2015 - valener · 2019-10-10 · 2015 30 septembre 2014 actif total 7 218,0 6 144,2 dette totale 3...

FAITS SAILLANTS (non audité)

VALENER INC. Exercices clos les 30 septembre

(en millions de dollars, sauf pour les données par action qui sont en dollars et sauf lorsque indiqué autrement) 2015 2014

RÉSULTATS ET FLUX DE TRÉSORERIE

Bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires ordinaires (1) 45,3 36,7

Bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires ordinaires par action ordinaire (1) 1,19 0,97

Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 42,8 36,7

Bénéfice net de base et dilué par action ordinaire 1,12 0,97

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 62,9 43,1

Liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire (1) (2) 1,53 1,02

Dividendes déclarés par action ordinaire 1,03 1,00

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires de base et dilué en circulation (en millions) 38,2 37,9

AUTRES INFORMATIONS

Cotes des actions ordinaires à la TSX : Haut 17,84 $ 16,15 $

Bas 15,00 $ 15,17 $

À la clôture 16,65 $ 15,72 $

BILANS CONSOLIDÉS

30 septembre

2015 30 septembre

2014

Actif total 917,7 815,7

Dette totale 121,0 66,8

Avoir des actionnaires 753,7 713,5

SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO Exercices clos les 30 septembre

(en millions de dollars, sauf pour les données par part qui sont en dollars et sauf lorsque indiqué autrement) 2015 2014

RÉSULTATS ET FLUX DE TRÉSORERIE

Revenus 2 720,6 2 536,7

Marge bénéficiaire brute 1 078,0 1 014,1

Bénéfice net attribuable aux associés 184,4 174,7

Bénéfice net attribuable aux associés, excluant les éléments non récurrents (3) 192,4 174,7

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 738,0 605,0

Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements 398,5 451,5

Bénéfice net de base et dilué par part attribuable aux associés 1,19 1,15

Distributions déclarées par part aux associés 1,12 1,12

Nombre moyen pondéré de parts en circulation (en millions) 155,3 151,8

AUTRES INFORMATIONS

Notations de crédit Obligations de première hypothèque (S&P/DBRS) (4) A+/A A+/A

Papier commercial (S&P/DBRS) (4)

A-1(moyen)/ R-1(bas)

A-1(moyen)/ R-1(bas)

BILANS CONSOLIDÉS

30 septembre

2015 30 septembre

2014

Actif total 7 218,0 6 144,2

Dette totale 3 593,3 3 167,8

Avoir des associés attribuable aux associés 1 800,5 1 441,6

Avoir des associés par part attribuable aux associés 11,59 9,50 (1) Cette mesure est une mesure non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures financières non

conformes aux PCGR du Canada à la section A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES. (2) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation moins les dividendes cumulatifs aux actionnaires privilégiés, par action ordinaire. (3) Cette mesure est une mesure non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures financières non

conformes aux PCGR du Canada et autre mesure financière conforme aux PCGR du Canada à la section L) APERÇU DE LA SOCIÉTÉ ET AUTRES. (4) Par l’entremise de son commandité, GMi.

TABLE DES MATIÈRES

RAPPORT DE GESTION

VALENER INC. ET SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

Mise en garde relativement aux déclarations prospectives ............................................................................................................................... 2

Contrôles et procédures de communication de l’information et contrôle interne à l’égard de l’information financière ........................................ 3

Parcs éoliens au Québec ................................................................................................................................................................................. 4

Glossaire ....................................................................................................................................................................................................... 89

VALENER INC. SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

A) Aperçu de la Compagnie et autres ............................................... 6 L) Aperçu de la Société et autres ................................................... 21

B) Sommaire de la performance financière annuelle consolidée....... 8 M) Contexte du marché de l’énergie et de Gaz Métro ..................... 27

C) Situation financière consolidée .................................................. 10 N) Sommaire de la performance financière annuelle consolidée .... 31

D) Gestion de la trésorerie et des capitaux ..................................... 11 O) Résultats sectoriels ................................................................... 35

E) Facteurs de risque de Valener ................................................... 14 P) Situation financière consolidée .................................................. 58

F) Récents changements de normes et de méthodes comptables . 17 Q) Gestion de la trésorerie et des capitaux ..................................... 59

G) Instruments financiers ................................................................ 17 R) Facteurs de risque de Gaz Métro .............................................. 66

H) Estimations comptables critiques ............................................... 18 S) Récents changements de normes et de méthodes comptables . 77

I) Informations supplémentaires .................................................... 18 T) Instruments financiers ............................................................... 81

J) Résultats trimestriels ................................................................. 19 U) Estimations comptables critiques ............................................... 84

K) Événements postérieurs à la date du bilan ................................ 20 V) Informations supplémentaires .................................................... 86

W) Résultats trimestriels ................................................................. 87

X) Événement postérieur à la date du bilan .................................... 88

RAPPORT DE GESTION

1

VALENER INC. ET SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

Valener est constituée en vertu de la Loi canadienne sur les sociétés par actions (LCSA). Les actions ordinaires et les actions privilégiées de série A de Valener sont inscrites et se négocient à la TSX sous les symboles « VNR » et « VNR.PR.A » respectivement. Valener détient une participation de 29 % dans Gaz Métro, dont les activités principales sont la distribution de gaz naturel au Québec et au Vermont et la distribution d’électricité au Vermont. La Compagnie détient aussi des participations indirectes dans Parcs 2 et 3 et Parc 4, dont les activités principales sont de détenir et exploiter des parcs éoliens.

Le diagramme suivant illustre la structure corporative de Valener et de Gaz Métro au 30 septembre 2015.

