisation de ses produits raffinés sur place. Toutefois, les marges de raffinage des produits de la Société ont subi l’incidence défavorable des pratiques de dumping de diesel renouvelable subventionné des États-Unis sur le marché de la Colombie-Britannique, ce qui a entraîné l’offre excédentaire du marché de la province. Le 30 décembre 2024, Tidewater Renewables a déposé une plainte de commerçant (la « plainte ») auprès de l’Agence des services frontaliers du Canada (l’« ASFC »). La direction de la Société est d’avis que cette plainte entraînera l’imposition de droits qui atténueront l’incidence importante des subventions des États-Unis permettant aux producteurs américains d’exporter du diesel renouvelable au Canada à des prix artificiellement peu élevés et qui apporteront une solution à cette situation.

Au cours du trimestre, la Société a comptabilisé des reprises nettes de charges pour perte de valeur comptabilisées précédemment de 24,3 M$ liées à ses actifs intermédiaires au sein de l’unité génératrice de trésorerie (l’« UGT ») de Deep Basin. L’augmentation de la valeur recouvrable estimative nette est surtout attribuable à l’élimination des frais liés aux contrats d’achat ferme payés à Tidewater Renewables en raison de la transaction (comme il est défini ci-dessous) et à l’examen de la valeur recouvrable du réseau de galeries du BRC, que Tidewater a vendu pour un produit total de 24 M$ après la clôture de la période.

Exercice complet 2024

Pour l’exercice complet, la perte nette consolidée attribuable aux actionnaires s’est chiffrée à 26,6 M$, comparativement à une perte nette attribuable aux actionnaires de 385,9 M$ pour 2023. L’amélioration est surtout attribuable à la reprise de charges pour perte de valeur sans effet sur la trésorerie comptabilisées en 2023 et à la hausse du bénéfice d’exploitation, facteurs en partie contrebalancés par le profit à la vente lié à la transaction concernant Pipestone en 2023 et la baisse des économies d’impôt différé au cours de l’exercice considéré.
Pour l’exercice complet 2024, le BAIIA ajusté consolidé[1] s’est chiffré à 134,3 M$, comparativement à 162,9 M$ en 2023. La baisse s’explique surtout par les pertes liées au règlement de contrats dérivés sur huile végétale et la diminution du BAIIA ajusté découlant des placements mis en équivalence au cours de l’exercice considéré, facteurs partiellement compensés par la hausse du bénéfice d’exploitation et la baisse des frais généraux et administratifs en 2024.
Au début du mois de mai 2024, Tidewater a mené à bien, en toute sécurité et en respectant les délais, les travaux de révision s’échelonnant sur trois semaines au BRC qui avaient été annoncés, et les coûts ont été inférieurs d’environ 5 M$ au montant prévu initialement.
Le 4 juin 2024, Tidewater Midstream a procédé à l’émission de débentures convertibles subordonnées non garanties pour un montant de 100 M$, au prix de 1 000 $ par débenture (les « débentures convertibles de 2024 »). Les débentures convertibles de 2024 viendront à échéance le 30 juin 2029 et portent intérêt au taux annuel de 8 % payable semestriellement le dernier jour de juin et de décembre, à compter du 31 décembre 2024. Le produit de l’émission a servi à satisfaire aux obligations relatives aux débentures convertibles d’un montant de 75 M$ de Tidewater Midstream (les « débentures convertibles de 2019 ») venant à échéance le 30 septembre 2024, ainsi qu’à financer les besoins généraux de l’entreprise.
Au cours du troisième trimestre de 2024, Tidewater Midstream a conclu une transaction entre parties liées avec Tidewater Renewables (la « transaction »), dans le cadre de laquelle Tidewater Midstream a acquis divers actifs de Tidewater Renewables, y compris l’infrastructure de traitement conjoint du canola, l’infrastructure de traitement conjoint par craquage catalytique fluide, des participations directes dans diverses autres unités de la raffinerie située à Prince George, ainsi qu’une installation de stockage de gaz naturel située au BRC (collectivement, les « actifs acquis ») pour une contrepartie en trésorerie de 122,0 M$, plus la prise en charge de certains passifs liés aux actifs acquis. De plus, dans le cadre de la contrepartie, Tidewater Midstream a accordé à Tidewater Renewables le droit de recevoir certains crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique d’une valeur minimale de 7,7 M$.
Le 12 septembre 2024, Tidewater Midstream et Tidewater Renewables ont également conclu une entente visant l’achat et la vente de crédits (l’« entente visant l’achat de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique »), selon laquelle Tidewater Midstream a acheté des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique de Tidewater Renewables le 12 septembre 2024 pour un prix d’achat total d’environ 7,2 M$, et elle achètera également des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique additionnels (sous réserve de certaines limites moyennes mensuelles) de Tidewater Renewables jusqu’au 31 mars 2025, pour un produit en trésorerie total d’environ 77,5 M$ (en supposant que le complexe DRHR poursuive ses activités selon un taux d’utilisation supérieur à 90 %).

Mesure financière non conforme aux PCGR. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

Parallèlement à la clôture de la transaction, la Société a modifié et mis à jour avec succès la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream, augmentant ainsi la capacité renouvelable totale de 25 M$, la faisant passer de 150 M$ à 175 M$, et prorogeant la date d’échéance du 10 février 2026 au 12 septembre 2026. La Société a également ajouté un emprunt à terme à prélèvement différé d’une durée de trois ans de 150 M$ pour financer les actifs acquis et une partie des achats de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique susmentionnés.
Le 12 septembre 2024, Tidewater Renewables a conclu la vente de son actif de charges d’alimentation d’huile de cuisson usagée, générant un produit total de 10,6 M$. Le produit de cette transaction a servi à réduire la dette en cours sur la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables.
Au cours de 2024, Tidewater a mis en œuvre des initiatives de réduction des frais généraux et administratifs qui se sont traduites par des économies de coûts d’environ 5,0 M$.

Événements postérieurs à la date de clôture

Le 10 janvier 2025, Tidewater Renewables a conclu la vente de sa participation dans Rimrock Renewables Partnership (« RNG LP ») à Biocirc Canada Holdings Inc., une société affiliée à Biocirc Group ApS, pour un produit total de 7,8 M$. De ce montant, une tranche de 4,7 M$ a été reçue à la clôture et un montant de 3,1 M$ pourrait être reçu lorsque certaines conditions postérieures à la clôture seront remplies le 30 décembre 2025, ou avant cette date. Le produit net de cette transaction a servi à rembourser la dette impayée.
Le 27 février 2025, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé des modifications apportées à la Low Carbon Fuels Act (les « modifications ») en vue de renforcer les exigences relatives aux carburants renouvelables visant le diesel, qui sont passées de 4 % à 8 % pour la période de conformité de 2025. De plus, conformément à ces exigences, à compter du 1[er] avril 2025, ces carburants renouvelables devront être produits au Canada. Selon la direction, les modifications constituent une première étape importante qui redresse le déséquilibre d’une conjoncture commerciale inéquitable et favorise la viabilité économique de Tidewater Renewables et de l’ensemble du secteur canadien des biocarburants.
Le 6 mars 2025, Tidewater a annoncé qu’elle a conclu une entente définitive avec Canadian Resource Roadways LP (« CRR ») visant la vente de son réseau de galeries du BRC pour un produit total de 24 M$. Le réseau de galeries du BRC est un actif secondaire de Tidewater, et la cession de celui-ci devrait avoir une incidence non significative sur les résultats d’exploitation de 2025 de Tidewater. La vente a été conclue le 24 mars 2025, et le produit de 22,5 M$ reçu à la clôture de la vente a servi, le 26 mars 2025, à réduire la composante facilité à terme de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream. Le reste du produit sera reçu au plus tard le 31 décembre 2025.
Au début de mars 2025, l’ASFC a entamé une enquête liée aux droits compensateurs et antidumping visant les importations de diesel renouvelable en provenance des États-Unis (l’« enquête »). Le lancement de l’enquête par l’ASFC confirme que Tidewater Renewables a fourni des preuves suffisantes qui appuient ses allégations selon lesquelles les importations de diesel renouvelable en provenance des États-Unis sont subventionnées et font l’objet de dumping, ce qui nuit à Tidewater Renewables. L’ASFC devrait rendre une décision d’ici juin 2025 en ce qui concerne l’imposition éventuelle de droits provisoires à la frontière canadoaméricaine. Des droits définitifs, qui seraient en vigueur pendant cinq ans et qui pourraient être renouvelés tous les cinq ans par la suite, pourraient être imposés d’ici septembre 2025 à la suite d’une décision du Tribunal canadien du commerce extérieur. Si des droits définitifs sont imposés aux taux auxquels s’attend la direction, soit entre 0,50 $ et 0,80 $ par litre de diesel renouvelable importé en provenance des États-Unis, ces droits favoriseraient la stabilité à long terme du marché de la production de diesel renouvelable de Tidewater Renewables et des crédits d’émission connexes.

Le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, Tidewater Midstream a révisé les clauses restrictives financières prévues dans la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour, en vigueur du 1[er] janvier 2025 au 31 mars 2026, en vue d’augmenter la clause restrictive relative au ratio de la dette de premier rang prioritaire déconsolidée sur le BAIIA ajusté pour faire passer ce ratio à 4,5:1 et d’assouplir le ratio du BAIIA déconsolidé sur la couverture des intérêts pour le faire passer à 1,5:1. Ces modifications contribueront à procurer une souplesse financière, alors que Tidewater compose avec les conditions de marché actuelles.
Le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, Tidewater Renewables a modifié avec succès sa facilité de crédit de premier rang et sa facilité de crédit de second rang. Ces modifications procurent une capacité additionnelle de plus de 15,0 M$ aux facilités de crédit de Tidewater Renewables et prorogent la date d’échéance de la tranche B et de la tranche C de la facilité de crédit de second rang du 28 février 2026 au 24 octobre 2027. De plus, les modifications lèvent les exigences relatives au respect des clauses restrictives financières trimestrielles jusqu’au 31 mars 2026, qui étaient auparavant levées jusqu’au 30 septembre 2025, date à compter de laquelle Tidewater Renewables devra respecter certaines clauses restrictives financières sur une base annualisée.

FAITS SAILLANTS FINANCIERS CONSOLIDÉS ET DÉCONSOLIDÉS

En plus d’examiner les résultats consolidés, la direction examine le bénéfice net (la perte nette) attribuable aux actionnaires, le bénéfice net (la perte nette) attribuable aux actionnaires par action, le BAIIA ajusté, les flux de trésorerie distribuables attribués aux actionnaires, les flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires par action, la dette nette et les dépenses d’investissement, ce qui exclut l’incidence de la participation de la Société dans Tidewater Renewables (appelée « résultats déconsolidés de Tidewater ») afin d’évaluer plus en détail les résultats financiers, la situation financière et le niveau d’endettement, et de calculer les clauses restrictives liées à la dette. Les mesures déconsolidées de Tidewater sont des mesures non conformes aux PCGR. Les lecteurs sont priés de se reporter à la rubrique « MESURES NON CONFORMES AUX PCGR » du présent rapport de gestion pour obtenir plus de renseignements sur la composition de ces valeurs.

		Trimestres clos les 31 décembre	Trimestres clos les 31 décembre	Trimestres clos les 31 décembre	Trimestres clos les 31 décembre
	Résultats	déconsolidés		Résultats consolidés
	de Tidewater2			de Tidewater
(en millions de dollars canadiens, sauf les données par action)	2024		2023	2024	2023
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires	2,4	$	(329,4) $	(3,3) $	(331,8) $
Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires par
action – de base	0,01	$	(0,77) $	(0,01) $	(0,78) $
BAIIA ajusté1	14,0	$	10,7 $	20,0 $	21,4 $
Flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires1	(6,6)	$	(37,4) $	(11,7) $	(36,0) $
Flux de trésorerie distribuables par action – de base1	(0,02)	$	(0,09) $	(0,03) $	(0,08) $
Dette nette3	381,8	$	397,3 $	577,6 $	744,0 $
Total des dépenses d’investissement	5,5	$	19,4$	11,2 $	51,2$

Mesures financières non conformes aux PCGR. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.
Les résultats déconsolidés excluent les résultats de Tidewater Renewables. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour obtenir de l’information sur les mesures déconsolidées.
Mesure de gestion du capital. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

		Exercices clos les	Exercices clos les	31 décembre	31 décembre
	Résultats	déconsolidés		Résultats consolidés
	de Tidewater2			de Tidewater
(en millions de dollars canadiens, sauf les données par action)	2024		2023	2024	2023
Perte nette attribuable aux actionnaires	(40,7)	$	(371,3) $	(26,6) $	(385,9) $
Perte nette attribuable aux actionnaires par action – de base	(0,09)	$	(0,87) $	(0,06) $	(0,91) $
BAIIA ajusté1	59,8	$	117,0 $	134,3 $	162,9 $
Flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires1	(22,7)	$	(66,1) $	(3,1) $	(64,3) $
Flux de trésorerie distribuables par action – de base1	(0,05)	$	(0,16) $	(0,01) $	(0,15) $
Dette nette3	381,8	$	397,3 $	577,6 $	744,0 $
Total des dépenses d’investissement	23,4	$	87,1$	44,9 $	292,6$

Mesures financières non conformes aux PCGR. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.
Les résultats déconsolidés excluent les résultats de Tidewater Renewables. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour obtenir de l’information sur les mesures déconsolidées.
Mesure de gestion du capital. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

MISE À JOUR CONCERNANT LA SOCIÉTÉ ET PERSPECTIVES

La stratégie de Tidewater est appuyée par trois initiatives opérationnelles clés : le maintien de la sécurité et de la fiabilité des activités, la génération d’un rendement sur les actifs en maximisant le débit et en optimisant les actifs existants, et la réalisation de synergies grâce à l’intégration des activités à l’échelle de la Société.

Tidewater demeure optimiste quant aux possibilités de traitement du gaz naturel à long terme, alors que LNG Canada et d’autres terminaux d’exportation de gaz naturel liquéfié commenceront à intensifier leurs activités au cours de 2025 et par la suite. Cependant, l’incertitude qui s’est manifestée au cours de 2024 entourant le marché des crédits d’émission, les pressions négatives exercées sur le prix du gaz naturel AECO à court terme et l’interruption de la production par les producteurs ont créé des défis à court terme pour Tidewater. Par conséquent, le BAIIA ajusté consolidé[1] de la Société pour 2024, qui s’est élevé à 134,3 M$, se situe à la limite inférieure de la fourchette de 130 M$ à 150 M$ publiée précédemment.

Plus tôt cette année, Tidewater a mis en œuvre des initiatives de réduction des frais généraux et administratifs qui se sont traduites par des économies d’environ 5,0 M$ en 2024.

Au cours de 2024, Tidewater Renewables a continué à réaliser des progrès significatifs au chapitre des travaux d’ingénierie et de conception de base de son projet proposé de carburant d’aviation durable (« SAF ») d’une capacité de 6 500 b/j. Les travaux d’ingénierie et de conception de base du projet de SAF devraient être achevés au cours du deuxième trimestre de 2025 et sont financés par la vente de crédits d’émission pour l’investissement octroyés en vertu d’un accord incitatif conclu. Afin de gérer le risque de prix en ce qui concerne les crédits d’émission pour l’investissement, Tidewater Renewables a conclu un engagement d’achat avec un tiers indépendant pour les crédits d’émission pour l’investissement qu’elle s’attend à recevoir. Tidewater cherche activement à conclure des accords d’enlèvement à long terme pour le produit de SAF qui devrait être créé. Tidewater Renewables continue de percevoir un intérêt important de la part des gouvernements provinciaux et fédéral pour le soutien à la mise en valeur future du produit de SAF et pour les autres initiatives liées aux carburants renouvelables et au gaz renouvelable. Le projet de SAF demeure assujetti à une décision finale d’investissement, laquelle est attendue au cours du second semestre de 2025.

Le 12 septembre 2024, Tidewater Renewables a conclu la vente de son actif de charges d’alimentation d’huile de cuisson usagée pour un produit total de 10,6 M$. Le produit de cette transaction a servi à réduire la dette en cours sur la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables.

Mesure financière non conforme aux PCGR. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

Après la fin de l’exercice, le 10 janvier 2025, Tidewater Renewables a conclu la vente de sa participation dans RNG LP à Biocirc Canada Holdings Inc., une société affiliée à Biocirc Group ApS, pour un produit total de 7,8 M$. De ce montant, une tranche de 4,7 M$ a été reçue à la clôture, et un montant de 3,1 M$ devrait être reçu lorsque certaines conditions postérieures à la clôture seront remplies le 30 décembre 2025, ou avant cette date. Tidewater Renewables a affecté le produit net de cette transaction au remboursement de la dette impayée.

Après la fin de l’exercice, le 6 mars 2025, Tidewater a conclu une entente d’achat et de vente définitive visant la vente de son réseau de galeries du BRC à CRR pour un produit total de 24,0 M$ (la « vente du réseau de galeries du BRC »). Le réseau de galeries du BRC est un actif secondaire, et la cession de celui-ci devrait avoir une incidence non significative sur les résultats d’exploitation de 2025 de Tidewater. La vente a été conclue le 24 mars 2025, et le produit de 22,5 M$ reçu à la clôture de la vente a servi, le 26 mars 2025, à réduire la composante facilité à terme de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream. Le reste du produit sera reçu au plus tard le 31 décembre 2025.

Transaction entre Tidewater Midstream et Tidewater Renewables

Comme il est mentionné dans le rapport de gestion de la Société pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2024, le 12 septembre 2024, Tidewater Midstream et Tidewater Renewables ont annoncé la clôture de la transaction entre parties liées.

En vertu de la transaction, Tidewater Midstream a acquis divers actifs de Tidewater Renewables, y compris l’infrastructure de traitement conjoint du canola, l’infrastructure de traitement conjoint par craquage catalytique fluide, des participations directes dans diverses autres unités de la raffinerie située à Prince George, ainsi qu’une installation de stockage de gaz naturel située au BRC (collectivement, les « actifs acquis ») pour une contrepartie en trésorerie de 122,0 M$, plus la prise en charge de certains passifs liés aux actifs acquis. De plus, à titre de contrepartie, Tidewater Midstream a accordé à Tidewater Renewables le droit de recevoir certains crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique d’une valeur minimale de 7,7 M$. Au 31 décembre 2024, un montant de 1,3 M$ a été comptabilisé à titre de montant à payer par Tidewater Midstream et a été payé par la suite au premier trimestre de 2025. Tidewater Renewables a utilisé le produit en trésorerie de la transaction pour rembourser les montants impayés sur sa facilité de crédit de premier rang.

Dans le cadre de la transaction, le 12 septembre 2024, Tidewater Midstream et Tidewater Renewables ont conclu l’entente visant l’achat de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique, aux termes de laquelle Tidewater Midstream a acheté des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique de Tidewater Renewables le 12 septembre 2024 pour un prix d’achat total d’environ 7,2 M$, et elle a également convenu d’acheter des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique additionnels (sous réserve de certaines limites moyennes mensuelles) de Tidewater Renewables jusqu’au 31 mars 2025 pour un produit en trésorerie total d’environ 77,5 M$ (en supposant que le complexe DRHR poursuive ses activités selon un taux d’utilisation supérieur à 90 %). Une partie de ces crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique sera achetée sous réserve de l’exercice d’une option de vente en faveur de Tidewater Renewables et/ou d’une option d’achat en faveur de Tidewater Midstream. Tidewater Midstream a exercé son option d’achat en novembre 2024. Le produit en trésorerie pour l’achat de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique additionnels est versé mensuellement par Tidewater Midstream, puisque ces crédits sont achetés de Tidewater Renewables.

Refinancement et prorogation des facilités de crédit

Tidewater Midstream

Parallèlement à la clôture de la transaction, Tidewater Midstream a modifié et mis à jour sa facilité de crédit de premier rang, augmentant la capacité renouvelable totale de 25 M$, la faisant passer de 150 M$ à 175 M$, et prorogeant la date d’échéance du 10 février 2026 au 12 septembre 2026. Tidewater Midstream a également ajouté un emprunt à terme à prélèvement différé d’une durée de trois ans de 150 M$ pour financer les actifs acquis et une partie des crédits octroyés en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique susmentionnés. Pour obtenir plus de renseignements sur le refinancement de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream, les lecteurs doivent se reporter à la note 11, Dette bancaire , des états financiers et à la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT » du présent rapport de gestion.

Après la fin de l’exercice, le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, Tidewater Midstream a apporté plusieurs modifications à la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour. Les modifications concernent les exigences relatives aux clauses restrictives financières de Tidewater Midstream jusqu’au 31 mars 2026, dont les détails sont présentés à la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT » du présent rapport de gestion. De plus, parallèlement à la clôture de la vente du réseau de galeries du BRC et au remboursement permanent d’une partie de la facilité à terme au moyen du produit de la vente, la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour a été modifiée afin de reporter le premier remboursement trimestriel obligatoire de 5,0 M$ sur la facilité de crédit à terme au 30 avril 2026.

Tidewater Renewables

Conjointement à la clôture de la transaction, Tidewater Renewables a refinancé sa facilité de crédit de premier rang et la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables (chacune décrite ci-dessous). Le montant en capital total de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables a été réduit, passant de 175 M$ à 30 M$, certaines modalités ont été modifiées, et la date d’échéance a été prorogée du 18 septembre 2024 au 28 février 2026. De plus, l’échéance de la tranche B de la facilité de crédit de second rang d’un montant de 25 M$ (la « tranche B de la facilité ») a été prorogée du 18 septembre 2024 au 28 février 2026 (la date d’échéance de la tranche A de la facilité de crédit de second rang d’un montant de 150 M$ [la « tranche A de la facilité »] demeurant inchangée au 24 octobre 2027). Une nouvelle tranche constituant la tranche C de la facilité de crédit de second rang d’un montant de 33 M$ (la « tranche C de la facilité ») et, conjointement avec la tranche A de la facilité et la tranche B de la facilité, la « facilité de crédit de second rang Tidewater Renewables » a également été ajoutée afin de refinancer la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables dans certaines circonstances. Les modalités de la tranche A de la facilité et de la tranche B de la facilité ont également été modifiées conformément à la facilité de crédit de premier rang modifiée. Pour obtenir plus de renseignements sur la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables, les lecteurs doivent se reporter à la note 12, Facilité de crédit de second rang et passifs liés aux bons de souscription , des états financiers, ainsi qu’à la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT » du présent rapport de gestion.

Parallèlement à la prorogation de la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables, qui est fournie par une société liée d’Alberta Investment Management Corporation (le « prêteur à terme »), Tidewater Renewables a émis des bons de souscription d’action à une société liée au prêteur à terme (les « bons de souscription de 2024 ») en vue d’acquérir 1,0 million d’actions ordinaires de Tidewater Renewables à un prix d’exercice de 3,99 $ par action. Pour obtenir plus de renseignements sur le refinancement de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables, le refinancement de la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables et les bons de souscription de 2024, les lecteurs doivent se reporter à la note 11, Dette bancaire , et à la note 12, Facilité de crédit de second rang et passifs liés aux bons de souscription , des états financiers, ainsi qu’à la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT » du présent rapport de gestion.

La conclusion de la transaction a amélioré la situation d’endettement de Tidewater Renewables et a réduit les charges d’intérêts ayant un effet sur la trésorerie, ce qui a permis d’atténuer les problèmes de liquidités à court terme découlant de la baisse importante des prix des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique attribuable au chevauchement des politiques américaine et canadienne concernant les carburants à faible teneur en carbone, ainsi que de l’entrée, attribuable à l’offre excédentaire du marché des carburants renouvelables des États-Unis, de diesel renouvelable américain sur le marché de la Colombie-Britannique, où la valeur est plus élevée.

Après la fin de l’exercice, le 26 mars 2025, Tidewater Renewables a modifié avec succès sa facilité de crédit de premier rang et sa facilité de crédit de second rang de façon à augmenter la capacité de ses facilités de crédit de 15,0 M$. De plus, ce refinancement stratégique a prorogé la date d’échéance de la tranche B et de la tranche C de la facilité de crédit de second rang du 28 février 2026 au 24 octobre 2027. Surtout, dans le cadre de ce refinancement, les exigences relatives au respect des clauses restrictives financières trimestrielles sont levées jusqu’au 31 mars 2026, lesquelles étaient auparavant levées jusqu’au 30 septembre 2025. Après cette prorogation, Tidewater Renewables devra respecter certaines clauses restrictives financières sur une base annualisée.

Ce refinancement a considérablement amélioré la souplesse financière de Tidewater Renewables, ce qui a permis d’obtenir la capacité additionnelle nécessaire pour soutenir la stabilité financière continue et les initiatives visant la réduction de l’endettement. En outre, Tidewater Renewables est reconnaissante de la confiance continue que lui témoignent ses prêteurs, ce qui reflète leur solide appui à l’égard de la stratégie d’affaires à long terme de Tidewater Renewables. Cette affirmation souligne la certitude des prêteurs quant aux perspectives futures de Tidewater Renewables et à sa capacité à concrétiser sa vision stratégique, ce qui renforce la posture de Tidewater Renewables favorisant la stabilité financière tout en soutenant son initiative de réduction de la dette. Pour obtenir plus de renseignements sur le refinancement des facilités de crédit de Tidewater Renewables, veuillez vous reporter à la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT » du présent rapport de gestion.

Participation aux discussions liées à la réglementation

Tidewater Renewables entretient des discussions avec le gouvernement du Canada et le gouvernement de la Colombie-Britannique en vue de réfléchir à des ajustements pouvant être apportés à la réglementation sur les carburants à faible teneur en carbone pour améliorer la liquidité et la stabilité des prix des crédits d’émission. À la fin de 2024, Tidewater Renewables a retenu les services d’un conseiller juridique en commerce extérieur afin de préparer et de déposer la plainte à l’égard des prix inéquitables des importations de diesel renouvelable en provenance des États-Unis qui ont une incidence défavorable sur la compétitivité des activités canadiennes; elle souhaite une concurrence équitable pour soutenir la croissance de l’industrie canadienne du diesel renouvelable et pour améliorer la sécurité énergétique.

Tidewater Renewables a fait part de ses inquiétudes en ce qui a trait à l’avantage concurrentiel inéquitable des producteurs de diesel renouvelable américains qui sont en mesure d’exporter leurs produits en Colombie-Britannique et qui tire parti des subventions américaines générées au point de production et des crédits d’émission générés au point de vente. La direction est d’avis que cette situation a créé des conditions inégales pour les producteurs de diesel renouvelable canadiens. La direction perçoit les modifications à la Low Carbon Fuels Act annoncées par le gouvernement de la Colombie-Britannique le 27 février 2025 comme étant la première étape favorable permettant de résoudre ces inégalités et de soutenir la viabilité à long terme de Tidewater Renewables et de l’ensemble du secteur des biocarburants canadien.

En particulier, les modifications renforcent les exigences relatives aux carburants renouvelables visant le diesel, qui sont passées de 4 % à 8 % pour la période de conformité de 2025 et, à compter du 1[er] avril 2025, ces carburants renouvelables devront être produits au Canada. Ces modifications témoignent de l’engagement continu du gouvernement de la Colombie-Britannique à renforcer la solidité du secteur des biocarburants canadien. Tidewater Renewables continuera de collaborer avec les gouvernements du Canada et de la Colombie-Britannique afin d’assurer la mise en place de politiques équitables et appropriées favorisant la croissance du secteur des carburants renouvelables canadien.

Mesures commerciales

Le 30 décembre 2024, Tidewater Renewables a déposé la plainte auprès de l’ASFC en ce qui concerne les pratiques de dumping et le subventionnement visant les importations de diesel renouvelable en provenance des États-Unis. Si des droits définitifs sont imposés aux taux auxquels s’attend la direction, des droits se situant entre 0,50 $ et 0,80 $ par litre pourraient éventuellement être imposés sur les importations en provenance des États-Unis afin de compenser les pratiques commerciales inéquitables, selon une fourchette estimative du subventionnement et des pratiques de dumping allant de 40 % à 60 %.

Après la fin de l’exercice, le 6 mars 2025, l’ASFC a officiellement lancé l’enquête, ce qui confirme la validité des allégations de Tidewater Renewables. L’ASFC devrait rendre une décision concernant les droits provisoires d’ici juin 2025, et les droits définitifs, s’ils sont imposés, pourraient assurer la stabilité à long terme du marché pour la production de diesel renouvelable de Tidewater Renewables et ses crédits d’émission.

Ces mesures sont indépendantes du différend commercial en cours entre le Canada et les États-Unis, car la plainte a été déposée avant l’imposition des tarifs. Les droits découlant de l’enquête s’ajouteraient aux tarifs existants imposés par le Canada en réaction aux mesures entreprises par les États-Unis. Tidewater Renewables encourage un marché du diesel renouvelable canadien libre et équitable et considère l’enquête comme étant une étape cruciale pour corriger les pratiques commerciales inéquitables qui ont nui à la compétitivité des producteurs canadiens et à la croissance du secteur du diesel renouvelable canadien.

Après l’exercice, le 27 février 2025, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé les modifications en vue de renforcer les exigences relatives aux carburants renouvelables visant le diesel, qui sont passées de 4 % à 8 % pour la période de conformité de 2025 et, à compter du 1[er] avril 2025, ces carburants renouvelables devront être produits au Canada. Selon la direction, les modifications constituent une première étape importante pour redresser le déséquilibre d’une conjoncture commerciale inéquitable et pour favoriser la viabilité économique de Tidewater Renewables et de l’ensemble du secteur des biocarburants canadien.

Raffinerie située à Prince George

La PGR est une raffinerie de pétrole léger d’une capacité de 12 000 b/j qui produit principalement du diesel et de l’essence à faible teneur en soufre pour approvisionner le marché de l’intérieur et du nord de la Colombie-Britannique. La PGR dispose d’une importante capacité de stockage sur place de plus de 1,0 Mb et d’une logistique flexible, comprenant un réseau de transport par pipeline, par train et par camion.

Au cours du quatrième trimestre de 2024, le débit total enregistré à la PGR s’est établi à 10 963 b/j, en baisse de 6 % par rapport au troisième trimestre de 2024, principalement en raison des travaux d’entretien planifiés à l’interne et effectués par un tiers. Le débit total a diminué de 10 % par rapport au quatrième trimestre de 2023, surtout en raison de l’entretien du pipeline d’un tiers qui a entraîné la baisse du volume de pétrole brut utilisé comme charge d’alimentation entrant dans l’installation et la disponibilité limitée des charges d’alimentation intermédiaires. Les travaux de révision à la PGR suivent actuellement un cycle de quatre ans, et les prochains travaux de révision sont planifiés au deuxième trimestre de 2027.

Tel qu’il a été précédemment annoncé, l’accord d’enlèvement a expiré le 1[er] novembre 2024. Il prévoyait la vente de la majeure partie de la capacité nominale sur les volumes de diesel et d’essence produits à la PGR. La Société procède maintenant à la commercialisation des volumes de diesel et d’essence de la PGR et du complexe DRHR directement auprès de ses clients. À la suite de l’expiration de l’accord d’enlèvement, Tidewater a conclu avec succès des ententes pour le remplacement de la majeure partie de la capacité nominale des volumes de diesel et d’essence produits à la PGR et au complexe DRHR pour 2024 et est en processus de commercialisation de la capacité nominale des volumes de diesel et d’essence produits à la PGR et au complexe DRHR pour le reste de 2025. Les escomptes actuels liés à la vente en gros sont plus importants que ceux qui étaient en vigueur au moment de la conclusion de l’accord d’enlèvement, en raison principalement de l’offre excédentaire de diesel importé dans l’Ouest canadien ainsi que des facteurs fondamentaux de l’offre et de la demande en Amérique du Nord. Les escomptes liés à la vente en gros plus importants devraient générer des marges moins élevées, jusqu’à ce que l’issue de la plainte soit déterminée et que la conjoncture commerciale déséquilibrée et le volume élevé des importations de diesel qui inondent le marché de la Colombie-Britannique soient réglées. Tidewater s’efforce d’optimiser ses revenus nets sur son diesel et son essence. Bien que Tidewater soit axée sur les marchés de l’Ouest canadien, dans l’éventualité où la Société ne serait pas en mesure de trouver preneur pour l’ensemble de la production dans l’Ouest canadien, elle pourrait être tenue d’exporter le reste vers des marchés offrant des marges potentiellement moins élevées.

Le débit quotidien et les rendements des produits raffinés de Tidewater à la PGR s’établissent comme suit :

Débit quotidien (b/j) et rendement de la raffinerie (en %)

==> picture [445 x 173] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

14 000
12 000 12 % 13 %
15 %
15 %
10 000 16 %
8 000 40 % 41 % 39 %
43 %
44 %
6 000
4 000
48 % 46 % 46 %
2 000 42 % 40 %
-
T4 2023 T1 2024 T2 2024 T3 2024 T4 2024
----- End of picture text -----

Diesel Essence Autres

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Les activités de raffinage de Tidewater sont touchées par la différence entre le prix des produits raffinés et le prix de la charge d’alimentation (la « marge de raffinage ») et par les escomptes liés à la vente en gros. Les marges de raffinage sont aussi assujetties à des facteurs saisonniers, car la production évolue en fonction de la demande saisonnière. La marge de raffinage de Prince George s’est établie en moyenne à 75 $/b au cours du quatrième trimestre de 2024, soit une baisse de 11 % par rapport au troisième trimestre de 2024 et une baisse de 14 % par rapport au quatrième trimestre de 2023. La diminution par rapport au troisième trimestre de 2024 est en grande partie attribuable à la baisse des prix du diesel et de l’essence, partiellement contrebalancée par la baisse des coûts du pétrole brut utilisé comme charge d’alimentation. La diminution par rapport au quatrième trimestre de 2023 est principalement attribuable à la baisse des prix du diesel, légèrement contrebalancée par la hausse des prix de l’essence. Les volumes de ventes d’essence au quatrième trimestre de 2024 ont diminué par rapport au troisième trimestre de 2024 et au quatrième trimestre de 2023, en raison de l’expiration de l’accord d’enlèvement et de la baisse des ventes non visées par celui-ci. Les volumes de ventes de diesel au quatrième trimestre de 2024 ont diminué par rapport au quatrième trimestre de 2023 et au troisième trimestre de 2024, en raison de l’expiration de l’accord d’enlèvement et des contraintes liées à la demande découlant de l’offre excédentaire sur le marché américain et des pressions récessionnistes, notamment l’incertitude du marché soulevée par l’incidence d’éventuels tarifs douaniers. Les stocks de diesel accumulés au cours du quatrième trimestre de 2024 sont commercialisés auprès de tiers au cours du premier trimestre de 2025.

Complexe DRHR

Le complexe DRHR de Tidewater Renewables est la première installation de diesel renouvelable autonome au Canada et elle est adjacente à la PGR. Le complexe DRHR est conçu pour traiter 3 000 b/j de charges d’alimentation renouvelables et utilise l’hydrogène renouvelable afin de réduire l’intensité carbonique (« IC ») du carburant renouvelable qu’il produit. Le complexe DRHR a commencé sa production commerciale en novembre 2023.

L’installation de prétraitement du complexe DRHR permet à la Société d’utiliser une grande variété de charges d’alimentation dans la production de carburants renouvelables. Cette souplesse réduit la dépendance à l’égard de charges d’alimentation particulières et aide à optimiser les coûts de raffinage. Tidewater Renewables a conclu des contrats financiers à terme de gré à gré visant les huiles végétales pour réduire au minimum son exposition au risque sur marchandises et pour protéger ses flux de trésorerie, et une proportion d’environ 30 % de ses exigences en matière de volume de charges d’alimentation demeure couverte jusqu’en 2025.

Le débit quotidien du complexe DRHR s’établit comme suit :

Débit quotidien (b/j)

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----- Start of picture text -----

3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
-
T4 2023 T1 2024 T2 2024 T3 2024 T4 2024
DRHR
----- End of picture text -----

Tidewater Renewables poursuit son principal objectif de maintenir un taux d’utilisation élevé et constant au complexe DRHR. Au cours du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2024, le débit quotidien moyen du complexe DRHR s’est établi respectivement à 2 677 b/j et à 2 643 b/j. Le taux d’utilisation de Tidewater Renewables pour l’exercice complet a dépassé de 4 % l’objectif précédemment annoncé de 2 550 b/j.

Des améliorations importantes liées au débit et à la fiabilité au complexe DRHR ont permis d’atteindre un débit quotidien moyen de 2 643 b/j pour l’exercice complet 2024, ce qui représente un taux d’utilisation de 88 %. Plus de 170 millions de litres de diesel renouvelable ont été produits et vendus dans le marché local de la Colombie-Britannique depuis le début de la production commerciale du complexe DRHR en novembre 2023.