Les états financiers de Valener Éole et de Valener Éole 4 sont consolidés dans les états financiers de Valener. La Compagnie comptabilise ses autres placements à la valeur de consolidation et ne consolide donc pas les résultats de Gaz Métro, de Beaupré Éole et de Beaupré Éole 4. Dans le but de permettre aux actionnaires de la Compagnie de comprendre les résultats de ses activités, le rapport annuel de Valener inclut les états financiers consolidés audités de Valener et ceux de Gaz Métro. Ce rapport de gestion fournit une revue des développements qui ont eu des impacts significatifs sur la performance financière de la Compagnie et de Gaz Métro pour l’exercice financier clos le 30 septembre 2015. Ce rapport de gestion doit être lu conjointement avec les états financiers consolidés audités de Valener et de Gaz Métro pour les exercices financiers clos les 30 septembre 2015 et 2014. Ces états financiers consolidés audités ont été préparés en conformité avec les PCGR du Canada et la monnaie de présentation est le dollar canadien. Tous les montants dans ce rapport sont en millions de dollars canadiens, sauf lorsque indiqué autrement. Il est possible que des écarts subsistent puisque des chiffres ont été arrondis. Les termes « Gaz Métro » ou la « Société » sont employés au sens consolidé alors que « Gaz Métro-daQ » réfère à l’activité de distribution de gaz naturel au Québec de Gaz Métro.

RAPPORT DE GESTION

2

MISE EN GARDE RELATIVEMENT AUX DÉCLARATIONS PROSPECTIVES

Afin de permettre aux investisseurs de mieux comprendre les perspectives d’avenir de la Compagnie et de Gaz Métro et d’ainsi prendre des décisions de placement plus éclairées, le présent rapport de gestion peut contenir des informations prospectives, notamment celles qui se rapportent à des mesures, à des activités, à des événements, à des résultats ou à des faits nouveaux que la Compagnie ou Gaz Métro prévoient ou auxquels elles s’attendent à l’avenir et d’autres informations qui ne constituent pas des faits historiques. Ces informations prospectives tiennent compte des intentions, des projets, des attentes et des opinions de la direction du gestionnaire concernant la croissance, les résultats d’exploitation, le rendement, les perspectives et les occasions d’affaires futures de la Compagnie ou de Gaz Métro. Les informations prospectives se remarquent souvent par l’utilisation de mots comme « projette », « s’attend », « attendu », « budgétisé », « prévu », « estimé », « visé », « ciblé », « prévoit », « a l’intention », « anticipe », « croit » ou par des énoncés selon lesquels certaines mesures « pourraient » ou « devraient » être prises ou « seront » prises, certains événements « pourraient » ou « devraient » avoir lieu ou « auront » lieu, certains résultats « pourraient », « sont susceptibles de » ou « devraient » être atteints ou « seront » atteints et autres variantes et expressions similaires, de même que les formes négatives et les conjugaisons de ceux-ci, lorsqu’il est question de la Compagnie ou de Gaz Métro. Les informations prospectives du présent rapport de gestion incluent notamment des informations relatives (i) au développement général des affaires incluant, sans limitation, le développement, dont la production et la commercialisation du GNL et du GNC, notamment dans le marché du transport (ii) aux perspectives de croissance ou de rentabilité, (iii) à certaines décisions des organismes de réglementation, notamment celles de la Régie, ainsi que leur teneur et le moment où elles seront rendues, (iv) à la situation concurrentielle, incluant l’effet de la chute des prix des produits pétroliers observée à l’échelle mondiale, (v) aux versements des distributions anticipées de Parcs 2 et 3 et de Parc 4, (vi) à l’éventuelle distribution de biométhane par l’entremise du réseau de Gaz Métro-daQ, (vii) aux conséquences du changement de référentiel comptable, (viii) à la situation relative aux liquidités et à la capacité de financement de la Compagnie et de Gaz Métro, (ix) à l’intégration des activités de CVPS à celles de GMP à la suite de leur fusion ainsi qu’aux synergies éventuelles en résultant, (x) aux projets de développement de réseau de VGS, (xi) ainsi qu’aux versements des distributions anticipées de Gaz Métro et à la croissance et aux versements des dividendes anticipés de Valener. Ces informations prospectives tiennent compte des opinions actuelles de la direction du gestionnaire et sont fondées sur des renseignements qui sont actuellement à la disposition de la direction du gestionnaire.

Les informations prospectives mettent en cause des risques et des incertitudes connus et inconnus ainsi que d’autres facteurs indépendants de la volonté de la direction du gestionnaire. Un certain nombre de facteurs pourraient faire en sorte que les résultats réels de la Compagnie ou de Gaz Métro diffèrent de façon importante des résultats historiques ou des attentes actuelles telles qu’elles sont exprimées dans les informations prospectives, notamment, sans limiter la généralité de ce qui précède, la teneur des décisions rendues par les organismes de réglementation, les incertitudes liées à l’obtention par Gaz Métro des approbations des organismes de réglementation et des parties intéressées pour exercer l’ensemble de ses activités et les risques socio-économiques associés à de telles activités, le caractère concurrentiel du gaz naturel par rapport à d’autres sources d’énergie dans un contexte de chute des prix des produits pétroliers observée à l’échelle mondiale, la fiabilité ou les coûts des approvisionnements en gaz naturel et en électricité, l’intégrité des systèmes de distribution de gaz naturel et d’électricité, l’évolution et la rentabilité de Parcs 2 et 3 et de Parc 4 et d’autres projets de développement, la capacité de Valener de générer suffisamment de liquidités pour soutenir la cible de croissance annuelle anticipée de son dividende ayant trait aux actions ordinaires, la capacité de réaliser des acquisitions attrayantes y compris leur financement et intégration, la capacité de réaliser de nouveaux projets de développement, la capacité d’obtenir du financement dans le futur, la conjoncture économique générale, les fluctuations des taux de change et des taux d’intérêt, les conditions climatiques et d’autres facteurs décrits à la section E) FACTEURS DE RISQUE DE VALENER et à la section R) FACTEURS DE RISQUE DE GAZ MÉTRO du présent rapport de gestion et dans les rapports de gestion trimestriels subséquents qui pourraient traiter de l’évolution de ces facteurs de risque. Bien que les informations prospectives figurant aux présentes soient fondées sur ce que la direction du gestionnaire juge être des hypothèses raisonnables, la direction du gestionnaire ne peut garantir aux investisseurs que les résultats réels seront conformes à ces informations prospectives. Les hypothèses sous-jacentes aux informations prospectives figurant dans le présent rapport de gestion incluent notamment des hypothèses selon lesquelles aucun changement imprévu du cadre législatif et réglementaire du contexte d’exploitation des marchés de l’énergie au Québec et dans les États de la Nouvelle-Angleterre n’aura lieu, les demandes déposées auprès des divers organismes de réglementation seront approuvées telles que soumises, les prix du gaz naturel demeureront compétitifs, l’approvisionnement en gaz naturel et en électricité sera maintenu ou sera disponible à des coûts compétitifs, aucun événement important survenu autrement que dans le cours normal des activités, tel qu’un désastre naturel ou un autre sinistre, ou une menace à la cybersécurité (ou cyberattaque), n’aura lieu, Gaz Métro pourra continuer de distribuer la quasi-totalité de son bénéfice net (excluant les éléments non récurrents), Parcs 2 et 3 et Parc 4 pourront procéder à des versements de distributions à leurs associés, Valener pourra générer suffisamment de liquidités pour soutenir la cible de croissance annuelle anticipée du dividende ayant trait à ses actions ordinaires, GMP aura la capacité de continuer d’intégrer rapidement et efficacement les activités de CVPS, les besoins de liquidités pour les projets de développement de Gaz Métro seront pourvus grâce à une combinaison de flux de trésorerie d’exploitation, d’emprunts sur les facilités de crédit, d’injections de capitaux par les associés et d’émissions de titres de créance et les filiales pourront obtenir les autorisations requises et les fonds nécessaires au financement de leurs projets de développement, ainsi que d’autres hypothèses décrites dans le présent rapport de gestion. Ces informations prospectives sont présentées à la date du présent rapport de gestion et la direction du gestionnaire n’a pas l’obligation de les mettre à jour ni de les réviser afin de tenir compte de faits nouveaux ou de circonstances nouvelles sauf si les lois sur les valeurs mobilières applicables l’y obligent. Ces informations ne tiennent pas compte des incidences que pourraient avoir un élément inhabituel, un regroupement d’entreprises ou une autre transaction pouvant être annoncés ou pouvant survenir après la date des présentes. Toutes les déclarations prospectives du rapport de gestion sont visées par la présente mise en garde. Les lecteurs sont priés de ne pas se fier indûment à ces informations prospectives.

RAPPORT DE GESTION

3

CONTRÔLES ET PROCÉDURES DE COMMUNICATION DE L’INFORMATION ET CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD DE L’INFORMATION FINANCIÈRE

La présidente et chef de la direction et le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener, ont la responsabilité d’établir et de maintenir les contrôles et procédures de communication de l’information. Les contrôles et procédures de communication de l’information de la Compagnie sont conçus de manière à fournir l’assurance raisonnable que l’information que la Compagnie est tenue de présenter est enregistrée, traitée, condensée et présentée dans les délais prescrits par les lois sur les valeurs mobilières des provinces et territoires du Canada et que des contrôles et procédures sont élaborés pour s’assurer que cette information est rassemblée et communiquée à la direction du gestionnaire, y compris la présidente et chef de la direction ainsi que le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener, de manière à permettre la prise de décisions au moment opportun à l’égard de l’information à communiquer. À la lumière de l’évaluation effectuée par la direction du gestionnaire, au sens du Règlement 52-109 sur l’attestation de l’information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs, celle-ci a conclu qu’à la fin de l’exercice financier terminé le 30 septembre 2015, les contrôles et procédures de communication de l’information sont adéquatement conçus, fonctionnent efficacement et assurent l’intégralité et la fiabilité de l’information financière à fournir.

La présidente et chef de la direction et le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener, ont également la responsabilité d’établir et de maintenir

un contrôle interne adéquat à l'égard de l'information financière afin de fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers consolidés ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux PCGR du Canada. La présidente et chef de la direction et le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener, ont supervisé l’évaluation de la conception et de l’efficacité des contrôles internes à l’égard de l’information financière de la Compagnie en utilisant les critères du cadre intégré de contrôle interne émis par le Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission « COSO » (2013 COSO Framework). En se fondant sur cette évaluation, ils ont conclu que le contrôle interne de la

Compagnie à l’égard de l’information financière est adéquatement conçu et fonctionne efficacement au 30 septembre 2015.

La présidente et chef de la direction et le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener, ont aussi évalué si la Compagnie avait apporté, au cours de l’exercice terminé le 30 septembre 2015, des modifications au contrôle interne à l'égard de l'information financière qui auraient eu une incidence importante ou qui auraient raisonnablement été susceptibles d'avoir une incidence importante sur son contrôle interne à l'égard de l'information financière. Aucune modification de cette nature n’a été identifiée à la suite de cette évaluation.