Au cours des activités hivernales, le complexe DRHR produit un diesel renouvelable de grande qualité dont le point de trouble est peu élevé et conforme aux spécifications de température froide pour le diesel au Canada. Ce mode de fonctionnement exige une réduction mineure des débits afin d’optimiser la production d’hydrogène pour les activités d’exploitation à sévérité accrue.

Partout en Amérique du Nord, les fournisseurs de carburants sont assujettis à de nombreuses obligations visant à réduire l’IC de leurs carburants. Ces obligations figurent dans des programmes fédéraux tels que le Règlement sur les combustibles propres du Canada et la norme américaine sur les carburants renouvelables, ainsi que dans des programmes provinciaux et étatiques liés à la norme sur les carburants à faible teneur en carbone, notamment ceux de la Colombie-Britannique, de la Californie, de l’Oregon et de l’État de Washington. Pour respecter ces obligations, les fournisseurs de carburants doivent soit réduire l’IC de leur carburant, entreprendre des projets d’investissement approuvés pour réduire les émissions ou acquérir des crédits d’émission auprès d’autres fournisseurs de carburants.

Pour l’avenir, le programme Low Carbon Fuel Standard – la norme sur les carburants à faible teneur en carbone – de la Colombie-Britannique exige que les responsables de la commercialisation des carburants provenant des énergies fossiles et de leurs solutions de rechange respectent des cibles de réduction de l’IC de plus en plus sévères, lesquelles seront plus rigoureuses en 2025 par rapport à 2024. Plus particulièrement, la cible de réduction de l’IC a été établie à 16 % en 2024 et elle a augmenté en 2025 pour atteindre 18,3 %, l’objectif étant d’arriver à une réduction de 30 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de l’IC de 2010. Le resserrement des cibles de réduction de l’IC obligera les parties assujetties à intégrer une plus grande quantité de carburant renouvelable dans leur source de carburant existante ou d’acquérir des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique additionnels, et ces deux facteurs devraient accroître le marché et la demande des produits de Tidewater Renewables. Cette évolution du cadre réglementaire devrait améliorer les conditions du marché et entraîner une hausse de la demande de crédits d’émission. Fait important, la Colombie-Britannique demeure la seule province du Canada ayant un programme lié à la norme LCFS établi, ce qui en fait un chef de file en matière de politiques sur les combustibles propres.

Le carburant renouvelable produit par Tidewater Renewables a une IC suffisamment faible pour générer des crédits compensatoires dans divers territoires, qui sont appelés « crédits d’émission liés à l’exploitation ». Ces crédits d’émission liés à l’exploitation peuvent être vendus conjointement avec le carburant ou indépendamment du carburant. Il arrive souvent que les crédits d’émission liés à l’exploitation soient fongibles avec les « crédits d’émission pour l’investissement », que Tidewater Renewables reçoit en vertu d’accords visant l’atteinte de jalons importants relativement à des travaux techniques et à des travaux de construction réalisés pour certains projets d’investissement.

Complexe et installation de fractionnement Brazeau River

Le BRC offre une gamme complète de services aux producteurs, y compris une capacité de traitement du gaz naturel de coupe lourde de 180 Mpi[3] /j, les raccordements de canalisation de LGN et de condensat, la capacité de fractionnement des LGN, les installations de chargement et de déchargement par camion, les installations de stockage du gaz naturel physiques et deux raccordements pour le transport du gaz naturel.

Le débit de l’installation de traitement du gaz du BRC s’est établi à 132 Mpi[3] /j au quatrième trimestre de 2024, soit une hausse de 8 Mpi[3] /j par rapport au troisième trimestre de 2024, au cours duquel des volumes moins élevés des producteurs ont transité par l’installation en raison de la baisse des prix du gaz naturel. Au cours du quatrième trimestre de 2024, le débit est demeuré relativement stable par rapport au débit du quatrième trimestre de 2023.

Le taux d’utilisation moyen de l’installation de fractionnement du BRC s’est établi à 94 % au quatrième trimestre de 2024, comparativement à des taux d’utilisation de 82 % au troisième trimestre de 2024 et de 87 % au quatrième trimestre de 2023. Le taux d’utilisation a été plus élevé par rapport au troisième trimestre de 2024, principalement en raison de la hausse des volumes des producteurs entrant dans l’installation. Le taux d’utilisation de l’installation de fractionnement a été plus élevé par rapport au quatrième de 2023, en grande partie en raison d’une augmentation des volumes transportés par camion et de la hausse du taux de récupération des raccordements C3 et plus à l’usine de traitement du gaz du BRC au cours du quatrième trimestre de 2024. Le taux d’utilisation de l’installation de fractionnement du BRC pourrait varier, car les taux de récupération des LGN dépendent de la composition du gaz entrant dans l’installation.

Usine de traitement du gaz de Ram River

Tidewater détient une participation directe de 95 % dans l’usine de traitement du gaz de Ram River, une installation de traitement du gaz naturel corrosif reliée à un terminal ferroviaire et dotée d’installations de manutention du soufre situées dans la région de Strachan, dans le centre-ouest de l’Alberta.

Au cours du quatrième trimestre de 2024, le débit de l’usine de traitement du gaz de Ram River s’est élevé à 15 Mpi[3] /j. Cependant, aucune quantité de gaz n’a été traitée à l’installation au cours du trimestre, car les activités de traitement du gaz ont été interrompues temporairement en raison de la baisse des volumes des producteurs découlant du recul des prix du gaz naturel. D’après les prévisions, les prix du gaz naturel devraient remonter en 2025 lorsque les activités de traitement du gaz reprendront. Les activités de manutention du soufre se sont poursuivies au cours du quatrième trimestre de 2024.

Après la fin de l’exercice, le 7 janvier 2025, la direction a pris la décision de cesser temporairement les activités de l’usine de traitement du gaz de Ram River, y compris les activités de manutention du soufre, afin de gérer les coûts d’exploitation actuels et de permettre la remontée des prix du gaz et la reprise des volumes de gaz des producteurs. La direction a l’intention de remettre l’installation en service lorsque les prix des marchandises remonteront et que les volumes de gaz des producteurs reprendront.

PROGRAMME DE DÉPENSES D’INVESTISSEMENT

Le programme d’investissements de maintien de 2024 de Tidewater prévoyait surtout des engagements pour le premier semestre de 2024 et mettait essentiellement l’accent sur les travaux de révision au BRC, qui ont été réalisés avec succès au cours du deuxième trimestre de 2024. Les investissements de maintien consolidés pour l’exercice complet de 2024 se sont chiffrés à 23,8 M$, soit légèrement en baisse par rapport à la fourchette prévue de 25 M$ à 30 M$.

Le programme de dépenses d’investissement consolidé pour l’exercice complet de 2025 de Tidewater met l’accent sur la sécurité et la fiabilité continues des activités et devrait se situer dans une fourchette de 15 M$ à 20 M$.

RÉSULTATS D’EXPLOITATION

Aperçu des résultats

	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31 décembre			31 décembre
(en millions de dollars canadiens, sauf les donnéespar action et lespourcentages)	2024		2023	2024	2023
Produits	362,0	$	503,0 $	1 640,5 $	2 208,3 $
Charges d’exploitation	334,0	$	475,2 $	1 442,6 $	2 051,9 $
Frais généraux et administratifs	6,5	$	19,2 $	39,5 $	51,3 $
Rémunération fondée sur des actions	0,4	$	2,2 $	5,0 $	13,9 $
Amortissement	24,8	$	26,3 $	90,5 $	96,8 $
Charges financières et autres	21,5	$	26,6 $	81,5 $	99,9 $
Perte (profit) réalisé sur les contrats dérivés	7,6	$	5,9 $	42,4 $	(17,3) $
(Profit) perte latent sur les contrats dérivés	(1,9)	$	8,6 $	(17,9) $	52,8 $
Profit latent sur les titres négociables	–	$	(5,9) $	– $	(5,9) $
Profit réalisé sur les titres négociables	–	$	– $	(5,0) $	– $
Charge pour (reprise de) perte de valeur	(24,3)	$	417,6 $	(19,7) $	417,6 $
Perte (profit) à la vente d’actifs	1,9	$	(112,1) $	1,0 $	(110,8) $
(Bénéfice) perte lié aux placements mis en équivalence	(3,8)	$	2,1 $	(3,7) $	(5,3) $
Coûts de transaction	0,4	$	9,1 $	4,7 $	13,6 $
Économie d’impôt différé	(1,6)	$	(33,2) $	(1,6) $	(51,0) $
Perte nette attribuable aux actionnaires	(3,3)	$	(331,8) $	(26,6) $	(385,9) $
Perte nette attribuable aux actionnaires par action – de base
et diluée	(0,01)	$	(0,78) $	(0,06) $	(0,91) $
Flux de trésorerie nets provenant des (affectés aux)
activités d’exploitation	16,9	$	(5,2) $	(33,5) $	137,5 $
Total des actions ordinaires en circulation (en millions)	431,1		427,8	431,1	427,8
Total de l’actif consolidé	1 241,0	$	1 603,6$	1 241,0 $	1 603,6$

Produits

Au quatrième trimestre de 2024, les produits ont diminué de 141,0 M$ pour s’établir à 362,0 M$, comparativement à 503,0 M$ pour la période correspondante de 2023, en raison principalement de la vente de l’usine de traitement du gaz et des installations connexes de Pipestone (les « actifs de Pipestone ») au quatrième trimestre de 2023, de l’absence de production à l’usine de traitement du gaz et à la colonne de séparation du propylène à Acheson (« Acheson ») en 2024 et de l’interruption temporaire des activités de traitement du gaz à l’usine de traitement du gaz de Ram River. Cette diminution a été en partie contrebalancée par la hausse des ventes de diesel renouvelable provenant du complexe DRHR, dont la production commerciale a commencé au quatrième trimestre de 2023.

Les volumes de débit nets aux installations d’extraction et de traitement du gaz naturel de Tidewater se sont établis en moyenne à 218 Mpi[3] /j au cours du quatrième trimestre de 2024, soit une baisse de 42 % par rapport à 376 Mpi[3] /j pour la période correspondante de 2023. Cette baisse est due principalement à la vente des actifs de Pipestone au quatrième trimestre de 2023, à la baisse des prix du gaz naturel qui a entraîné l’interruption temporaire des activités de traitement du gaz à l’usine de traitement du gaz de Ram River.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, les produits ont diminué de 567,8 M$ pour s’établir à 1 640,5 M$, comparativement à 2 208,3 M$ pour la période correspondante de 2023, en raison principalement de la vente des actifs de Pipestone au quatrième trimestre de 2023, de l’absence de production à Acheson et à la tour du BRC, et de la baisse des volumes de débit de l’usine de traitement du gaz de Ram River et du BRC, facteurs en partie contrebalancés par la vente du diesel renouvelable issu de la production commerciale pour un exercice complet au complexe DRHR.

Les volumes de débit nets aux installations d’extraction et de traitement du gaz naturel de Tidewater se sont établis en moyenne à 248 Mpi[3] /j au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2024, soit une baisse de 35 % par rapport à 380 Mpi[3] /j pour la période correspondante de 2023, en raison principalement de la vente des actifs de Pipestone au quatrième trimestre de 2023, de la baisse du débit à l’usine de traitement du gaz de Ram River résultant de l’interruption temporaire des activités de traitement du gaz à compter du troisième trimestre de 2024, des travaux de révision s’échelonnant sur trois semaines au BRC au cours du deuxième trimestre et de la diminution des volumes des producteurs transitant par le BRC au cours du troisième trimestre de 2024.

Avant l’expiration de l’accord, les produits attribuables à l’accord d’enlèvement représentaient la majeure partie des produits de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2024. Tidewater continue de discuter avec des acheteurs potentiels de volumes de diesel et d’essence de la PGR et du complexe DRHR afin de remplacer les volumes de ventes perdus à la suite de l’expiration de l’accord d’enlèvement. Bien que Tidewater ait réussi à remplacer la grande majorité des volumes convenus perdus à la suite de l’expiration de l’accord d’enlèvement pour le reste de 2024, le taux du marché obtenu pour ces volumes de remplacement est nettement inférieur au taux précédemment obtenu en vertu de l’accord d’enlèvement en raison d’escomptes liés à la vente en gros plus importants, qui se traduisent par des marges moins élevées, jusqu’à ce que l’issue de la plainte et la conjoncture commerciale déséquilibrée soient résolues. Tidewater est en processus de commercialisation des volumes de diesel et d’essence produits à la PGR et au complexe DRHR pour le reste de 2025.

Tidewater a également l’intention de vendre des volumes additionnels de diesel et d’essence aux utilisateurs des marchés régionaux et de l’Ouest canadien, soit en vertu d’ententes conclues avec de nouveaux acheteurs ou sur les marchés au comptant du diesel et de l’essence. Si Tidewater n’est pas en mesure de vendre des volumes additionnels en vertu d’ententes contractuelles, la Société pourrait être forcée de vendre des volumes considérablement plus élevés sur les marchés au comptant du diesel et de l’essence, ce qui la rendrait vulnérable aux fluctuations de ces marchés et pourrait exercer une pression sur les marges d’exploitation.

Charges d’exploitation

Au cours du trimestre clos le 31 décembre 2024, les charges d’exploitation ont diminué de 141,2 M$ pour s’établir à 334,0 M$, comparativement à 475,2 M$ pour le quatrième trimestre de 2023. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, les charges d’exploitation se sont établies à 1 442,6 M$, ce qui représente une diminution de 609,3 M$ par rapport à 2 051,9 M$ pour la période comparative de 2023. La diminution enregistrée pour chacune des deux périodes découle principalement de la vente des actifs de Pipestone au quatrième trimestre de 2023, de l’absence de production commerciale à Acheson et à la tour du BRC en 2024, de la diminution des coûts d’exploitation du BRC au second semestre de l’exercice en raison des améliorations apportées pendant les travaux de révision planifiés à l’installation au deuxième trimestre, ainsi que de l’interruption temporaire des activités de traitement du gaz à l’usine de traitement du gaz de Ram River à compter du troisième trimestre, facteurs partiellement contrebalancés par la hausse des coûts tenant au début des activités au complexe DRHR au quatrième trimestre de 2023.

Frais généraux et administratifs

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, les frais généraux et administratifs se sont établis à 6,5 M$, comparativement à 19,2 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2023, principalement en raison de la baisse des coûts non récurrents liés aux employés, car la période comparative tenait compte de l’acquisition accélérée des droits sur les attributions au titre du régime incitatif à long terme relativement aux changements survenus au sein de la haute direction en 2023. Les frais généraux et administratifs se sont chiffrés à 39,5 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, comparativement à 51,3 M$ pour la période correspondante de 2023. L’exercice correspondant tenait compte de la hausse des coûts non récurrents liés aux changements qui ont touché la direction. L’exercice clos le 31 décembre 2024 tient compte de la baisse des coûts liés aux employés en grande partie attribuable aux initiatives de réduction des frais de la Société et à la diminution de l’effectif qui en a découlé, facteurs contrebalancés en partie par la baisse des charges générales inscrites à l’actif relativement aux projets en 2024, par rapport à la période correspondante de 2023, au cours de laquelle le complexe DRHR était en cours de construction.

Rémunération fondée sur des actions

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, les coûts au titre de la rémunération fondée sur des actions se sont établis à 0,4 M$ et à 5,0 M$, respectivement, contre 2,2 M$ et 13,9 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023, respectivement. La baisse des charges au cours des deux périodes s’explique essentiellement par les déchéances d’attributions d’actions, les annulations et l’ajustement apporté au facteur lié au rendement relatif à certaines unités d’actions restreintes, ce qui reflète l’incidence des changements apportés aux conditions d’acquisition de droits par rapport aux périodes précédentes.

Amortissement

Pour le trimestre et l’exercice clos les 31 décembre 2024, la dotation à l’amortissement s’est établie à 24,8 M$ et à 90,5 M$, respectivement, contre 26,3 M$ et 96,8 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023, respectivement. La variation au cours des deux périodes est majoritairement attribuable à l’absence d’amortissement au titre des actifs de Pipestone, qui ont été vendus au quatrième trimestre de 2023, ainsi qu’à la baisse de l’amortissement des actifs du BRC et d’Acheson et d’autres actifs secondaires intermédiaires, à l’égard desquels des pertes de valeur ont été comptabilisées au quatrième trimestre de 2023, facteurs partiellement contrebalancés par le début de l’amortissement des actifs du complexe DRHR au quatrième trimestre de 2023.

Charges financières et autres

Les charges financières et autres se sont élevées à 21,5 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, comparativement à 26,6 M$ pour la période correspondante de 2023. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, les charges financières et autres se sont élevées à 81,5 M$, comparativement à 99,9 M$ pour la période comparative de 2023. La diminution pour les deux périodes est principalement attribuable à la baisse du montant moyen prélevé sur la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream, ce qui s’est traduit par une diminution des charges d’intérêts au cours des deux périodes, en grande partie en raison des remboursements effectués au moyen du produit reçu à la vente des actifs de Pipestone. Cette diminution a été en partie contrebalancée par la hausse des taux d’intérêt moyens sur toutes les facilités de crédit et par l’absence d’intérêts inscrits à l’actif relatifs aux projets en 2024.

Perte (profit) réalisé sur les contrats dérivés

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, la perte réalisée sur les contrats dérivés s’est chiffrée à 7,6 M$, comparativement à une perte de 5,9 M$ pour la période correspondante de 2023. Les pertes réalisées au cours du quatrième trimestre de 2024 découlaient en grande partie du règlement de contrats dérivés sur huile végétale, facteur en partie compensé par les profits réalisés au règlement des contrats dérivés sur produits raffinés. La perte réalisée au cours du trimestre clos le 31 décembre 2023 était également principalement attribuable au règlement de contrats dérivés sur huile végétale. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, la perte réalisée sur les contrats dérivés s’est chiffrée à 42,4 M$, comparativement à un profit de 17,3 M$ pour la période correspondante de 2023. Les pertes réalisées au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2024 découlaient en grande partie du règlement de contrats dérivés sur huile végétale. Le profit réalisé au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2023 était principalement attribuable au règlement de contrats dérivés sur électricité, sur taux d’intérêt et sur pétrole brut, facteur partiellement contrebalancé par les pertes réalisées sur les contrats dérivés sur huile végétale.