RAPPORT DE GESTION

4

PARCS ÉOLIENS AU QUÉBEC

L’énergie éolienne est une des sources d’énergie les plus propres puisqu’elle ne produit aucune émission atmosphérique. Pour ses qualités, elle est recherchée et est par ailleurs complémentaire à l’hydroélectricité puisqu’il s’agit d’une énergie d’appoint qui génère souvent le plus fort de son potentiel pendant les périodes de grands froids et de grands vents.

Valorisant les énergies qui réduisent les empreintes environnementales, tout en encourageant le développement économique des régions, Valener et Gaz Métro ont décidé d’investir dans la production d’énergie éolienne par l’entremise des parcs éoliens, soit les parcs éoliens 2 et 3 et le parc éolien 4.

PARCS ÉOLIENS SITUÉS SUR LES TERRES PRIVÉES DE LA SEIGNEURIE DE BEAUPRÉ NOTRE PARTENAIRE : BORALEX

PARCS 2 ET 3

DATES DE MISE EN SERVICE COMMERCIALE : o PARC 2 : NOVEMBRE 2013 o PARC 3 : DÉCEMBRE 2013

INVESTISSEMENT TOTAL D’ENVIRON 750 M$ (INCLUANT

LES FRAIS DE FINANCEMENT)

PARC 4

DATE DE MISE EN SERVICE COMMERCIALE : DÉCEMBRE 2014

INVESTISSEMENT TOTAL D’ENVIRON 190 M$ (INCLUANT

LES FRAIS DE FINANCEMENT)

Le tableau ci-dessous présente un aperçu de la performance des parcs éoliens au cours des exercices 2015 et 2014, sans égard aux pourcentages de détention des partenaires.

Pour les exercices clos les

30 septembre

2015 2014 Variation

PARCS 2 ET 3

Production réelle (MWh) 903 431 645 143 258 288

Prix moyen ($/MWh) (2) 108,73 108,01 0,72

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (en millions $) 60,0 112,1 (1) (52,1)

Facteur d’utilisation (%) (3) 37,9 32,9 5,0

PARC 4

Production réelle (MWh) 180 214 - 180 214

Prix moyen ($/MWh) (2) 102,34 - 102,34

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (en millions $) 5,4 0,2 5,2

Facteur d’utilisation (%) (3) 36,3 - 36,3

(1) Inclut un remboursement de 38,3 millions $ lié à un montant de taxes à recevoir encouru principalement au cours de l’exercice 2013 ainsi qu’un paiement de 51,6 millions $ reçu d’Hydro-Québec lié à un billet à recevoir pour le remboursement de certains coûts de construction.

(2) Ces prix sont indexés sur la durée des contrats le 1er janvier de chaque année.

(3) Le facteur d’utilisation représente la production réelle divisée par la capacité installée (en MWh).

L’augmentation de la production d’énergie éolienne de Parcs 2 et 3 ainsi que de Parc 4 pour l’exercice 2015 s’explique principalement par les vents favorables observés au cours de cette période, par le fait que les parcs éoliens 2 et 3 ont été opérationnels tout au long de l’exercice 2015 alors que leur mise en service commerciale avait eu lieu en novembre et en décembre 2013 respectivement et par la mise en service commerciale du parc éolien 4 en décembre 2014.

L’exploitation commerciale de ces parcs éoliens se déroule comme prévu et les vents favorables observés ont permis à Parcs 2 et 3 de générer des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation totalisant 60,0 millions $ pour l’exercice 2015. Une partie de ces flux de trésorerie, ainsi que de ceux accumulés au cours de l’exercice précédent, ont été versés par Parcs 2 et 3 à ses associés, dont Valener et Gaz Métro, soit une première distribution de 19,1 millions $ en février 2015 et une autre de 21,5 millions $ en août 2015. Pour Parc 4, les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation totalisant 5,4 millions $ pour l’exercice 2015 et les conditions particulières rattachées au financement lui ont permis de verser une première distribution de 17,6 millions $ en septembre 2015.

PREMIÈRES DISTRIBUTIONS AU-DELÀ

DES ATTENTES :

PARCS 2 ET 3 :

19,1 M$ (FÉVRIER 2015)

21,5 M$ (AOÛT 2015)

PARC 4 :

17,6 M$ (SEPTEMBRE 2015)

126 ÉOLIENNES

272 MW PUISSANCE INSTALLÉE

28 ÉOLIENNES

68 MW PUISSANCE INSTALLÉE

RAPPORT DE GESTION

5

Par ailleurs, au cours de l’exercice 2015, Gaz Métro et ses partenaires ont participé à un appel d’offres lancé par Hydro-Québec pour l’achat d’un bloc d’énergie éolienne produite par des parcs éoliens représentant une puissance installée totale de 450 mégawatts, soit 300 mégawatts dans le Bas-Saint-Laurent et la Gaspésie-Îles-de-la-Madeleine et 150 mégawatts dans l’ensemble du Québec. Les résultats de cet appel d’offres ont été annoncés en décembre 2014 et les soumissions déposées par Gaz Métro et ses partenaires n’ont pas été retenues par Hydro-Québec.

Perspectives

Valener et Gaz Métro demeurent à l’affût d’occasions pouvant se présenter afin d’investir dans d’autres projets éoliens. Considérant que Gaz Métro a conclu une entente de développement avec le Séminaire de Québec et Boralex, la recherche d’opportunités pour valoriser le potentiel éolien de la Seigneurie de Beaupré demeure une priorité pour Valener et Gaz Métro.

RAPPORT DE GESTION

6

VALENER INC.

A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES

STRATÉGIE

« La mission de Valener est d’assurer une saine gestion de son investissement dans Gaz Métro, de participer au plein développement de cette dernière et de considérer les occasions de croissance et de création de valeur pour ses actionnaires. » En fait, ces occasions doivent être créatrices de valeur et avoir un profil de risques jugé relativement similaire au profil actuel de la Compagnie, et ce, conformément aux paramètres établis par la convention de non-concurrence décrite à la section I) INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES, et aux limites applicables en vertu de sa facilité de crédit.

MESURES FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR DU CANADA

Les données financières ont été préparées en conformité avec les PCGR du Canada. La direction du gestionnaire croit que la présentation de certaines mesures financières procure aux lecteurs des informations qu’elle juge utiles afin d’analyser sa performance financière. Cependant, certaines mesures financières ne sont pas définies par les PCGR du Canada et ne devraient pas être considérées isolément ou comme substituts aux autres mesures financières établies selon ces mêmes PCGR du Canada. Les résultats obtenus pourraient ne pas être comparables à des mesures financières similaires utilisées par d’autres émetteurs et ne doivent donc être considérés qu’à titre d’information complémentaire.

Au cours de l’exercice 2015, étant donné que la variation du passif d’impôts futurs lié à l’écart temporaire externe sur la participation

dans Gaz Métro (1) a influencé significativement le bénéfice net de Valener, la direction du gestionnaire a revu les principaux indicateurs lui permettant d’analyser la performance financière de la Compagnie afin d'exclure les éléments qui pourraient altérer l'analyse des tendances relatives à la performance de ses activités. Ainsi, la direction du gestionnaire utilise maintenant le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires et le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires, par action ordinaire. Par conséquent, la direction du gestionnaire n’utilise plus le bénéfice net (perte nette) consolidé(e) attribuable aux actionnaires ordinaires, excluant les éléments non récurrents de Valener et la quote-part des éléments non récurrents de Gaz Métro, nets de l’impôt ainsi que le bénéfice net (perte nette) consolidé(e) attribuable aux actionnaires ordinaires, excluant les éléments non récurrents de Valener et la quote-part des éléments non récurrents de Gaz Métro nets de l’impôt, par action ordinaire.


Bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires (2)

Le bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires, déduction faite (i) des éléments non récurrents de Valener, (ii) de la quote-part des éléments non récurrents de Gaz Métro, (iii) de l’impôt sur les bénéfices de Valener relié à ces éléments non récurrents et (iv) de la charge (économie) d’impôts futurs liée à l’écart temporaire externe sur sa participation dans Gaz Métro. Les éléments non récurrents se fondent sur la prémisse qu’ils ne sont pas susceptibles de se reproduire au cours des deux exercices suivants et ne se sont pas produits au cours des deux exercices précédant l’exercice au cours duquel ils se sont réalisés. La charge (économie) d’impôts futurs liée à l’écart temporaire externe correspond à l’excédent de la valeur fiscale de sa participation dans Gaz Métro par rapport à la valeur comptable en prenant l’hypothèse d’une disposition éventuelle du placement. La direction du gestionnaire considère que cette hypothèse n’est pas le reflet de la mission de Valener quant à la pérennité de son placement dans Gaz Métro.

Cette mesure est utilisée par la direction du gestionnaire pour évaluer la rentabilité de Valener sur une base récurrente et exclure les éléments qui pourraient altérer l’analyse des tendances relatives à la performance de ses activités.

Bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires, par action ordinaire (2)

Le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires, divisé par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires de base et dilué en circulation de Valener. Cette mesure est utilisée par la direction du gestionnaire pour évaluer la rentabilité de Valener sur une base récurrente et exclure les éléments qui pourraient altérer l’analyse des tendances relatives à la performance de ses activités.

RAPPORT DE GESTION

7

Ratio de la dette par rapport au capital investi (3)

Ce ratio correspond au total de la dette à long terme, nette des frais de financement, divisé par le capital investi. Le capital investi correspond à la somme du total de la dette à long terme, nette des frais de financement, et de l’avoir des actionnaires. Ce ratio permet à la direction du gestionnaire de mesurer l’accessibilité de Valener à du financement par voie de dette afin de participer au développement de Gaz Métro et de saisir les opportunités de croissance futures.

Liquidités provenant de l’exploitation normalisées (3)

Les liquidités provenant de l’exploitation normalisées correspondent aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation moins les dividendes cumulatifs aux actionnaires privilégiés. Cette mesure est utilisée par la direction du gestionnaire afin d’évaluer le rendement financier de la Compagnie et sa capacité à verser des dividendes aux actionnaires ordinaires.

Liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire (3)

Les liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire correspondent aux liquidités provenant de l’exploitation normalisées, divisées par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation de Valener. Cette mesure est utilisée par la direction du gestionnaire afin d’évaluer le rendement financier de la Compagnie et sa capacité à verser des dividendes aux actionnaires ordinaires.

(1) Correspond à l’excédent de la valeur fiscale de la participation de Valener dans Gaz Métro par rapport à la valeur comptable, comme expliqué à la note 8 des états financiers consolidés audités de Valener pour les exercices financiers clos les 30 septembre 2015 et 2014.

(2) La section B) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE ANNUELLE CONSOLIDÉE fournit un rapprochement quantitatif de ces mesures avec celles établies conformément aux PCGR du Canada.

(3) La section D) GESTION DE LA TRÉSORERIE ET DES CAPITAUX fournit un rapprochement quantitatif de ces mesures avec celles établies conformément à ces mêmes PCGR.