(Profit) perte latent sur les contrats dérivés

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, les profits latents sans effet sur la trésorerie sur les contrats dérivés se sont établis à 1,9 M$ et à 17,9 M$, respectivement, comparativement à des pertes latentes sans effet sur la trésorerie de 8,6 M$ et de 52,8 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023, respectivement. La variation au cours des deux périodes s’explique principalement par les fluctuations des contrats dérivés sur huile végétale, sur électricité, sur marges de raffinage et sur produits raffinés. De plus, des profits latents de 0,2 M$ et de 3,0 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, respectivement, ont été comptabilisés à la réévaluation du passif lié aux bons de souscription à la juste valeur. Le profit à la réévaluation découle principalement de la baisse du cours de clôture de l’action de Tidewater Renewables et de la période jusqu’à l’expiration plus courte de l’émission des bons de souscription de 2022 au 31 décembre 2024, par rapport au 31 décembre 2023.

La juste valeur d’un contrat dérivé correspond à la valeur estimée requise pour régler les contrats qui sont en cours à un moment donné. Les profits ou pertes latents sur ces instruments financiers sont comptabilisés dans les états du résultat net et du résultat global et peuvent varier d’un trimestre à l’autre, en fonction de la volatilité des prix. Les profits et pertes latents sur les contrats dérivés n’ont aucune incidence sur les flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation ou sur les flux de trésorerie distribuables. Les profits ou pertes réels réalisés par suite du règlement en trésorerie éventuel peuvent varier en raison des fluctuations ultérieures des prix des marchandises, par rapport aux hypothèses liées aux évaluations.

Profit réalisé sur les titres négociables

Au cours du premier trimestre de 2024, un profit de 5,0 M$ a été comptabilisé à la vente des actions ordinaires d’AltaGas reçues le 22 décembre 2023 à titre de contrepartie partielle pour la transaction concernant Pipestone.

Charge pour (reprise de) perte de valeur

Au cours du quatrième trimestre de 2024, Tidewater a comptabilisé des reprises nettes au titre de charges pour perte de valeur de 24,3 M$ comptabilisées précédemment liées à l’UGT de Deep Basin. La reprise de perte de valeur découle d’une augmentation nette de la valeur recouvrable estimative de certains actifs au sein de l’UGT de Deep Basin par rapport à l’évaluation de la dépréciation précédente effectuée au 31 décembre 2023. L’augmentation de la valeur recouvrable estimative nette est surtout attribuable à l’élimination des frais liés aux contrats d’achat ferme payés à Tidewater Renewables en raison de la transaction et à l’examen de la valeur recouvrable du réseau de galeries du BRC en raison de sa vente imminente. Les montants de la valeur recouvrable ont été calculés en fonction de la juste valeur diminuée des coûts de sortie ou de la valeur d’utilité, laquelle représente la valeur actualisée nette estimative des flux de trésorerie attendus de l’actif.

Au cours du troisième trimestre de 2024, la Société a décidé de cesser de verser des apports supplémentaires au Fonds NGIF Cleantech Ventures et à d’autres placements secondaires mineurs, ce qui a donné lieu à une réévaluation des valeurs recouvrables. Par conséquent, la Société a comptabilisé une charge pour perte de valeur de 3,9 M$ afin de décomptabiliser la valeur des placements à néant. De plus, une charge pour perte de valeur de 0,7 M$ a également été comptabilisée à l’égard de certains actifs liés au gaz naturel renouvelable secondaires, qui ont été reclassés comme étant détenus en vue de la vente au cours du troisième trimestre.

Au quatrième trimestre de 2023, des indices de dépréciation ont été repérés pour certains actifs de Brazeau, d’Acheson et des actifs secondaires intermédiaires au sein de l’UGT de Deep Basin et pour les actifs secondaires intermédiaires de l’UGT du nord. Les valeurs recouvrables correspondent à la valeur la plus élevée entre la juste valeur diminuée des coûts de cession et la valeur d’utilité et, par conséquent, Tidewater a comptabilisé une charge pour perte de valeur de 417,6 M$.

Perte (profit) à la vente d’actifs

Au cours du quatrième trimestre de 2024, la Société a cédé certains actifs secondaires, ce qui s’est traduit par une perte de 1,9 M$.

Au cours du quatrième trimestre de 2023, Tidewater a comptabilisé un profit à la vente d’actifs de 112,1 M$. Le profit est en grande partie attribuable à la conclusion de la transaction concernant Pipestone en décembre 2023, ce qui a donné lieu à un profit à la cession de 111,6 M$. Un profit de 0,5 M$ à la cession de certains autres actifs secondaires a également été comptabilisé.

(Bénéfice) perte lié aux placements mis en équivalence

Au cours du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2024, le bénéfice lié aux placements mis en équivalence s’est chiffré à 3,8 M$ et à 3,7 M$, respectivement, comparativement à une perte liée aux placements mis en équivalence de 2,1 M$ au cours du trimestre clos le 31 décembre 2024 et à un bénéfice lié aux placements mis en équivalence de 5,3 M$ au cours de l’exercice complet de 2023. L’augmentation du bénéfice pour le trimestre clos le 31 décembre 2024 s’explique surtout par le placement de la Société dans Rimrock Cattle Company Ltd., qui a enregistré des profits latents plus élevés en raison de la réévaluation du stock de bétail. La diminution du bénéfice lié aux placements mis en équivalence au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2024 est largement attribuable à la vente de Tidewater Pipestone Infrastructure LP en décembre 2023, dans le cadre de la transaction concernant Pipestone.

Coûts de transaction

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, les coûts de transaction se sont établis à 0,4 M$ et à 4,7 M$, respectivement, comparativement à 9,1 M$ et à 13,6 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023, respectivement. Les coûts de transaction engagés au cours de 2024 se rapportent principalement aux services de conseillers juridiques et financiers externes engagés relativement à la transaction, à la vente d’actifs de charges d’alimentation d’huile de cuisson usagée de Tidewater Renewables et au dessaisissement de la participation de Tidewater Renewables dans RNG LP. Les coûts de transaction engagés au cours de 2023 sont essentiellement liés aux services de conseillers juridiques et financiers externes engagés relativement à la transaction concernant Pipestone.

Économie d’impôt différé

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, Tidewater a enregistré une économie d’impôt différé de 1,6 M$ pour les deux périodes, comparativement à une économie d’impôt différé de 33,2 M$ et de 51,0 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023, respectivement. La variation est principalement attribuable à la diminution de la perte nette avant impôt au cours des deux périodes considérées. La Société a un actif d’impôt différé non comptabilisé puisqu’un bénéfice imposable n’est pas prévu à court terme.

Perte nette attribuable aux actionnaires

Au cours du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2024, Tidewater a généré une perte nette attribuable aux actionnaires de 3,3 M$ et de 26,6 M$, respectivement, comparativement à une perte nette attribuable aux actionnaires de 331,8 M$ et de 385,9 M$ pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2023, respectivement. La diminution de la perte nette au cours des deux périodes est en grande partie attribuable à la hausse du bénéfice d’exploitation, aux reprises de perte de valeur au cours de l’exercice considéré et aux variations favorables de la juste valeur des contrats dérivés, facteurs en partie contrebalancés par le profit lié à la transaction concernant Pipestone en 2023 et par la baisse des économies d’impôt différé au cours de l’exercice considéré.

Dépenses d’investissement

Le tableau suivant présente les investissements de croissance et les investissements de maintien pour les trimestres et les exercices clos les 31 décembre 2024 et 2023.

Trimestres clos les 31 décembre Exercices clos les 31 décembre	Trimestres clos les 31 décembre Exercices clos les 31 décembre	Trimestres clos les 31 décembre Exercices clos les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens) 2024	2023 2024	2023
Investissements de croissance1 7,2 $ Investissements de maintien1 4,0	36,7 $ 21,1 $ 14,5 23,8	216,6 $ 76,0
Total des dépenses d’investissement 11,2 $	51,2$ 44,9 $	292,6 $ (82,7)$
Crédits d’émission pour l’investissement octroyés2 (3,6) $	(0,3) $ (46,5) $

Mesures financières supplémentaires. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.
Au cours du trimestre et de l’exercice clos le 31 décembre 2024, des crédits d’émission pour l’investissement de néant et de 23,6 M$ ont été monétisés, respectivement.

Investissements de croissance

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, les investissements de croissance consolidés se sont établis à 7,2 M$ et à 21,1 M$, respectivement, comparativement à 36,7 M$ et à 216,6 M$ pour les périodes correspondantes de 2023. Les investissements de croissance pour le trimestre clos le 31 décembre 2024 étaient principalement destinés à des travaux d’ingénierie et de conception de base du projet de SAF de Tidewater Renewables. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, les investissements de croissance concernent principalement les travaux d’optimisation du complexe DRHR, ainsi que les progrès des travaux d’ingénierie et de conception de base du projet de SAF de Tidewater Renewables. Les investissements de croissance pour le trimestre et l’exercice complet comparatifs étaient principalement liés à la construction et à la mise en service du complexe DRHR.

Les dépenses liées au complexe DRHR et au projet de SAF ont été partiellement contrebalancées par les fonds reçus à la vente de crédits d’émission pour l’investissement octroyés par des organismes gouvernementaux pour avoir franchi certains jalons importants en vertu d’accords incitatifs conclus et les subventions publiques reçues.

Investissements de maintien

Tidewater accorde une grande importance à l’entretien de ses actifs afin d’offrir un environnement d’exploitation sécuritaire à ses employés et des services fiables à ses clients. Pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, les investissements de maintien se sont établis à 4,0 M$, principalement en raison de l’entretien des réservoirs et des travaux liés au reformeur de méthane à vapeur à la PGR, de l’entretien du pont et de la pompe d’alimentation de chaudière ainsi que des travaux subséquents liés aux travaux de révision au BRC. Au cours du trimestre clos le 31 décembre 2023, les dépenses se rapportaient essentiellement aux projets d’entretien au BRC et à l’usine de traitement du gaz naturel de Pipestone qui a été par la suite vendue dans le cadre de la transaction concernant Pipestone au quatrième trimestre de 2023.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, les investissements de maintien se sont établis à 23,8 M$ et avaient principalement trait aux travaux de révision au deuxième trimestre au BRC et à l’entretien des réservoirs et des travaux liés au reformeur de méthane à vapeur à la PGR. Les dépenses au cours de l’exercice complet comparatif, qui se sont chiffrées à 76,0 M$, s’expliquent principalement par les travaux de révision planifiés à la PGR qui ont eu lieu au deuxième trimestre de 2023 et les projets d’entretien à l’usine de traitement du gaz naturel de Pipestone.

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES ANNUELLES

Le tableau suivant présente les principales données financières annuelles consolidées de Tidewater.

	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre	Exercices clos les 31 décembre
(en millions de dollars canadiens, sauf les donnéespar action)	2024		2023	2022
Produits	1 640,5	$	2 208,3 $	2 875,2 $
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux actionnaires	(26,6)		(385,9)	8,5
(Perte nette) bénéfice net attribuable aux actionnaires par action – de base
et dilué	(0,06)		(0,91)	0,02
Dividendes déclarés	–		12,8	15,3
Dividendes déclarés par action ordinaire	–		0,03	0,04
Total de l’actif	1 241,0		1 603,6	2 274,6
Total des passifs non courants	636,7		338,4	981,7

SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Les tableaux suivants présentent un sommaire des résultats trimestriels de Tidewater pour les huit derniers trimestres.

(en millions de dollars canadiens, sauf les donnéespar action)	T4 2024		T3 2024	T2 2024	T1 2024
Produits	362,0	$	377,7 $	461,3 $	439,5 $
Perte nette attribuable aux actionnaires	(3,3)		(7,3)	(4,7)	(11,3)
Perte nette attribuable aux actionnaires par action – de base
et diluée	(0,01)		(0,02)	(0,01)	(0,03)
BAIIA ajusté consolidé1	20,0	$	29,2$	45,3$	39,8$
1. Mesure financière non conforme aux PCGR. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de					gestion.
(en millions de dollars canadiens, sauf les donnéespar action)	T4 2023		T3 2023	T2 2023	T1 2023
Produits	503,0 $		582,1 $	508,7 $	614,5 $
Perte nette attribuable aux actionnaires	(331,8)		(22,9)	(6,4)	(24,8)
Perte nette attribuable aux actionnaires par action – de base
et diluée	(0,78)		(0,05)	(0,02)	(0,06)
BAIIA ajusté consolidé1	21,4$		48,6$	44,0$	48,9$

Mesure financière non conforme aux PCGR. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

En 2024, les résultats de Tidewater ont subi l’influence des facteurs et tendances qui suivent :

La production commerciale pour un exercice complet au complexe DRHR.
Une reprise nette de 24,3 M$ au titre de charges pour perte de valeur comptabilisées précédemment liées à l’UGT de Deep Basin.
Un volume élevé de diesel renouvelable subventionné des États-Unis sur le marché de la Colombie-Britannique qui exerce une pression sur les prix du diesel, ce qui donne lieu à des escomptes liés à la vente en gros plus importants et qui réduit la demande de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique.
Les travaux de révision planifiés s’échelonnant sur trois semaines au BRC au deuxième trimestre, ce qui a restreint les activités de traitement du gaz au cours de la période considérée.
La volatilité des profits et des pertes latents sur les contrats dérivés découlant de la variation des prix des contrats dérivés conclus par la Société.
Une diminution des prix du gaz naturel au cours du second semestre de l’exercice, qui a eu une incidence défavorable sur les volumes des producteurs transitant par l’usine de traitement du gaz de Ram River et qui a entraîné l’interruption temporaire des activités de traitement du gaz à l’installation.
La baisse des prix moyens de l’électricité par rapport à 2023.

En 2023, les résultats de Tidewater ont subi l’influence des facteurs et tendances qui suivent :

Les travaux de révision planifiés à la raffinerie située à Prince George au deuxième trimestre, qui ont entraîné une baisse des volumes de ventes d’essence et de diesel pour cette période.
L’incidence de la volatilité des prix des marchandises sur les marges des produits.
La baisse des prix moyens de l’électricité.
Une charge pour perte de valeur de 417,6 M$ comptabilisée à l’égard de certains actifs des UGT du nord et de Deep Basin.
La comptabilisation d’un profit de 111,6 M$ à la vente des actifs de Pipestone au cours du quatrième trimestre.

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Sources de liquidités

Les besoins principaux de la Société au chapitre de la situation de trésorerie et des sources de financement visent à financer les dépenses d’investissement continues, les occasions de croissance futures, les paiements d’intérêts et les besoins en fonds de roulement.

Les dépenses réelles engagées par la Société pourraient varier en raison de divers facteurs, y compris, entre autres variables, la disponibilité du matériel et du personnel, les dépenses imprévues, les retards en ce qui a trait à l’obtention des approbations réglementaires nécessaires, des permis et des licences, ainsi que les succès enregistrés par la Société en ce qui concerne ses activités de développement des affaires.

Au cours du second semestre de 2024 et depuis le début de 2025, la Société a connu une baisse des marges de raffinage, une augmentation de la production des raffineries en Amérique du Nord, des importations de diesel renouvelable en Colombie-Britannique par des concurrents qui profitent des incitatifs gouvernementaux américains et canadiens, d’éventuels tarifs douaniers dans le secteur de l’énergie et un ralentissement de la demande en raison des pressions économiques néfastes au Canada. Ces conditions ont eu une incidence négative sur la rentabilité et les liquidités de la Société. De plus, l’offre excédentaire de diesel renouvelable des États-Unis sur le marché de la Colombie-Britannique a également réduit la demande et le prix des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique, ce qui a une incidence négative sur la Société. Ces conditions se poursuivent en 2025, jumelées à l’expiration de l’accord d’enlèvement, et devraient réduire davantage les marges précédemment obtenues par Tidewater Midstream.

Le 26 mars 2025, les clauses restrictives financières prévues par la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour de Tidewater Midstream ont été révisées; les détails sont présentés ci-après. Ces modifications amélioreront la souplesse financière, alors que Tidewater compose avec les conditions de marché mentionnées précédemment.

Tidewater s’attend à ce que les flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation, les liquidités disponibles en vertu de ses facilités de crédit de premier rang, le produit de la vente de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique et d’autres sources de financement soient suffisants pour satisfaire à ses obligations et à ses engagements financiers et à ce qu’ils lui fournissent un financement suffisant aux fins des dépenses d’investissement prévues.

Plus tard au cours du quatrième trimestre de 2024, Tidewater Renewables a déposé la plainte auprès de l’ASFC visant les importations de diesel renouvelable en provenance des États-Unis vers le Canada. Si l’issue est favorable, des droits se situant entre 0,50 $ et 0,80 $ le litre pourraient être imposés à la frontière canado-américaine afin de compenser les importations de diesel renouvelable subventionnées en provenance des États-Unis. Même si Tidewater est confiante quant à une issue favorable de la plainte, rien ne garantit qu’elle le sera.

Le 27 février 2025, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé des modifications apportées à la Low Carbon Fuels Act visant à renforcer le secteur des carburants renouvelables de la Colombie-Britannique et à atténuer l’incidence des carburants renouvelables subventionnés des États-Unis. Veuillez vous reporter à la rubrique « MISE À JOUR CONCERNANT LA SOCIÉTÉ ET PERSPECTIVES » du présent rapport de gestion pour des précisions sur les modifications apportées à la Low Carbon Fuels Act. Tidewater continue de participer aux discussions avec le gouvernement de la Colombie-Britannique et le gouvernement du Canada afin de traiter de façon plus approfondie des enjeux politiques qui touchent le secteur des carburants renouvelables. Rien ne garantit que ces discussions aboutiront à d’autres faits nouveaux favorables en matière de réglementation.

De plus, la Société continue de discuter avec des acheteurs potentiels de volumes de diesel et d’essence de la PGR et du complexe DRHR afin de remplacer les volumes de ventes perdus à la suite de l’expiration de l’accord d’enlèvement. À la date du présent rapport de gestion, Tidewater est en processus de commercialisation de la capacité nominale des volumes de diesel et d’essence produits à la PGR et au complexe DRHR pour le reste de 2025. Les escomptes actuels liés à la vente en gros sont plus importants que ceux qui étaient en vigueur au moment de la conclusion de l’accord d’enlèvement, en raison principalement de l’offre excédentaire de diesel importé dans l’Ouest canadien. Ces escomptes plus importants devraient générer des marges moins élevées, jusqu’à ce que l’issue de la plainte soit déterminée et que la conjoncture commerciale déséquilibrée soit rétablie. Tidewater s’efforce d’optimiser ses revenus nets sur son diesel et son essence. Bien que Tidewater soit axée sur les marchés de l’Ouest canadien, dans l’éventualité où la Société ne serait pas en mesure de trouver preneur pour l’ensemble de sa production dans l’Ouest canadien, elle pourrait être tenue d’exporter le reste vers des marchés offrant des marges potentiellement moins élevées.