La direction du gestionnaire considère ces mesures financières non définies par les PCGR du Canada comme des indicateurs du rendement financier de la Compagnie qui permettent de mesurer et de comparer, entre les périodes, la performance financière découlant du cours normal des activités de Valener et de Gaz Métro. De plus, la direction du gestionnaire est d’avis qu’il est utile pour les investisseurs et les autres utilisateurs de ce rapport de gestion d’être informés des éléments spécifiques non récurrents ou d’autres éléments ayant influencé positivement ou négativement le bénéfice net ou la perte nette attribuable aux actionnaires ordinaires de la Compagnie, comme défini par les PCGR du Canada.

INDICATEURS DE PERFORMANCE

La Compagnie s’est dotée d’indicateurs qui lui permettent de mesurer sa performance en regard d’objectifs déterminés en début d’exercice. En plus des indicateurs de performance de Gaz Métro décrits à la section L) APERÇU DE LA SOCIÉTÉ ET AUTRES du présent rapport de gestion, Valener suit les indicateurs financiers suivants :

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation permettent de mesurer la capacité financière de la Compagnie à honorer ses obligations et à verser des dividendes.

Bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires et bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires par action ordinaire

Le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires et le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires par action ordinaire sont utilisés par la Compagnie pour évaluer la rentabilité de Valener.

Étant donné les changements décrits à la rubrique Mesures financières non conformes aux PCGR du Canada de la présente section, la direction du gestionnaire n’utilise plus le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires et le bénéfice net de base et dilué par action ordinaire à titre d’indicateurs de performance, mais plutôt le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires et le bénéfice net (perte nette) ajusté(e) attribuable aux actionnaires ordinaires par action ordinaire pour évaluer la rentabilité de Valener.

RAPPORT DE GESTION

8

B) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE ANNUELLE CONSOLIDÉE

1. BÉNÉFICE NET AJUSTÉ ATTRIBUABLE AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES ET BÉNÉFICE NET AJUSTÉ ATTRIBUABLE AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES PAR ACTION ORDINAIRE

Pour les exercices clos les 30 septembre

(en millions de dollars, sauf lorsque indiqué autrement) 2015 2014 2013

Bénéfice net 47,1 41,0 41,5 Éléments non récurrents de Valener (1) 4,0 - - Quote-part des éléments non récurrents de Gaz Métro (2) 2,3 - (4,3) Impôts sur les bénéfices relatifs aux éléments non récurrents de Valener et à la quote-part

des éléments non récurrents de Gaz Métro

(1,1) - 1,1

Impôts futurs liés à l’écart temporaire externe sur la participation dans Gaz Métro (2,7) - -

Bénéfice net, excluant les éléments non récurrents de Valener, la quote-part des éléments non récurrents de Gaz Métro, nets de l’impôt, et les impôts futurs liés à l’écart temporaire externe sur la participation dans Gaz Métro

49,6 41,0 38,3 Moins : Dividendes cumulatifs sur actions privilégiées de série A 4,3 4,3 4,3

Bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires ordinaires (3) 45,3 36,7 34,0

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires de base et dilué en circulation

(en millions d’actions ordinaires)

38,2 37,9 37,7

Bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires ordinaires, par action ordinaire (en $) (3) 1,19 0,97 0,90 (1) Perte non réalisée liée aux accords de crédit croisé, conclus en octobre 2014, découlant de la variation des taux d’intérêt. Il est à noter que

la comptabilité de couverture ne peut s’appliquer pour ces instruments financiers dérivés, comme décrit à la section G) INSTRUMENTS

FINANCIERS du présent rapport de gestion. (2) La section O) RÉSULTATS SECTORIELS de Gaz Métro fournit le détail des éléments non récurrents de Gaz Métro. (3) Ces mesures sont des mesures financières non définies en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique

Mesures financières non conformes aux PCGR du Canada à la section A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES.

2. FAITS SAILLANTS


(en millions de dollars, sauf lorsque indiqué autrement) 2015 2014 2013 Variation

2015 vs 2014 Variation

2014 vs 2013

Quote-part du bénéfice net de Gaz Métro 53,5 50,4 52,3 3,1 (1,9) Quote-part du bénéfice net (perte nette) de Beaupré Éole 3,5 (0,7) (1,2) 4,2 0,5 Bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires ordinaires (1) 45,3 36,7 34,0 8,6 2,7 Bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires ordinaires

par action ordinaire (1) 1,19 0,97 0,90 0,22 0,07 Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 42,8 36,7 37,1 6,1 (0,4) Bénéfice net de base et dilué par action ordinaire (en $) 1,12 0,97 0,99 0,15 (0,02) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 62,9 43,1 45,2 19,8 (2,1) Liquidités provenant de l’exploitation normalisées par

action ordinaire (en $) (1) (2) 1,53 1,02 1,07 0,51 (0,05) Dividendes déclarés par action ordinaire (en $) 1,03 1,00 1,00 0,03 - Dividendes déclarés par action privilégiée (en $) 1,09 1,09 1,09 - - Participation dans des satellites 901,6 797,1 783,2 104,5 13,9 Actif total 917,7 815,7 802,0 102,0 13,7 Dette totale 121,0 66,8 67,6 54,2 (0,8) Ratio de la dette par rapport au capital investi (en %) (1) 13,8 8,6 8,8 5,2 (0,2)

(1) Ces mesures sont des mesures financières non définies en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures financières non conformes aux PCGR du Canada à la section A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES.

(2) Les variations des liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire sont expliquées à la section D) GESTION DE LA

TRÉSORERIE ET DES CAPITAUX.