L’exploitation de la Société dépend de sa capacité à répondre à ses besoins en matière de financement et de liquidités. La direction continue de déployer des efforts pour améliorer la rentabilité des activités existantes en augmentant les produits et en réduisant les coûts.

Comme il est indiqué dans le rapport de gestion de Tidewater Renewables pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2024, les liquidités de Tidewater Renewables ne suffiraient pas à financer ses activités pour les 12 prochains mois si les ventes fléchissaient ou si la facilité de crédit de premier rang et la tranche B de la facilité arrivaient à échéance sans possibilité de prorogation ou de refinancement. Cependant, la clôture de la transaction et le refinancement de la facilité de crédit de premier rang et de la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables au cours du troisième trimestre de 2024 ont atténué le risque à court terme.

Dans le cadre de la stratégie de désendettement de Tidewater Renewables, le 12 septembre 2024, Tidewater Renewables a conclu la vente de son actif de charges d’alimentation d’huile de cuisson usagée pour un produit total de 10,6 M$. De ce montant, une tranche de 2,0 M$, qui était détenue en mains tierces au cours du troisième trimestre de 2024, a été remise à Tidewater Renewables au quatrième trimestre de 2024, lorsque les conditions usuelles postérieures à la clôture ont été remplies. Le produit net de cette transaction a servi à réduire la dette et les charges d’intérêts de Tidewater Renewables.

En outre, au cours du troisième trimestre de 2024, Tidewater Renewables a entamé le processus de dessaisissement de sa participation dans RNG LP à Biocirc Canada Holdings Inc., une société affiliée à Biocirc Group ApS. Ces actifs sont classés dans les actifs détenus en vue de la vente dans les états financiers. La décision de se dessaisir de sa participation dans RNG LP cadre avec les efforts continus de Tidewater Renewables visant à optimiser son portefeuille d’actifs, à accroître ses liquidités et à renforcer son bilan. Le 10 janvier 2025, Tidewater Renewables a conclu la vente de sa participation dans RNG LP pour un produit total de 7,8 M$. De ce montant, une tranche de 4,7 M$ a été reçue à la clôture, et un montant de 3,1 M$ sera reçu lorsque certaines conditions postérieures à la clôture seront remplies le 30 décembre 2025, ou avant cette date.

Les transactions mentionnées précédemment ont immédiatement amélioré la situation d’endettement de Tidewater Renewables et réduit les charges d’intérêts ayant un effet sur la trésorerie. Le 31 décembre 2024, Tidewater Renewables affichait un fonds de roulement négatif de 1,8 M$ (en excluant les actifs détenus en vue de la vente), une trésorerie et des équivalents de trésorerie nominaux ainsi que des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation de 54,6 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2024.

Après 2024, conformément à ses objectifs visant à améliorer la résilience sur le plan énergétique, à soutenir les producteurs de biocarburants locaux et à résoudre l’iniquité de la concurrence avec les producteurs de diesel renouvelable américains, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé les modifications, le 27 février 2025. Les modifications renforcent les exigences relatives aux carburants renouvelables visant le diesel, qui sont passées de 4 % à 8 % pour la période de conformité de 2025 et exigent que ces carburants renouvelables soient produits au Canada à compter du 1[er] avril 2025.

De plus, le 6 mars 2025, l’ASFC a lancé l’enquête, qui fait suite à la plainte déposée par Tidewater Renewables à la fin de 2024 fournissant la preuve que les importations en provenance des États-Unis sont subventionnées et vendues à des prix inéquitables, ce qui nuit au secteur des biocarburants canadien. L’ASFC devrait rendre une décision concernant les droits provisoires d’ici juin 2025, et des droits définitifs pourraient éventuellement être imposés d’ici septembre 2025. Si les droits définitifs correspondent aux taux auxquels s’attend la direction, soit entre 0,50 $ et 0,80 $ le litre, ces droits, s’ils sont imposés, devraient favoriser la stabilité à long terme du marché de la production de diesel renouvelable de Tidewater Renewables et des crédits d’émission connexes. Pour d’autres précisions sur la situation actuelle des marchés des crédits d’émission, sur les modifications et sur l’enquête, les lecteurs sont invités à consulter la rubrique « MISE À JOUR CONCERNANT LA SOCIÉTÉ ET PERSPECTIVES » du présent rapport de gestion.

Les modifications et l’enquête ont entraîné la hausse de la demande de diesel renouvelable et des crédits d’émission, ce qui devrait favoriser la viabilité financière à long terme de Tidewater Renewables. En outre, le 26 mars 2025, Tidewater Renewables a modifié avec succès sa facilité de crédit de premier rang et sa facilité de crédit de second rang; les détails sont présentés ci-après. Ce refinancement stratégique améliore considérablement la situation d’endettement de Tidewater Renewables, ce qui la place en bonne posture pour améliorer sa stabilité financière tout en contribuant favorablement à son initiative de réduction de la dette.

Le tableau suivant présente un sommaire des facilités de crédit et de la dette en cours de Tidewater au 31 décembre 2024.

			Montant	Montant
(en millions de dollars canadiens)	Date d’échéance	Taux	de la facilité	prélevé
Facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream	12 septembre 2026	Variable	324,3 $	281,8 $
Débentures convertibles	30juin 2029	Fixe	100,0	100,0
Totalpour Tidewater Midstream			424,3$	381,8 $
Facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables	28 février 2026	Variable	30,0	20,9
Facilité de crédit de second rangde Tidewater Renewables	24 octobre 20271	Variable	175,0	175,0
Totalpour Tidewater Renewables			205,0$	195,9 $
Données consolidées de Tidewater			629,3$	577,7 $

La tranche A de la facilité d’un montant de 150,0 M$ a été émise le 24 octobre 2022 et arrivera à échéance le 24 octobre 2027. Le 10 mai 2023, la facilité a été modifiée et un montant de 25,0 M$ constituant la tranche B de la facilité a été avancé. La tranche B de la facilité arrivera à échéance le 28 février 2026.

Tidewater Midstream et Tidewater Renewables ont chacune une facilité de crédit renouvelable (chacune, une « facilité de crédit de premier rang » et, ensemble, les « facilités de crédit de premier rang ») auprès d’un consortium de banques. Les facilités de crédit de premier rang de la Société sont utilisées pour financer le fonds de roulement, les dépenses d’investissement et les acquisitions, ainsi que pour d’autres besoins généraux de l’entreprise. Les facilités de crédit de premier rang et la facilité de crédit de second rang ne sont pas assorties d’un cautionnement réciproque et ne sont pas assujetties à des défaillances croisées, pas plus que Tidewater Midstream et Tidewater Renewables ne sont consolidées aux fins des tests de conformité ou de la disponibilité.

Tidewater Midstream

Au 31 décembre 2023, la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream avait une capacité de 375,0 M$ et se composait d’une facilité consortiale de 100,0 M$, d’une facilité d’exploitation de 50,0 M$ et d’une facilité d’emprunt à terme de 225,0 M$.

Le 9 janvier 2024, Tidewater a monétisé les actions ordinaires d’AltaGas reçues en vertu de la transaction concernant Pipestone pour un produit en trésorerie de 341,6 M$ et a remboursé la totalité de la facilité à terme de 225,0 M$ qui était en cours en vertu de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream.

Le 4 juin 2024, Tidewater Midstream a émis les débentures convertibles subordonnées non garanties de 2024 d’un montant de 100,0 M$ dans le cadre d’une convention de prise ferme. Les débentures convertibles de 2024 portent intérêt au taux fixe de 8,0 % et viendront à échéance le 30 juin 2029. Le produit de l’émission a servi à rembourser les débentures convertibles de 2019 et pour les besoins généraux de l’entreprise. Les débentures convertibles de 2019 venaient à échéance le 30 septembre 2024, et les obligations connexes ont été remplies le 4 juin 2024, le capital et les intérêts courus ayant été intégralement remboursés au fiduciaire.

Le 12 septembre 2024, parallèlement à la clôture de la transaction, la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream a été modifiée et mise à jour (la « cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour »). Tidewater Midstream dispose des facilités suivantes en vertu de la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour :

	Montant		Montant prélevé
(en millions de dollars canadiens)	de la facilité	Date d’échéance	31 décembre 2024
Facilité consortiale	125,0 $	12 septembre 2026	125,0 $
Facilité d’exploitation	50,0	12 septembre 2026	7,5
Facilité à terme	149,3	30 août 2027	149,3
Facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream	324,3 $		281,8 $

Les facilités consortiale et d’exploitation en vertu de la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour sont des facilités renouvelables sur lesquelles les montants peuvent être prélevés en dollars canadiens ou américains et qui portent intérêt au taux préférentiel de la banque mandataire, ou au taux des opérations de pension à un jour (« CORRA ») ajusté ou au Secured Overnight Financing Rate (« taux SOFR »), majoré des marges applicables et des commissions d’attente. Les prix et les marges sont liés au ratio trimestriel de la dette déconsolidée sur le BAIIA ajusté de Tidewater Midstream, tel qu’il est calculé aux fins de la présentation d’information sur les clauses restrictives. Les dates d’échéance des facilités consortiales et d’exploitation ont été reportées du 10 février 2026 au 12 septembre 2026.

La facilité à terme en vertu de la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour permettait un seul prélèvement de fonds initial à la clôture de la transaction le 12 septembre 2024. La facilité à terme est un emprunt à terme à taux variable et non renouvelable à prélèvement différé, en vertu duquel les avances de fonds, après le prélèvement initial, ne sont autorisées que jusqu’au 12 septembre 2025, en une seule avance par mois, et dans le seul but de financer l’achat de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique de Tidewater Renewables en vertu de l’entente visant l’achat de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique. À compter de 2025, la facilité à terme est assujettie à des remboursements obligatoires de 5,0 M$ sur une base trimestrielle. Les montants remboursés sur la facilité à terme ne peuvent être empruntés de nouveau. La facilité à terme arrivera à échéance le 30 août 2027.

Après la fin de l’exercice, le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, Tidewater Midstream a apporté plusieurs modifications à la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour. Les modifications concernent les exigences relatives aux clauses restrictives financières de Tidewater Midstream jusqu’au 31 mars 2026, dont les détails sont présentés à la rubrique « Clauses restrictives financières » du présent rapport de gestion. De plus, parallèlement à la clôture de la vente du réseau de galeries du BRC et au remboursement permanent d’une partie de la facilité à terme au moyen du produit de la vente, la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour a été modifiée afin de reporter le premier remboursement trimestriel obligatoire de 5,0 M$ sur la facilité de crédit à terme au 30 avril 2026.

Pour plus de détails sur la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour, les lecteurs sont priés de se reporter à l’entente intitulée Fifth Amended and Restated Credit Agreement conclue entre Tidewater Midstream et la Banque Nationale du Canada, disponible en anglais sur le profil de Tidewater Midstream sur SEDAR+, à l’adresse www.sedarplus.ca.

Tidewater Renewables

Le 12 septembre 2024, Tidewater Renewables, à la réception du produit de la transaction et immédiatement avant la modification de la facilité, a remboursé les montants impayés en vertu de la tranche consortiale de sa facilité de crédit de premier rang.

Par la suite, la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables a été modifiée et mise à jour. Le montant total disponible en vertu de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables a été réduit, passant de 175,0 M$ à 30,0 M$, et la date d’échéance a été prorogée, passant du 18 septembre 2024 au 28 février 2026. Cette prorogation fait suite aux prorogations précédentes de la date d’échéance, qui est passée du 18 août 2024 au 30 août 2024 et du 30 août 2024 au 18 septembre 2024, afin de fournir à Tidewater Renewables le temps nécessaire pour conclure la transaction.

La facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables comporte une facilité consortiale de 5 M$ et une facilité d’exploitation renouvelable de 25 M$. La facilité de crédit de premier rang est assujettie à plusieurs clauses restrictives et restrictions usuelles. Cependant, les exigences relatives au respect des clauses financières restrictives trimestrielles de Tidewater Renewables ont été levées jusqu’au 30 septembre 2025.

La facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables peut être prélevée en dollars canadiens et elle porte intérêt au taux préférentiel de la banque mandataire ou au taux CORRA ajusté, majoré des marges applicables et des commissions d’attente.

Conjointement à la clôture de la transaction, le 12 septembre 2024, la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables a été modifiée et mise à jour. Les modifications comprennent la prorogation de la date d’échéance de la tranche B de la facilité, passant du 18 septembre 2024 au 28 février 2026, et l’ajout de la tranche C de la facilité d’un montant de 33,0 M$ afin de refinancer la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables dans certaines circonstances. La tranche C de la facilité de crédit ne peut être utilisée que sous forme d’avance unique dans l’éventualité où les prêteurs présenteraient à Tidewater Renewables un avis de demande de remboursement de la dette prioritaire en vertu de la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables, et échéant le 28 février 2026. La date d’échéance de la tranche A de la facilité demeure inchangée au 24 octobre 2027.

La tranche A de la facilité porte intérêt à un taux minimal de 6,5 % pour les périodes allant jusqu’au 24 octobre 2025 inclusivement, à un taux minimal de 6,875 % pour les périodes allant du 25 octobre 2025 au 24 octobre 2026 et à un taux minimal de 7,25 % du 25 octobre 2026 jusqu’à la date d’échéance du 24 octobre 2027, exclusivement. Les taux sont assujettis à un facteur d’ajustement annuel de l’indice des prix à la consommation canadien, sous réserve d’une augmentation cumulative maximale de 4,0 % par année.

La tranche B de la facilité continue de porter intérêt à un taux de 9,5 % et est assujettie à des remboursements trimestriels variables. Les remboursements variables sont fondés sur une partie des flux de trésorerie ajustés de Tidewater Renewables. Ces flux de trésorerie ajustés, dont le calcul est fondé sur des définitions précises comprises dans les ententes régissant la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables, ne sont pas conformes aux PCGR et ne peuvent être calculés directement en se référant aux états financiers de Tidewater Renewables. La tranche B de la facilité peut être remboursée au gré de Tidewater Renewables, sans pénalité. Au 31 décembre 2024, aucune tranche de la facilité de crédit de second rang n’a été classée comme courante dans les états financiers consolidés, car Tidewater Renewables n’était pas tenue d’effectuer des remboursements minimaux selon le calcul des flux de trésorerie ajustés.

La tranche C de la facilité, si elle est prélevée, porte intérêt au taux CORRA ajusté, majoré d’un taux de 8 % payable trimestriellement à terme échu.

La facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables est subordonnée à la facilité de crédit de premier rang et est assujettie à plusieurs clauses restrictives et restrictions usuelles. Cependant, les exigences relatives au respect des clauses financières restrictives trimestrielles de Tidewater Renewables ont été levées jusqu’au 30 septembre 2025.

Le 13 septembre 2024, certains frais payables au prêteur à terme dans le cadre des modifications apportées à la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables ont été réglés au moyen de l’émission de 1 449 239 actions ordinaires de Tidewater Renewables au cours moyen pondéré en fonction du volume sur 10 jours des actions ordinaires de Tidewater Renewables à la TSX.

Parallèlement à la prorogation de la facilité de crédit de second rang, Tidewater Renewables a émis les bons de souscription de 2024 à une société liée du prêteur à terme. Chaque bon de souscription de 2024 confère à son porteur le droit d’acheter une action ordinaire de Tidewater Renewables au prix de 3,99 $, sous réserve de certains ajustements, et la date d’expiration est le 12 septembre 2029.

Après la fin de l’exercice, le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, Tidewater Renewables a apporté plusieurs modifications à la facilité de crédit de premier rang et à la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables. Les modifications prévoient notamment l’augmentation de 10 M$ de la composante facilité d’exploitation renouvelable de sa facilité de crédit de premier rang, la faisant passer de 25 M$ à 35 M$, l’augmentation de 10 M$ de la tranche C de la facilité de crédit de second rang, la prorogation de la date d’échéance de la facilité de crédit de second rang (tranche B et tranche C), la faisant passer du 28 février 2026 au 24 octobre 2027, et la prorogation de la renonciation des exigences relatives aux clauses restrictives de deux trimestres, jusqu’au 31 mars 2026.

La Société n’a conclu aucun arrangement hors bilan qui a eu ou qui est raisonnablement susceptible d’avoir une incidence actuelle ou future sur la performance financière de la Société. Les facilités de crédit détenues par les entités comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence de Tidewater sont sans recours contre Tidewater Midstream et Tidewater Renewables.

À l’occasion, la Société fournit des lettres de crédit relativement à des transactions pour lesquelles la contrepartie exige une telle garantie. Au 31 décembre 2024, la Société avait fourni des lettres de crédit d’un montant de 30,9 M$ afin de faciliter les transactions commerciales avec des tiers et de respecter les exigences réglementaires. Les lettres de crédit sont émises en vertu de facilités distinctes des facilités de crédit de premier rang.

Clauses restrictives financières

Le tableau suivant présente la liste des clauses restrictives financières déconsolidées de Tidewater Midstream au 31 décembre 2024.

	Ratio	31 décembre 2024
Dette déconsolidée sur le BAIIA ajusté	Maximum 4,50:1	3,06
Dette de premier rang prioritaire déconsolidée sur le BAIIA ajusté	Maximum 3,50:1	3,06
Couverture des intérêtspar le BAIIA ajusté	Minimum 2,50:1	4,55

Tidewater Midstream doit respecter certaines clauses restrictives financières déconsolidées sur la base des douze derniers mois. Ces ratios, dont les calculs sont fondés sur des définitions précises comprises dans les ententes régissant la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream, ne sont pas conformes aux PCGR et ne peuvent être directement calculés en se référant aux états financiers consolidés de la Société. Les débentures convertibles de Tidewater Midstream sont exclues des calculs des clauses restrictives. Au 31 décembre 2024, Tidewater Midstream respectait ses clauses restrictives financières.

Après la fin de l’exercice, le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, Tidewater Midstream a modifié les exigences prévues par les clauses restrictives financières de la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour, en vigueur du 1[er] janvier 2025 au 31 mars 2026, en vue d’augmenter la clause restrictive relative au ratio de la dette de premier rang prioritaire sur le BAIIA ajusté pour faire passer ce ratio à 4,50:1 (par rapport à 3,50:1) et de diminuer le ratio du BAIIA ajusté sur la couverture des intérêts pour le faire passer à 1,50:1 (par rapport à 2,50:1) au cours de la période.

Les clauses restrictives financières trimestrielles de Tidewater Renewables, applicables à la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables et à la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables, ont été levées jusqu’au 30 septembre 2025, date à laquelle Tidewater Renewables sera tenue de respecter certaines clauses restrictives financières sur une base annualisée.