RAPPORT DE GESTION

9

3. ANALYSE DES RÉSULTATS

La variation du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires entre les exercices 2015 et 2014 et les exercices 2014 et 2013 s’explique principalement par :

2015 vs 2014

Hausse de 6,1 millions $ ou 16,6 %

2014 vs 2013

Baisse de 0,4 million $ ou 1,1 %

la hausse de la quote-part du bénéfice net de Beaupré Éole de 4,2 millions $ expliquée principalement par :

o le fait que les parcs éoliens 2 et 3 ont été opérationnels durant tout l’exercice 2015 alors que leur mise en service commerciale à l’exercice 2014 avait eu lieu en novembre et décembre 2013 respectivement; et

o les vents favorables observés au cours de la période;

la hausse de la quote-part du bénéfice net de Gaz Métro de 3,1 millions $ représentant 29 % du bénéfice net de Gaz Métro comme décrite à la section N) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE

ANNUELLE CONSOLIDÉE de Gaz Métro; et

la baisse de 2,5 millions $ de la charge d’impôts sur les bénéfices expliquée principalement par l’effet favorable de la variation de l’écart temporaire externe sur la participation dans Gaz Métro;

la diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices de 2,3 millions $ qui s’explique, entre autres, par le fait que Valener ne bénéficie plus de la hausse des distributions de Gaz Métro qui lui étaient payables, comme prévu lors de la réorganisation de Gaz Métro en septembre 2010, compensée par l’effet net de la disposition par Gaz Métro de sa participation dans HydroSolution au cours du premier trimestre de l’exercice 2013;

la perte non réalisée de 4,0 millions $ liée aux

accords de crédit croisé, conclus en octobre 2014, découlant de la baisse des taux d’intérêt au cours de l’exercice 2015. Il est à noter que la comptabilité de couverture ne s’applique pas pour ces instruments financiers, comme décrit à la section G) INSTRUMENTS

FINANCIERS du présent rapport de gestion.

la baisse de la quote-part du bénéfice net de Gaz Métro de 1,9 million $ représentant 29 % du bénéfice net de Gaz Métro comme décrite à la section N) SOMMAIRE DE

LA PERFORMANCE FINANCIÈRE ANNUELLE CONSOLIDÉE de Gaz Métro; et

la hausse de 1,1 million $ des intérêts sur la dette à long terme due à un niveau de crédit à terme moyen plus élevé.1

(1) Cette mesure est une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures

financières non conformes aux PCGR du Canada à la section A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES.

LES VENTS FAVORABLES HAUSSANT LA PRODUCTION D’ÉNERGIE

ÉOLIENNE ET LA BONNE PERFORMANCE DE GAZ MÉTRO ONT

CONTRIBUÉ À LA HAUSSE DU BÉNÉFICE NET AJUSTÉ ATTRIBUABLE

AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES (1) DE

23,4 %

RAPPORT DE GESTION

10

C) SITUATION FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

Le tableau qui suit compare les principaux soldes inscrits aux bilans consolidés aux 30 septembre 2015 et 2014.

Rubriques du bilan (en millions de dollars) 30 septembre

Augmentation (Diminution) Explications

2015 2014

Distributions à recevoir de Gaz Métro

13,0 12,3 0,7 Augmentation due aux parts souscrites par Valener, à hauteur de sa participation dans Gaz Métro, au cours du troisième trimestre de l’exercice 2015

Participations dans des satellites

901,6 797,1 104,5 Augmentation reliée principalement (i) aux quotes-parts du bénéfice net et des autres éléments du résultat étendu de Gaz Métro et (ii) aux investissements totalisant 74,0 millions $ et 3,8 millions $ effectués dans Gaz Métro et dans Beaupré Éole 4 respectivement, atténuée en partie par (iii) les distributions reçues de Gaz Métro, de Beaupré Éole et de Beaupré Éole 4

Dette à long terme 121,0 66,8 54,2 Augmentation attribuable principalement à (i) l’investissement de 74,0 millions $ dans Gaz Métro, atténuée par (ii) le fait que les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation ont été plus que suffisants pour couvrir les autres besoins de la Compagnie

Passif net d’impôts futurs, incluant les portions à court terme

26,5 21,9 4,6 Augmentation expliquée principalement par (i) la variation des écarts temporaires de Beaupré Éole et (ii) la variation de l’écart temporaire externe sur le placement dans Gaz Métro, atténuée en partie par (iii) l’augmentation de l’actif d’impôt futur de Valener Éole relatif au report des pertes autres qu’en capital

Passif relié aux instruments financiers dérivés

4,0 - 4,0 Augmentation attribuable à l’effet de la baisse des taux d’intérêt sur la juste valeur des accords de crédit croisé conclus au cours du premier trimestre de l’exercice 2015

Capital-actions 742,2 737,1 5,1 Augmentation reliée aux actions ordinaires émises dans le cadre du RRD

Cumul des autres éléments du résultat étendu

26,5 (5,2) 31,7 Variation attribuable principalement aux quotes-parts des autres éléments du résultat étendu de Gaz Métro et de Beaupré Éole atténuée par l’effet défavorable des impôts futurs lié à la variation de l’écart temporaire externe sur la participation dans Gaz Métro

RAPPORT DE GESTION

11

D) GESTION DE LA TRÉSORERIE ET DES CAPITAUX

Cette section présente une analyse de la situation financière, des flux de trésorerie et des liquidités de la Compagnie.