Après la fin de l’exercice, le 26 mars 2025, avec l’appui de ses prêteurs, les clauses restrictives financières trimestrielles de Tidewater Renewables, applicables à la facilité de crédit de premier rang et à la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables, ont été levées jusqu’au 31 mars 2026, date à laquelle Tidewater Renewables sera tenue de respecter certaines clauses restrictives financières sur une base annualisée.

Notation

Le 21 mars 2024, à la demande de Tidewater, Standard & Poor’s (« S&P ») a retiré la notation de Tidewater. Avant le retrait, S&P a attribué à Tidewater une notation finale B- avec une perspective stable et a retiré la surveillance de Tidewater, où elle avait été placée le 17 octobre 2023, avec une perspective évolutive en attendant la clôture de la transaction concernant Pipestone.

Sommaire des flux de trésorerie

Le tableau suivant présente les sources de financement de la Société et l’affectation des fonds pour les trimestres et les exercices clos les 31 décembre 2024 et 2023.

	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
(en millions de dollars canadiens)	31 décembre			31 décembre
Flux de trésorerieprovenant des(affectés aux)	2024		2023	2024		2023
Activités d’exploitation	16,9	$	(5,2) $	(33,5)	$	137,5 $
Activités de financement	(17,2)	$	(254,4) $	(259,9)	$	(168,7) $
Activités d’investissement	0,3	$	256,1$	293,4	$	14,3$

Flux de trésorerie nets provenant des (affectés aux) activités d’exploitation

Les flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation se sont chiffrés à 16,9 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, comparativement à des flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation de 5,2 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2023. L’augmentation est due principalement à l’accroissement du bénéfice d’exploitation au cours du trimestre et aux variations des éléments du fonds de roulement, facteurs en partie contrebalancés par les variations défavorables des contrats dérivés réalisés.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, les flux de trésorerie nets affectés aux activités d’exploitation se sont établis à 33,5 M$, comparativement à des flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation de 137,5 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2023. La diminution est principalement attribuable aux variations du fonds de roulement, qui comprennent l’utilisation d’une partie du produit en trésorerie de la vente des actions ordinaires d’AltaGas le 9 janvier 2024 pour rembourser le fonds de roulement au cours du premier trimestre de 2024, facteur contrebalancé en partie par la diminution des pertes sur les contrats dérivés réalisés au cours de l’exercice considéré.

Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation fluctuent d’un trimestre à l’autre en raison des soldes de stocks à la PGR et au complexe DRHR, du prix auquel les stocks sont achetés et vendus et de la demande saisonnière. Les prix des marchandises et les stocks fluctuent d’une période à l’autre et, par conséquent, les besoins en fonds de roulement fluctuent également en fonction des prix des marchandises et de la demande.

Flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement se sont chiffrés à 17,2 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, par rapport à 254,4 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2023. Les flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement pour la période considérée sont en grande partie attribuables aux paiements d’intérêts et aux obligations locatives, facteurs contrebalancés en partie par les avances sur la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream visant à financer les achats de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique relativement à la transaction. Les flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement pour la période comparative se rapportent principalement aux remboursements sur la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream au moyen du produit de la transaction concernant Pipestone.

Les flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement se sont chiffrés à 259,9 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, comparativement à des flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement de 168,7 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2023. Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement pour l’exercice complet de 2024 sont en grande partie attribuables aux remboursements sur les facilités d’emprunt de la Société effectués au moyen du produit reçu de la vente des actions ordinaires d’AltaGas le 9 janvier 2024, aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation positifs générés par le complexe DRHR au cours du premier semestre de 2024 et au remboursement des débentures convertibles de 2019. Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement ont été en partie contrebalancés par le produit de l’émission des débentures convertibles de 2024. Les flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement pour la période comparative se rapportent principalement aux remboursements sur la facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream et aux paiements au titre des intérêts et des obligations locatives.

Flux de trésorerie nets provenant des activités d’investissement

Les flux de trésorerie nets provenant des activités d’investissement se sont chiffrés à 0,3 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2024, comparativement à 256,1 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2023, principalement en raison du produit reçu de la transaction concernant Pipestone au cours du quatrième trimestre de 2023, facteur contrebalancé en partie par la baisse des dépenses liées aux projets d’investissement au cours du quatrième trimestre de 2024.

Les flux de trésorerie nets provenant des activités d’investissement se sont chiffrés à 293,4 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2024, comparativement à des flux de trésorerie nets provenant des activités d’investissement de 14,3 M$ pour l’exercice clos le 31 décembre 2023. La variation s’explique essentiellement par la baisse des dépenses d’investissement en 2024 et les variations des éléments du fonds de roulement, facteurs contrebalancés en partie par la diminution du produit de la vente de crédits d’émission pour l’investissement en raison de la baisse des prix des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique en 2024 par rapport à 2023.

OBLIGATIONS ET ENGAGEMENTS CONTRACTUELS

Au 31 décembre 2024, les obligations contractuelles et les engagements de la Société, y compris ceux comptabilisés à titre de contrats de location, s’établissaient comme suit :

	Moins de	Entre 1 an	Plus de
(en millions de dollars canadiens)	1 an	et 5 ans	5 ans	Total
Créditeurs, charges à payer et provisions1	206,1 $	– $	– $	206,1 $
Contrats dérivés	37,5	3,7	–	41,2
Passifs liés aux bons de souscription	–	0,2	–	0,2
Obligations locatives et autres2	13,1	15,3	0,9	29,3
Dette bancaire3	15,0	287,7	–	302,7
Dette de second rang3	–	175,0	–	175,0
Intérêts sur les débentures convertibles4	8,0	28,0	–	36,0
Remboursement de débentures convertibles3	–	100,0	–	100,0
Contrats de transport fermes5	24,2	80,6	24,6	129,4
Total	303,9 $	690,5 $	25,5 $	1 019,9 $

Comprend un montant de 16,2 M$ lié à une subvention reçue dans le cadre de l’Industrial Energy Efficiency and Carbon Capture Utilization and Storage Program du gouvernement de l’Alberta. Toute partie de la subvention qui n’a pas été utilisée pour financer les dépenses d’investissement admissibles d’ici décembre 2025 pourrait devoir être remboursée au gouvernement de l’Alberta.

Les montants représentent les paiements en trésorerie non actualisés prévus liés aux obligations locatives et autres.

Les montants représentent uniquement le capital non actualisé et excluent les intérêts courus.
Paiements d’intérêts fixes sur les débentures convertibles. Les débentures convertibles viennent à échéance le 30 juin 2029.
Les contrats de transport fermes sont présentés compte non tenu des recouvrements de coûts d’exploitation transférés aux clients.

TITRES DE CAPITAUX PROPRES EN CIRCULATION

Au 25 mars 2025, les actions ordinaires, les unités d’actions restreintes (les « UAR »), les unités d’actions différées (les « UAD ») et les options en circulation de Tidewater Midstream s’établissaient comme suit :

(en millions)
Actions ordinaires	431,2
UAR	20,0
UAD	0,6
Options	20,0

TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES

Les transactions entre parties liées interviennent dans le cours normal des activités et sont comptabilisées selon les taux en vigueur sur le marché.

Le 12 septembre 2024, Tidewater Renewables et Tidewater Midstream ont annoncé la clôture de la transaction. Pour des précisions sur la transaction, veuillez vous reporter à la rubrique « MISE À JOUR CONCERNANT LA SOCIÉTÉ ET PERSPECTIVES » du présent rapport de gestion. Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2024, Tidewater n’a conclu aucune autre transaction avec des parties liées, sauf celles concernant des apports aux régimes incitatifs à long terme de Tidewater et à la rémunération des principaux dirigeants dans le cours normal de leur emploi.

INSTRUMENTS FINANCIERS

Les instruments financiers de Tidewater comprennent la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les contrats dérivés, les placements, les créditeurs et charges à payer, la dette bancaire, la dette de second rang et le passif lié aux débentures convertibles. Tidewater a recours à des stratégies et à des politiques de gestion des risques pour s’assurer que l’exposition aux risques de marché est conforme aux objectifs commerciaux et aux seuils de tolérance à l’égard du risque de la Société.

La plupart des débiteurs de Tidewater ont trait à des entités dans le secteur pétrolier et gazier, et ils sont assujettis aux risques de crédit habituels propres à ce secteur. Tidewater évalue et surveille la santé financière de ses clients conformément à sa politique de crédit. Les garanties financières obtenues afin d’atténuer et de réduire le risque peuvent comprendre des lettres de crédit et des paiements anticipés.

En ce qui a trait aux contreparties relatives aux instruments financiers utilisés à des fins de couverture, la Société limite son risque de crédit en entretenant des relations d’affaires avec des marchés à terme réputés ou avec des institutions financières qui bénéficient de notations de première qualité, ainsi qu’en maintenant des politiques de crédit qui réduisent au minimum le risque de contrepartie global.

La Société conclut certains contrats dérivés financiers pour gérer les risques liés aux prix des marchandises et à la production d’électricité, ainsi que le risque de taux d’intérêt et le risque de change. Ces instruments ne sont pas utilisés à des fins de spéculation. La Société n’a pas désigné ses contrats dérivés financiers comme des couvertures comptables efficaces.

Les contrats dérivés sont comptabilisés à la juste valeur dans l’état consolidé de la situation financière, et les variations de la juste valeur sont comptabilisées comme un profit latent ou une perte latente dans les états consolidés du résultat net et du résultat global.

FACTEURS DE RISQUE

La Société s’efforce continuellement d’atténuer l’incidence des risques sur ses activités; à cet effet, elle met en évidence tous les risques importants de manière à ce que ceux-ci soient gérés de façon appropriée. Les risques susceptibles de se répercuter sur les activités de Tidewater sont décrits dans la notice annuelle de la Société, dont la version électronique est publiée sous le profil de Tidewater, sur le site de SEDAR+, à l’adresse www.sedarplus.ca. Les risques financiers de la Société sont présentés dans les états financiers.

En outre, en tant qu’actionnaire majoritaire de Tidewater Renewables, la Société doit composer avec certains risques, y compris, sans s’y limiter, le risque de liquidité, le risque sur marchandises (par exemple, en ce qui concerne les marchés des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique, des crédits d’émission en vertu du RCP et des autres crédits carbone, les rabais, les crédits d’impôt, les subventions et les autres mesures incitatives), le risque sur actions, le risque de crédit et les risques liés aux modifications apportées aux règlements environnementaux, aux conditions économiques, politiques ou du marché et au contexte réglementaire. Bien que la Société soit en mesure d’exercer une influence sur Tidewater Renewables en raison de ses droits de vote et d’une convention relative aux services partagés aux termes de laquelle la Société fournit certains services de gestion et d’administration à Tidewater Renewables, elle n’a pas entièrement la capacité d’atténuer ces risques.

JUGEMENTS ET ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

Aux termes de certaines méthodes comptables, la direction doit formuler des estimations et des hypothèses qui ont une incidence sur les montants présentés des actifs, des passifs, des produits et des charges. La direction révise ses estimations régulièrement. L’émergence de nouveaux renseignements et l’évolution des circonstances pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent de façon significative de ces estimations. L’utilisation d’estimations et de jugements par la Société dans la préparation des états financiers est analysée à la note 2 des états financiers.

ADOPTION DE NOUVELLES NORMES

Le 1[er] janvier 2024, Tidewater a adopté les modifications à IAS 1 Présentation des états financiers publiées par l’International Accounting Standards Board (l’« IASB »), qui clarifient les exigences relatives à la présentation des passifs en tant que passifs courants ou non courants dans l’état de la situation financière et précisent le classement et la présentation des passifs assortis de clauses restrictives. L’adoption n’a pas eu d’incidence significative sur les états financiers de Tidewater.

FUTURES PRISES DE POSITION FAISANT AUTORITÉ EN COMPTABILITÉ

En mai 2024, l’IASB a publié des modifications à IFRS 9 Instruments financiers et à IFRS 7 Instruments financiers : Informations à fournir relativement au règlement de passifs financiers au moyen d’un système de paiement électronique et à l’évaluation des caractéristiques des flux de trésorerie contractuels des actifs financiers. Les modifications entreront en vigueur le 1[er] janvier 2026, mais elles ne devraient pas avoir d’incidence significative sur les états financiers de Tidewater.

IFRS 18 États financiers : Présentation et informations à fournir (« IFRS 18 ») a été publiée par l’IASB le 9 avril 2024. IFRS 18 remplace IAS 1 Présentation des états financiers et sera appliquée pour les exercices ouverts à compter du 1[er] janvier 2027. L’adoption anticipée est permise. IFRS 18 introduit une structure révisée des états consolidés du résultat net, exige la présentation d’informations à l’égard de certaines mesures de la performance définies par la direction et rehausse les exigences en matière de regroupement des informations dans les états financiers. Tidewater évalue actuellement l’incidence de l’adoption d’IFRS 18 sur les états financiers consolidés.

ENVIRONNEMENT DE CONTRÔLE

Contrôles et procédures de communication de l’information

Le chef de la direction et le chef des finances de la Société ont conçu, ou ont fait concevoir sous leur supervision, des contrôles et des procédures de communication de l’information, tels qu’ils sont définis dans le Règlement 52-109 sur l’attestation de l’information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs (le « Règlement 52-109 »), pour fournir l’assurance raisonnable que l’information significative concernant la Société leur est communiquée, particulièrement au cours de la période où les documents annuels sont préparés, et que l’information que la Société est tenue de présenter dans ses documents annuels, dans ses documents intermédiaires et dans les autres rapports déposés ou transmis en vertu des lois sur les valeurs mobilières est enregistrée, traitée, résumée et présentée dans les délais prévus par les lois sur les valeurs mobilières. La direction de la Société, y compris le chef de la direction et le chef des finances, évalue annuellement l’efficacité des contrôles et procédures de communication de l’information de la Société.

Contrôle interne à l’égard de l’information financière

Le chef de la direction et le chef des finances de Tidewater sont responsables de l’établissement et du maintien d’un contrôle interne à l’égard de l’information financière, tel qu’il est défini dans le Règlement 52-109. Au 31 décembre 2024, date de clôture de l’exercice, ils avaient conçu un système de contrôle interne à l’égard de l’information financière, ou en avaient supervisé la conception, afin de fournir l’assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers aux fins de publication de l’information financière ont été préparés selon les normes IFRS. Le cadre de contrôle utilisé par les dirigeants pour concevoir le système de contrôle interne à l’égard de l’information financière de la Société est le document intitulé Internal Control – Integrated Framework (2013) publié par le Committee of Sponsoring Organizations.

La direction de la Société, y compris le chef de la direction et le chef des finances, a évalué l’efficacité des contrôles et procédures de communication de l’information et du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la Société au 31 décembre 2024. En se basant sur cette évaluation, le chef de la direction et le chef des finances ont conclu que les contrôles et les procédures de communication de l’information et le contrôle interne à l’égard de l’information financière étaient efficaces à la fin de l’exercice, dans tous leurs aspects significatifs.

Le chef de la direction et le chef des finances de la Société sont tenus de communiquer tout changement relatif au contrôle interne à l’égard de l’information financière survenu durant la période la plus récente qui a eu, ou pourrait raisonnablement avoir, une incidence significative sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la Société. Aucun changement significatif du contrôle interne à l’égard de l’information financière ayant eu, ou pouvant raisonnablement avoir, une incidence significative sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la Société n’a été mis en évidence au cours de la période close le 31 décembre 2024. Il y a lieu de noter que bien que le chef de la direction et le chef des finances estiment que la conception des contrôles et procédures de communication de l’information et du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la Société fournit un degré d’assurance raisonnable qu’ils sont efficaces, ils ne s’attendent pas à ce que le système de contrôle prévienne toutes les erreurs ou les fraudes. Un système de contrôle, aussi bien conçu et appliqué soit-il, ne peut fournir qu’une assurance raisonnable, non absolue, que les objectifs du système de contrôle sont atteints. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière et les contrôles et procédures de communication de l’information de la Société ne permettent pas nécessairement de prévenir ou de déceler toutes les inexactitudes en raison de ses limites intrinsèques. De plus, les projections de l’efficacité pour des périodes futures sont soumises au risque que les contrôles puissent devenir inefficaces en raison de changements des conditions ou de la détérioration du degré de conformité des politiques et procédures de la Société.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Tout au long du présent rapport de gestion et dans d’autres documents présentés par la Société, Tidewater utilise certaines mesures financières pour évaluer ses résultats et pour mesurer la performance globale. Les mesures et les ratios non conformes aux PCGR ont pour objet de fournir des renseignements supplémentaires utiles aux investisseurs et aux analystes. Certaines de ces mesures financières n’ont pas de signification normalisée en vertu des PCGR; il est en conséquence peu probable qu’elles soient comparables à des mesures semblables présentées par d’autres entités.

Par conséquent, ces mesures ne devraient pas être considérées isolément ni comme un substitut des mesures de la performance conformes aux PCGR. Sauf indication contraire, ces mesures financières seront calculées et présentées sur une base comparable d’une période à l’autre. Des éléments d’ajustement donnés pourraient s’appliquer uniquement à certaines périodes.

Les mesures financières non conformes aux PCGR, les ratios non conformes aux PCGR, les mesures de gestion du capital et les mesures financières supplémentaires de la Société sont présentés ci-dessous.

Mesures financières non conformes aux PCGR

Les mesures financières non conformes aux PCGR utilisées par la Société sont le BAIIA ajusté et les flux de trésorerie distribuables.

BAIIA ajusté consolidé et déconsolidé

Le BAIIA ajusté consolidé représente (la perte nette) le bénéfice net avant les charges financières, l’impôt, l’amortissement, la rémunération fondée sur des actions, les profits et pertes latents sur les contrats dérivés, les coûts de transaction, les profits et les pertes à la vente d’actifs et les autres éléments considérés comme non récurrents, plus la quote-part du BAIIA de la Société au titre de ses placements mis en équivalence. Le BAIIA ajusté déconsolidé correspond au BAIIA ajusté consolidé moins la tranche du BAIIA ajusté consolidé attribuable à Tidewater Renewables.

Conformément aux normes IFRS, les participations de Tidewater dans des entreprises sous contrôle conjoint sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. En vertu de cette méthode, le bénéfice net des participations dans des entités comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence est comptabilisé dans un poste distinct de l’état consolidé du résultat net et du résultat global. Les ajustements apportés (à la perte nette) au bénéfice net, tels qu’ils sont décrits ci-dessus, sont également apportés à la quote-part du bénéfice des participations dans des entités comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.

La direction utilise le BAIIA ajusté consolidé pour établir des objectifs, pour prendre des décisions au chapitre de l’exploitation et des dépenses d’investissement, pour surveiller la conformité à l’égard des clauses restrictives et pour évaluer la performance. Outre l’utilisation qu’en fait la direction, Tidewater est aussi d’avis que le BAIIA ajusté consolidé est une mesure couramment utilisée par les analystes en valeurs mobilières, les investisseurs, les établissements de crédit et d’autres parties afin d’évaluer la performance financière de la Société et d’autres entreprises du secteur intermédiaire. De temps à autre, la Société publie des indications concernant cette mesure clé. En conséquence, le BAIIA ajusté consolidé est présenté comme une mesure pertinente dans le rapport de gestion, afin d’aider les analystes et les lecteurs à évaluer la performance de la Société du point de vue de la direction. En plus du BAIIA ajusté consolidé, la direction examine le BAIIA ajusté déconsolidé afin de mettre en évidence la performance de la Société, en excluant la tranche du BAIIA ajusté consolidé attribuable à Tidewater Renewables. Les investisseurs sont avisés que le BAIIA ajusté consolidé et le BAIIA ajusté déconsolidé ne doivent pas être considérés comme des mesures de substitution (à la perte nette) au bénéfice net, aux flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation ou à d’autres mesures des résultats financiers établies conformément aux PCGR à titre d’indicateur de la performance de la Société, et qu’ils pourraient ne pas être comparables aux mesures semblables utilisées par d’autres sociétés.

Le tableau suivant illustre le rapprochement de la perte nette, la mesure conforme aux PCGR la plus semblable, et du BAIIA ajusté.

	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31 décembre			31 décembre
(en millions de dollars canadiens)	2024		2023	2024		2023
Perte nette	(3,5)	$	(338,6) $	(18,8)	$	(399,2) $
Économie d’impôt différé	(1,6)		(33,2)	(1,6)		(51,0)
Amortissement	24,8		26,3	90,5		96,8
Charges financières et autres	21,5		26,6	81,5		99,9
Rémunération fondée sur des actions	0,4		2,2	5,0		13,9
(Reprise de) charge pour perte de valeur	(24,3)		417,6	(19,7)		417,6
Perte (profit) à la vente d’actifs	1,9		(112,1)	1,0		(110,8)
(Profit) perte latent sur les contrats dérivés	(1,9)		8,6	(17,9)		52,8
Profit latent sur les titres négociables	–		(5,9)	–		(5,9)
Profit réalisé sur les titres négociables	–		–	(5,0)		–
Coûts de transaction	0,4		9,1	4,7		13,6
Transactions non récurrentes	3,2		7,1	14,8		16,7
Autres charges sans effet sur la trésorerie	–		6,4	–		6,4
Ajustement de la quote-part du bénéfice des placements mis
en équivalence	(0,9)		7,3	(0,2)		12,1
BAIIA ajusté consolidé	20,0	$	21,4$	134,3	$	162,9$
Moins : BAIIA ajusté consolidé attribuable à Tidewater
Renewables	(6,0)		(10,7)	(74,5)		(45,9)
BAIIA ajusté déconsolidé	14,0	$	10,7$	59,8	$	117,0$

Flux de trésorerie distribuables et flux de trésorerie distribuables déconsolidés attribuables aux actionnaires

Les flux de trésorerie distribuables représentent les flux de trésorerie nets provenant des (affectés aux) activités d’exploitation compte non tenu des variations du fonds de roulement hors trésorerie plus les distributions en trésorerie provenant de placements, les coûts de transaction et les transactions non récurrentes, moins toute autre dépense nécessitant le recours aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation. Les flux de trésorerie distribuables de Tidewater Renewables, qui sont attribués aux actionnaires ne détenant pas le contrôle, sont également déduits. La direction est d’avis que les flux de trésorerie distribuables constituent une mesure utile pour les investisseurs lorsqu’ils évaluent le montant des flux de trésorerie générés dans le cours normal des activités.

Les variations du fonds de roulement hors trésorerie sont exclues du calcul des flux de trésorerie distribuables étant donné qu’elles découlent essentiellement de fluctuations saisonnières ou d’autres variations temporaires et sont habituellement financées à même la dette à court terme ou à l’aide des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation. Les coûts de transaction sont rajoutés, car ils peuvent varier considérablement en fonction des activités d’acquisition et de cession de la Société. Les transactions non récurrentes qui ne reflètent pas les activités courantes de Tidewater sont également exclues. Les paiements de loyers, les intérêts et les charges financières, ainsi que les investissements de maintien, y compris les travaux de révision, sont déduits puisqu’il s’agit de dépenses récurrentes continues qui sont financées au moyen des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation.

Les flux de trésorerie distribuables déconsolidés sont calculés en soustrayant de la tranche des flux de trésorerie distribuables de Tidewater Renewables qui est attribuée aux actionnaires de Tidewater les flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires.

Le tableau suivant illustre le rapprochement des flux de trésorerie nets provenant des (affectés aux) activités d’exploitation, la mesure conforme aux PCGR la plus semblable, et des flux de trésorerie distribuables et des flux de trésorerie distribuables déconsolidés.

	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31 décembre			31 décembre
(en millions de dollars canadiens)	2024		2023	2024		2023
Flux de trésorerie nets provenant des (affectés aux) activités
d’exploitation	16,9	$	(5,2) $	(33,5)	$	137,5 $
Ajouter (déduire) :
Variations du fonds de roulement hors trésorerie liées aux
activités d’exploitation	(8,5)		0,7	134,0		(37,3)
Coûts de transaction	0,4		9,1	4,7		13,6
Transactions non récurrentes	3,2		7,1	14,8		16,7
Intérêts et charges financières	(13,9)		(20,8)	(52,8)		(70,9)
Paiement d’obligations locatives et autres, déduction faite des
paiements au titre de contrats de sous-location	(8,6)		(11,7)	(36,4)		(47,0)
Investissements de maintien	(4,0)		(14,5)	(23,8)		(76,0)
Flux de trésorerie distribuables de Tidewater Renewables aux
détenteurs departicipations ne donnantpas le contrôle	2,8		(0,7)	(10,1)		(0,9)
Flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires	(11,7)	$	(36,0) $	(3,1)	$	(64,3) $
Flux de trésorerie distribuables de Tidewater Renewables
attribués aux actionnaires de Tidewater	5,1	$	(1,4) $	(19,6)	$	(1,8) $
Flux de trésorerie distribuables déconsolidés attribuables
aux actionnaires	(6,6)	$	(37,4) $	(22,7)	$	(66,1) $

Les investissements de croissance sont généralement financés à même les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation non distribués, ainsi que par l’entremise de l’émission de titres d’emprunt ou de capitaux propres additionnels, au besoin.

Ratios financiers non conformes aux PCGR

Tidewater utilise des ratios financiers non conformes aux PCGR pour présenter certains aspects de sa performance financière ou de sa situation financière, principalement les flux de trésorerie distribuables par action.

Flux de trésorerie distribuables et flux de trésorerie distribuables déconsolidés par action

Les flux de trésorerie distribuables par action représentent les flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires divisés par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires de base ou dilué en circulation pour la période. Les flux de trésorerie distribuables déconsolidés par action représentent les flux de trésorerie distribuables déconsolidés attribuables aux actionnaires divisés par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires de base ou dilué en circulation pour la période. La direction est d’avis que ces mesures fournissent aux investisseurs une indication des fonds générés par l’entreprise qui pourraient être affectés à la participation dans les capitaux propres de chaque actionnaire.

	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Trimestres clos les	Exercices clos les	Exercices clos les	Exercices clos les
	31 décembre			31 décembre
(en millions de dollars canadiens, sauf les données liées aux actions
etpar action)	2024		2023	2024		2023
Flux de trésorerie distribuables attribuables aux actionnaires	(11,7)	$	(36,0) $	(3,1)	$	(64,3) $
Flux de trésorerie distribuables déconsolidés attribuables aux
actionnaires	(6,6)	$	(37,4) $	(22,7)	$	(66,1) $
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation –
de base et dilué (en millions)	430,5		427,1	429,5		425,4
Flux de trésorerie distribuables par action – de base et dilués	(0,03)	$	(0,08) $	(0,01)	$	(0,15) $
Flux de trésorerie distribuables déconsolidés par action – de base
et dilués	(0,02)	$	(0,09) $	(0,05)	$	(0,16) $

Mesures de gestion du capital

Les méthodes de gestion du capital et des liquidités de Tidewater sont présentées dans la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT » du présent rapport de gestion et à la note 25 des états financiers pour l’exercice clos le 31 décembre 2024.

Dette nette consolidée et déconsolidée

La dette nette consolidée est définie comme la dette bancaire, la dette de second rang et les débentures convertibles, moins la trésorerie. La Société utilise la dette nette consolidée pour surveiller sa structure du capital et ses exigences en matière de financement. La dette nette sert également à évaluer la santé financière générale de la Société.

En plus de la dette nette consolidée, la direction examine la dette nette déconsolidée afin de mettre en évidence la souplesse financière, la solidité du bilan et le levier financier de Tidewater Midstream. La dette nette déconsolidée correspond à la dette nette consolidée moins la tranche attribuable à Tidewater Renewables.

La dette nette consolidée et déconsolidée exclut le fonds de roulement, les obligations locatives et les contrats dérivés, car la Société surveille sa structure du capital en se basant sur le ratio de la dette nette déconsolidée par rapport au BAIIA ajusté déconsolidé, ce qui est conforme aux clauses restrictives financières de sa facilité de crédit, telles qu’elles sont décrites dans la rubrique « SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT ».

Le tableau suivant illustre le rapprochement de la dette nette consolidée et de la dette nette déconsolidée.

	31 décembre		31 décembre
(en millions de dollars canadiens)	2024		2023
Facilité de crédit de premier rang de Tidewater Midstream	281,8	$	322,3 $
Facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables	20,9		171,8
Facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables	175,0		175,0
Débentures convertibles de 2024 – capital	100,0		–
Débentures convertibles de 2019 – capital	–		75,0
Trésorerie	(0,1)		(0,1)
Dette nette consolidée	577,6	$	744,0$
Moins : facilité de crédit de premier rang de Tidewater Renewables	(20,9)		(171,8)
Moins : facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables	(175,0)		(175,0)
Ajouter : trésorerie de Tidewater Renewables	0,1		0,1
Dette nette déconsolidée	381,8	$	397,3$

Mesures financières supplémentaires

Les « investissements de croissance » sont généralement définis comme les dépenses qui sont recouvrables ou qui augmentent le potentiel de flux de trésorerie ou de rendement d’un actif, qui accroissent la capacité des activités actuelles ou qui prolongent considérablement la durée d’utilité des actifs existants. Cette mesure est utilisée par la communauté financière pour évaluer l’étendue des dépenses d’investissement discrétionnaires.

Les « investissements de maintien » sont généralement définis comme les dépenses qui soutiennent ou qui maintiennent la capacité actuelle, le potentiel de flux de trésorerie ou de rendement d’un actif existant sans les avantages caractéristiques associés aux investissements de croissance. Ces dépenses comprennent les coûts majeurs d’inspection et de remise en état qui doivent périodiquement être engagés. Cette mesure est utilisée par la communauté financière pour évaluer l’étendue des dépenses d’investissement non discrétionnaires. Les investissements de maintien sont inclus dans le calcul des flux de trésorerie distribuables.

« (La perte nette) le bénéfice net attribuable aux actionnaires » déconsolidé comprend le bénéfice net ou la perte nette attribuable aux actionnaires, tel qu’il est déterminé conformément aux normes IFRS, moins le bénéfice net ou la perte nette de Tidewater Renewables attribué aux actionnaires de Tidewater.

« (La perte nette) le bénéfice net attribuable aux actionnaires – par action » déconsolidé est calculé en divisant « le bénéfice net ou la perte nette attribuable aux actionnaires » déconsolidé par le nombre moyen pondéré de base d’actions ordinaires en circulation de Tidewater Midstream pour la période.

Le « total des dépenses d’investissement » déconsolidées comprend les dépenses d’investissement consolidées, telles qu’elles sont présentées dans les tableaux des flux de trésorerie de Tidewater, déduction faite des dépenses d’investissement de Tidewater Renewables.

DÉFINITIONS LIÉES À L’EXPLOITATION

L’abréviation « b/j » signifie barils par jour, et l’abréviation « Mpi[3] /j » signifie un million de pieds cubes par jour.

Le terme « norme LCFS de la Colombie-Britannique » fait référence, collectivement, avant le 1[er] janvier 2024, à la Greenhouse Gas Reduction (Renewable & Low Carbon Fuel Requirements) Act et au Renewable and Low Carbon Fuel Requirements Regulation de la Colombie-Britannique, mis en place en vue de réduire l’intensité carbonique des carburants utilisés dans la province et, à compter du 1[er] janvier 2024, à la Low Carbon Fuels Act, au Low Carbon Fuels (General) Regulation et au Low Carbon Fuels (Technical) Regulation de la Colombie-Britannique.

Le terme « crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique » désigne les crédits octroyés aux fournisseurs de carburant de la partie 3 de la Colombie-Britannique parce qu’ils i) fournissent un carburant dont l’intensité carbonique est inférieure au seuil prescrit, ou ii) prennent des mesures susceptibles de conduire à une réduction des émissions de gaz à effet de serre grâce à une utilisation de carburants de la partie 3 plus tôt que ce qui aurait été le cas sans l’action concertée, lesquels crédits peuvent être transférés, sous réserve de validation. Les crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique sont des certificats négociables qui peuvent être achetés et vendus sur un marché afin d’aider les sociétés à respecter leurs obligations réglementaires. Ces crédits visent à encourager l’utilisation de carburants propres à faible teneur en carbone et à réduire l’ensemble des émissions de gaz à effet de serre dans le secteur du transport.

Le terme « fournisseurs de carburant de la partie 3 de la Colombie-Britannique » désigne, avant le 1[er] janvier 2024, un « fournisseur de carburant de la partie 3 » (part 3 fuel supplier) aux termes de la norme LCFS de la Colombie-Britannique et, à compter du 1[er] janvier 2024, une personne qui commercialise du carburant en Colombie-Britannique en vertu de la partie 2 de la Low Carbon Fuels Act.

Le terme « crédits d’émission en vertu du RCP » désigne les crédits générés en vertu du Règlement sur les combustibles propres du Canada.

Le terme « marge de raffinage » désigne l’écart de prix global entre le pétrole brut et les produits pétroliers raffinés à partir de celui-ci.

Le terme « rendement de la raffinerie » (exprimé en pourcentage) représente le pourcentage de produits finis produits à partir d’intrants de pétrole brut et de charges d’alimentation renouvelables, ainsi que de produits intermédiaires. Le rendement de la raffinerie est une mesure de la performance importante indiquant les extrants produits par le traitement d’une charge d’alimentation particulière et des produits intermédiaires dans une configuration de raffinerie donnée.

Le terme « débit » représente les volumes d’entrée traités (y compris les volumes de déchargement ou de retraitement) en ce qui concerne les usines de traitement du gaz naturel, le volume estimé de gaz naturel ou de liquide transporté en ce qui concerne les pipelines et le volume d’entrée de LGN traité en ce qui concerne les installations de traitement des LGN.

Le terme « États-Unis » désigne les États-Unis, leurs territoires et possessions, tout État des États-Unis et le District de Columbia.

Les termes « utilisation » ou « taux d’utilisation » désignent le débit d’une installation ou d’une unité divisé par sa capacité nominale.

INFORMATIONS PROSPECTIVES

Le présent rapport de gestion comprend des déclarations prospectives et des informations prospectives (collectivement appelées les « déclarations prospectives » dans les présentes) au sens des lois sur les valeurs mobilières canadiennes applicables. Ces déclarations prospectives se rapportent à des événements ou à des conditions futurs ou à la performance financière future de Tidewater et elles sont basées sur la conjoncture économique future et des plans d’action. Toutes les déclarations autres que les déclarations de faits historiques peuvent être des déclarations prospectives. Ces déclarations prospectives sont souvent, mais pas toujours, repérées par l’utilisation de mots tels que « chercher à », « prévoir », « planifier », « continuer », « estimer », « s’attendre à », « pouvoir », « devoir », « projeter », « prédire », « potentiel », « cibler », « avoir l’intention de », « croire », « donnera vraisemblablement lieu », « devrait », « continuera », « est censé », « estime », « prévoit », « planifie », « projection », « perspectives » et de tout mot ou de toute expression similaire. Ces déclarations comportent des risques connus et inconnus, des hypothèses, des incertitudes et d’autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats ou les événements réels diffèrent de façon significative de ceux qui avaient été prévus dans les déclarations prospectives. La Société est d’avis que les attentes décrites dans les déclarations prospectives sont raisonnables, mais il n’existe aucune certitude que ces attentes s’avéreront exactes; par conséquent, les lecteurs ne devraient pas se fier indûment aux déclarations prospectives comprises dans le présent rapport de gestion.

Plus précisément, le présent rapport de gestion comporte certaines déclarations prospectives concernant les facteurs suivants, sans toutefois s’y limiter :

Les attentes en ce qui concerne l’échéancier et l’incidence de la plainte et de l’enquête, notamment l’imposition de droits sur les importations de diesel renouvelable en provenance des États-Unis.
Les achats de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique aux termes de l’entente visant l’achat de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique.
La réception de la tranche restante du produit total de la vente de la participation de Tidewater Renewables dans RNG LP.

L’incidence attendue des modifications sur les marchés des crédits d’émission et l’ensemble du secteur des biocarburants canadien.
La vente du réseau de galeries du BRC, y compris la réception de la tranche restante du produit total de la vente, le moment prévu de la clôture et l’utilisation du produit de la vente.
L’incidence des modifications apportées à la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour et à la facilité de crédit de premier rang et à la facilité de crédit de second rang de Tidewater Renewables sur la souplesse financière de la Société et de Tidewater Renewables.
Les attentes à l’égard des occasions futures concernant le traitement du gaz naturel.
Les défis avec lesquels la Société doit composer en raison de la conjoncture défavorable liée aux crédits d’émission et les pressions à court terme sur le prix du gaz naturel AECO, et l’interruption de la production par les producteurs.
La mise en valeur en cours du projet de SAF, y compris la production prévue de SAF, la réception de crédits d’émission pour l’investissement, la négociation d’accords d’enlèvement et le moment attendu d’une décision finale d’investissement à cet égard.
Les discussions en cours avec le gouvernement du Canada et le gouvernement de la Colombie-Britannique en ce qui a trait aux marchés des crédits d’émission et à la réglementation du secteur des carburants renouvelables de façon plus générale.
Le point de vue de Tidewater sur le marché des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique.
Le point de vue de Tidewater sur le marché du diesel renouvelable.
Les démarches de la Société pour assurer l’équité de la concurrence dans le secteur du diesel renouvelable.
L’évaluation par la Société d’options stratégiques, dans le cas où les conditions du marché des crédits d’émission ne s’améliorent pas.
Les efforts de Tidewater Renewables pour optimiser son portefeuille d’actifs, accroître ses liquidités et renforcer son bilan.
Les efforts de commercialisation des produits de la Société.
La stratégie d’affaires et les initiatives opérationnelles de Tidewater.
Le cycle des travaux de révision à la PGR et la prochaine interruption prévue.
Les attentes en matière de produits pour les volumes d’essence et de diesel vendus à la PGR en vertu des nouveaux accords d’enlèvement par rapport à l’accord d’enlèvement.
L’offre et la demande au chapitre des produits et des services.
L’incidence de la vente de volumes additionnels d’essence et de diesel sur les marchés au comptant de l’essence et du diesel et sur les marchés régionaux autres que l’Ouest canadien.
La proportion du volume des charges d’alimentation qui est couverte au complexe DRHR.
Le débit prévu et l’utilisation, y compris les causes de leur variation.
Les exigences relatives au respect de cibles de réduction de l’intensité carbonique de plus en plus sévères conformément aux règlements mis en place par les différents ordres de gouvernement au Canada et aux États-Unis et l’incidence des crédits d’émission sur les activités des parties assujetties et les conditions du marché.
Les attentes relatives aux prix du gaz naturel.
Les attentes concernant les activités des producteurs.
La reprise des activités à l’usine de traitement du gaz de Ram River.
Les attentes quant au programme d’investissements de la Société pour 2025.
Les attentes de Tidewater quant au bénéfice imposable.
Les besoins principaux de Tidewater au chapitre de la situation de trésorerie et des sources de financement.

Les attentes à l’égard du caractère suffisant des flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation, des liquidités disponibles en vertu des facilités de crédit de premier rang, du produit de la vente de crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique et d’autres sources de financement pour satisfaire aux obligations et aux engagements financiers de la Société, et pour financer les dépenses d’investissement prévues.
Les pressions éventuelles exercées sur les liquidités de la Société et le respect des clauses restrictives financières de ses facilités de crédit de premier rang.
La capacité de Tidewater Midstream et/ou de Tidewater Renewables d’obtenir du financement à des conditions acceptables, le cas échéant.
Les modalités de tout financement futur.
Les causes des variations des dépenses réelles de la Société.
Les remboursements sur la facilité à terme en vertu de la cinquième entente de crédit modifiée et mise à jour.
Les exigences pour la Société de respecter certaines clauses restrictives financières.
La variation de la juste valeur des contrats dérivés.
La variation des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation en raison des variations des stocks, des prix des marchandises et de la demande saisonnière.
La variation des besoins en fonds de roulement en raison des fluctuations des prix des marchandises et de la demande.
Le recours par la Société à des stratégies et à des politiques de gestion des risques, y compris l’évaluation du risque de contrepartie.
La capacité de la Société à limiter son risque de crédit en entretenant des relations d’affaires avec des marchés à terme réputés ou avec des institutions financières qui bénéficient de notations de première qualité, ainsi qu’en maintenant des politiques de crédit qui réduisent au minimum le risque de contrepartie global.
Le recours aux contrats dérivés financiers par la Société pour gérer les risques liés aux prix des marchandises et à la production d’électricité, ainsi que le risque de taux d’intérêt et le risque de change.
Le recours par la Société aux lettres de crédit.

Bien que les déclarations prospectives contenues dans le présent rapport de gestion soient fondées sur des hypothèses que la direction de la Société juge raisonnables, la Société ne peut garantir aux investisseurs que les résultats réels seront conformes à ces déclarations prospectives. En ce qui a trait aux déclarations prospectives contenues dans le présent rapport de gestion, la Société a formulé des hypothèses concernant les éléments suivants, sans s’y limiter :

La capacité de Tidewater à mettre en œuvre son plan d’affaires.
L’incidence des activités d’exploitation de Tidewater Renewables sur Tidewater Midstream.
La réception en temps opportun de toutes les approbations gouvernementales et réglementaires demandées par la Société.
La capacité de la Société et de Tidewater Renewables de refinancer les facilités de crédit existantes à leur échéance ou à obtenir du financement additionnel à des conditions satisfaisantes.
Le marché des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique, y compris le fait que ce marché s’améliorera et le moment auquel il s’améliorera.
Les tendances générales concernant l’économie et le secteur.
Les prix futurs des marchandises, notamment du gaz naturel, du pétrole brut, des LGN et de l’énergie renouvelable.
L’incidence des prix des marchandises et de la demande sur les besoins en fonds de roulement de la Société.

Le soutien continu du gouvernement relativement aux initiatives politiques existantes.
Les marges de traitement et de commercialisation.
L’incidence des saisons et des perturbations climatiques.
Les dépenses d’investissement futures devant être engagées par la Société.
Les taux de change et les taux d’intérêt ainsi que les attentes concernant l’inflation.
L’absence d’événements imprévus empêchant l’exécution des contrats.
La disponibilité du matériel et du personnel requis pour que Tidewater puisse mettre en œuvre son plan d’affaires.
Le montant des passifs futurs liés à des poursuites judiciaires et à des incidents environnementaux et la disponibilité de couvertures aux termes des polices d’assurance de la Société.
Le fait que les demandes de volumes à l’égard de la PGR et du complexe DRHR soient conformes aux prévisions.
La négociation et l’exécution fructueuses d’ententes avec des contreparties.
Les activités d’exploration et de mise en valeur du secteur pétrolier et gazier dans la région où se dérouleront ces activités.
La capacité de la Société de recruter et de maintenir en poste du personnel qualifié et d’obtenir de l’équipement en temps opportun et de façon efficace sur le plan des coûts.
Le montant des coûts d’exploitation qui doivent être engagés.
Le fait qu’aucun coût imprévu lié aux installations ne sera irrécouvrable auprès des clients.
Le fait que les flux de trésorerie distribuables et les flux de trésorerie nets provenant des activités d’exploitation soient conformes aux attentes.
La disponibilité de capitaux afin de financer les activités et les besoins futurs en capitaux relativement aux actifs et aux projets existants.
La capacité de Tidewater à commercialiser ses produits avec succès.
L’intégration réussie des acquisitions et des projets dans les activités existantes de la Société.
Les niveaux d’endettement futurs de la Société et sa capacité à rembourser sa dette lorsqu’elle arrive à échéance.
Les autres hypothèses présentées dans la notice annuelle la plus récente de la Société, qui peut être consultée sous le profil de la Société sur le site de SEDAR+, à l’adresse www.sedarplus.ca.

Les résultats réels de la Société pourraient différer de façon significative de ceux prévus dans les déclarations prospectives, en raison de nombreux risques connus et inconnus et incertitudes, ainsi que d’autres facteurs, y compris les suivants, sans s’y limiter :

Les variations de la demande de produits raffinés et de produits renouvelables.
Le caractère général de la conjoncture économique et commerciale ainsi que de la situation politique et de la situation sur le marché, y compris les fluctuations des taux d’intérêt et des taux de change, la volatilité des marchés boursiers, la volatilité du marché des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique, les tendances relatives à l’offre et la demande, les hostilités armées, les actes de guerre, le terrorisme, les cyberattaques, les perturbations commerciales, les faits nouveaux en matière de diplomatie et les pressions inflationnistes.
L’insuffisance éventuelle des sources de liquidités pour Tidewater Renewables et la Société.
La capacité de Tidewater Renewables à poursuivre son exploitation.
Les activités des producteurs et des clients et les niveaux généraux d’activités dans le secteur.
L’incapacité à négocier et à conclure les ententes commerciales requises.
L’incapacité éventuelle de refinancer ses dettes existantes.

L’inexécution des ententes conformément à leurs modalités.
L’incapacité à conclure les ententes officielles avec les contreparties après la signature des lettres d’intention ou ententes semblables annoncées par Tidewater.
L’imposition de tarifs douaniers et l’incidence connexe sur les activités des producteurs et sur l’offre et la demande des produits de Tidewater.
Les conflits en Ukraine et au Moyen-Orient et leurs répercussions sur les chaînes d’approvisionnement et l’économie mondiale.
Les risques d’épidémies, de pandémies, de situations d’urgence en santé publique, de mises en quarantaine et d’autres éclosions semblables, y compris la COVID-19, qui pourraient avoir une incidence défavorable significative persistante sur la situation financière, les résultats d’exploitation et/ou les flux de trésorerie de la Société.
Les modifications apportées aux lois et aux règlements environnementaux et autres ou l’interprétation de ces lois ou règlements.
Le coût de la conformité aux régimes de réglementation applicables, y compris, sans s’y limiter, les lois et règlements environnementaux, dont les émissions de gaz à effet de serre.
Les obligations de consultation des Autochtones et des propriétaires fonciers.
Les initiatives ou les politiques relatives aux changements climatiques ou une réglementation en matière d’environnement accrue.
La réception des approbations et des consentements de tiers et de gouvernements en matière de réglementation et d’environnement relativement aux projets d’investissement de Tidewater, conformément aux modalités requises et en temps opportun.
La résolution d’une procédure judiciaire donnée qui pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats d’exploitation et la performance financière de la Société.
La concurrence, entre autres, pour les affaires, les capitaux, les occasions d’acquisition, les demandes de propositions, les matériaux, l’équipement, la main-d’œuvre et le personnel qualifié.
La capacité d’obtenir les terres et l’eau, y compris l’obtention et le maintien de droits d’accès aux terres.
Les questions d’ordre opérationnel, notamment les dangers éventuels liés aux activités de la Société et l’efficacité des programmes en matière de santé, de sécurité, d’environnement et d’intégrité.
Les mesures prises par les autorités gouvernementales, y compris les modifications apportées aux règlements, aux tarifs et aux impôts.
L’évolution des coûts d’exploitation et des dépenses d’investissement, y compris les fluctuations des coûts d’entrée.
Les risques juridiques et les risques et dangers liés à l’environnement, y compris les risques inhérents au transport des LGN et au raffinage du pétrole brut léger, lesquels pourraient entraîner des obligations pour la Société qui excèdent la couverture d’assurance de la Société, le cas échéant.
Les mesures prises par les coentrepreneurs ou autres partenaires qui détiennent des participations dans certains des actifs de la Société.
La dépendance envers les relations et les ententes clés.
La perte de clients importants.
Les facteurs variables en matière de construction et d’ingénierie qui sont liés aux projets d’investissement, notamment la disponibilité des entrepreneurs, les services d’ingénierie et de construction, l’exactitude des estimations et des échéanciers et l’exécution des travaux par les entrepreneurs.
La disponibilité de capitaux à des conditions acceptables.
Les modifications apportées à la solvabilité des contreparties.
Les revendications défavorables relatives aux propriétés ou aux actifs de la Société.
Les risques et les obligations liés au transport de matières dangereuses et aux déraillements.

L’incidence des conditions météorologiques (comme les phénomènes météorologiques violents ou les catastrophes, y compris, sans s’y limiter, les incendies, les inondations, la foudre, les tremblements de terre, les vagues de froid extrêmes, les tempêtes ou les explosions).
Les risques d’atteinte à la réputation.
La dépendance de la Société envers le personnel clé.
Les risques liés à la technologie et à la sécurité, y compris la cybersécurité.
Les pertes potentielles découlant de toutes les interruptions de la production, y compris des arrêts de travail ou d’autres problèmes relatifs à la main-d’œuvre, ou de perturbations touchant le réseau de transport dont dépend la Société.
Les problèmes techniques et les problèmes liés au traitement, y compris la disponibilité de l’équipement et l’accès aux propriétés.
Les changements dans la composition du gaz.
Le fait de ne pas obtenir les avantages prévus des acquisitions, des cessions ou des projets d’investissement.

Les listes ci-dessus ne sont pas exhaustives. Des informations supplémentaires concernant ces facteurs et d’autres facteurs susceptibles de se répercuter sur les activités ou les résultats financiers de la Société sont présentées dans la plus récente notice annuelle de la Société et dans les autres documents déposés auprès des Autorités canadiennes en valeurs mobilières. En outre, en tant qu’actionnaire majoritaire de Tidewater Renewables, la Société doit composer avec certains risques, y compris, sans s’y limiter, le risque de liquidité, le risque sur marchandises (par exemple, en ce qui concerne les marchés des crédits en vertu de la norme LCFS de la Colombie-Britannique, des crédits d’émission en vertu du RCP et des autres crédits carbone, les rabais, les crédits d’impôt, les subventions et les autres mesures incitatives), le risque sur actions, le risque de crédit et les risques liés aux modifications apportées aux règlements environnementaux, aux conditions économiques, politiques ou du marché et au contexte réglementaire.

La direction de la Société a inclus le résumé ci-dessus des hypothèses et risques relatifs aux déclarations prospectives présentées dans le présent rapport de gestion afin de fournir aux porteurs d’actions ordinaires de la Société un portrait plus complet des activités actuelles et futures de la Société; cette information peut ne pas être appropriée à d’autres fins.

La performance ou les réalisations réelles de la Société pourraient différer de façon significative de celles qui sont énoncées ou sous-entendues dans ces déclarations prospectives et, par conséquent, rien ne garantit que les événements prévus dans ces déclarations prospectives se produiront ni, le cas échéant, quels avantages la Société en tirera. Les lecteurs sont donc avisés que la liste des facteurs importants qui précède n’est pas exhaustive et qu’ils ne devraient pas se fier indûment aux déclarations prospectives figurant dans le présent rapport de gestion. Tidewater ne s’engage nullement à mettre à jour publiquement ni à réviser les déclarations prospectives, quelles qu’elles soient, incluses dans le présent document, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d’événements futurs ou d’autres circonstances, à l’exception de ce qui est requis par les lois sur les valeurs mobilières applicables. Les déclarations prospectives qui figurent dans ce rapport de gestion sont expressément visées par la présente mise en garde. De plus amples renseignements sur les facteurs ayant une incidence sur les déclarations prospectives et sur les hypothèses et analyses de la direction sont fournis dans les documents déposés par la Société auprès des commissions provinciales des valeurs mobilières du Canada, qui sont disponibles dans SEDAR+ , à l’adresse www.sedarplus.ca.

Les perspectives financières contenues dans le présent rapport de gestion au sujet du programme d’investissements de la Société sont fondées sur des hypothèses à l’égard d’événements futurs, notamment la conjoncture économique et les plans d’action proposés, en fonction de l’évaluation par la direction de l’information pertinente disponible à ce moment-là. De plus, les perspectives financières contenues dans le présent rapport de gestion sont assujetties aux facteurs de risque décrits ci-dessus en ce qui a trait aux informations prospectives en général, ainsi qu’à toute autre hypothèse et tout autre facteur de risque particulier lié aux perspectives financières figurant dans le présent rapport de gestion. Par conséquent, le lecteur est prié de noter que les perspectives financières contenues dans le présent rapport de gestion ne doivent servir qu’aux fins auxquelles elles sont présentées. Les perspectives financières contenues dans le présent rapport de gestion ont été approuvées par la direction à la date à laquelle elles ont été annoncées, et elles sont présentées en vue de fournir des renseignements additionnels au sujet des attentes actuelles de Tidewater et de ses plans pour l’avenir.

AI assistant

Tidewater Midstream and Infrastructure Ltd. — Management Reports 2025

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Rapport de gestion

RAPPORT DE GESTION

APERÇU DES ACTIVITÉS

FAITS SAILLANTS

Quatrième trimestre

Exercice complet 2024

Événements postérieurs à la date de clôture

FAITS SAILLANTS FINANCIERS CONSOLIDÉS ET DÉCONSOLIDÉS

MISE À JOUR CONCERNANT LA SOCIÉTÉ ET PERSPECTIVES

Transaction entre Tidewater Midstream et Tidewater Renewables

Refinancement et prorogation des facilités de crédit

Tidewater Midstream

Tidewater Renewables

Participation aux discussions liées à la réglementation

Mesures commerciales

Raffinerie située à Prince George

Débit quotidien (b/j) et rendement de la raffinerie (en %)

Complexe DRHR

Débit quotidien (b/j)

Complexe et installation de fractionnement Brazeau River

Usine de traitement du gaz de Ram River

PROGRAMME DE DÉPENSES D’INVESTISSEMENT

RÉSULTATS D’EXPLOITATION

Aperçu des résultats

Produits

Charges d’exploitation

Frais généraux et administratifs

Rémunération fondée sur des actions

Amortissement

Charges financières et autres

Perte (profit) réalisé sur les contrats dérivés

(Profit) perte latent sur les contrats dérivés

Profit réalisé sur les titres négociables

Charge pour (reprise de) perte de valeur

Perte (profit) à la vente d’actifs

(Bénéfice) perte lié aux placements mis en équivalence

Coûts de transaction

Économie d’impôt différé

Perte nette attribuable aux actionnaires

Dépenses d’investissement

Investissements de croissance

Investissements de maintien

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES ANNUELLES

SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Sources de liquidités

Tidewater Midstream

Tidewater Renewables

Clauses restrictives financières

Notation

Sommaire des flux de trésorerie

Flux de trésorerie nets provenant des (affectés aux) activités d’exploitation

Flux de trésorerie nets affectés aux activités de financement

Flux de trésorerie nets provenant des activités d’investissement

OBLIGATIONS ET ENGAGEMENTS CONTRACTUELS

TITRES DE CAPITAUX PROPRES EN CIRCULATION

TRANSACTIONS ENTRE PARTIES LIÉES

INSTRUMENTS FINANCIERS

FACTEURS DE RISQUE

JUGEMENTS ET ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

ADOPTION DE NOUVELLES NORMES

FUTURES PRISES DE POSITION FAISANT AUTORITÉ EN COMPTABILITÉ

ENVIRONNEMENT DE CONTRÔLE

Contrôles et procédures de communication de l’information

Contrôle interne à l’égard de l’information financière

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Mesures financières non conformes aux PCGR

BAIIA ajusté consolidé et déconsolidé

Ratios financiers non conformes aux PCGR

Flux de trésorerie distribuables et flux de trésorerie distribuables déconsolidés par action

Mesures de gestion du capital

Dette nette consolidée et déconsolidée

Mesures financières supplémentaires

DÉFINITIONS LIÉES À L’EXPLOITATION

INFORMATIONS PROSPECTIVES

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