FAITS SAILLANTS DE L’EXERCICE 2015

SOMMAIRE DES FLUX DE TRÉSORERIE


(en millions de dollars) 2015 2014 Variation

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation a 62,9 43,1 19,8 Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement b (78,1) (3,9) (74,2) Flux de trésorerie liés aux activités de financement c 15,9 (38,9) 54,8

a) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

La hausse de 19,8 millions $ des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation s’explique, entre autres, par les éléments suivants :

des distributions de 4,7 millions $ et 5,2 millions $ reçues de Beaupré Éole en février 2015 et en août 2015 respectivement, à la suite des versements de distributions de 19,1 millions $ et 21,5 millions $ par Parcs 2 et 3 à ses associés;

une distribution de 4,3 millions $ reçue de Beaupré Éole 4 en septembre 2015, à la suite du versement d’une distribution de 17,6 millions $ par Parc 4 à ses associés; et

l’avantage fiscal découlant de l’amortissement accéléré des actifs éoliens étant donné la mise en service du parc éolien 4 au cours du premier trimestre de l’exercice 2015 et de la première année complète d’exploitation de Parcs 2 et 3.

b) Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

La variation de 74,2 millions $ des flux de trésorerie liés aux activités d’investissement s’explique par les éléments suivants :


Acquisitions de parts dans des satellites et autres 2015 2014 Variation

Gaz Métro Montant (en millions de dollars) 74,0 - 74,0 Nombre de parts 4 482 188 - Beaupré Éole Montant (en millions de dollars) 0,3 2,3 (2,0) Nombre de parts 308 700 2 268 728 Beaupré Éole 4 Montant (en millions de dollars) 3,8 1,4 2,4 Nombre de parts 3 768 399 1 362 607 Autres Montant (en millions de dollars) - 0,2 (0,2)

Total (en millions de dollars) 78,1 3,9 74,2

DEUX SOUSCRIPTIONS DE PARTS DANS GAZ MÉTRO EN

ESPÈCES :

30 AVRIL : 39,2 M$ (2 372 923 PARTS)

30 SEPTEMBRE : 34,8 M$ (2 109 265 PARTS)

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D’EXPLOITATION

62,9 M$ ( 19,8 M$) DISTRIBUTIONS REÇUES DE :

o GAZ MÉTRO : 50,0 M$

o BEAUPRÉ ÉOLE : 9,9 M$

o BEAUPRÉ ÉOLE 4 : 4,3 M$

DIVIDENDES :

ACTIONNAIRES ORDINAIRES : 38,9 M$

(EN ESPÈCES ET EN ACTIONS)

ACTIONNAIRES PRIVILÉGIÉS : 4,3 M$

(EN ESPÈCES) À LA HAUTEUR DE LA PARTICIPATION

DE VALENER DANS GAZ MÉTRO

19,8

RAPPORT DE GESTION

12

c) Flux de trésorerie liés aux activités de financement

La variation de 54,8 millions $ des flux de trésorerie liés aux activités de financement s’explique par les éléments suivants :



Augmentation (diminution) nette de la facilité de crédit 54,0 (1,1) 55,1 Dividendes aux actionnaires ordinaires (33,8) (33,5) (0,3) Dividendes aux actionnaires privilégiés (4,3) (4,3) -

Total 15,9 (38,9) 54,8

Augmentation (diminution) nette de la facilité de crédit L’augmentation nette de 54,0 millions $ au cours de l’exercice 2015 s’explique principalement par le fait que Valener a dû recourir à sa facilité de crédit afin de financer, en avril et septembre 2015, deux apports en capital totalisant 74,0 millions $ dans Gaz Métro. Ces apports ont permis à Gaz Métro de financer ses besoins généraux, notamment l’achat de droits d’émissions de GES en vertu du Règlement SPEDE, ses différents projets de développement et de rétablir sa structure de capital. Il est à noter que les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation générés par Valener ont couvert les versements de dividendes en espèces aux actionnaires ordinaires et privilégiés ainsi qu’une portion des souscriptions de parts dans Gaz Métro.

La diminution nette de 1,1 million $ au cours de l’exercice 2014 s’explique principalement par le fait que les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation ont été plus que suffisants pour financer les activités d’investissements, ainsi que les dividendes en espèces aux actionnaires ordinaires et privilégiés.

Dividendes aux actionnaires ordinaires Le tableau suivant présente les dividendes versés aux actionnaires ordinaires au cours de l’exercice 2015 :

Date de versement du dividende

Date de déclaration du dividende

Montant du dividende par action ordinaire (en $)

Montant en espèces

(en millions $)

15 octobre 2014 8 août 2014 0,25 8,3

15 janvier 2015 27 novembre 2014 0,25 8,3

15 avril 2015 12 février 2015 0,26 8,7

15 juillet 2015 14 mai 2015 0,26 8,5

Dans le contexte de la performance soutenue des parcs éoliens 2 et 3 depuis leur mise en service commerciale en novembre et en décembre 2013 respectivement, de la mise en service commerciale du parc éolien 4 en décembre 2014, et des distributions reçues de ces actifs au cours de l’exercice 2015 et attendues au cours des prochains exercices, le conseil d’administration de Valener a approuvé, le 12 février 2015 une hausse de 4,0 % de son dividende annualisé de 1,00 $ à 1,04 $ par action ordinaire et a établi une cible de croissance annuelle du dividende d’environ 4 % pour les trois exercices suivants. À cet égard, le conseil d’administration a approuvé, le 27 novembre 2015, une hausse de son dividende annualisé de 1,04 $ à 1,08 $ par action ordinaire et a déclaré un dividende trimestriel de 0,27 $ par action ordinaire, payable le 15 janvier 2016 aux actionnaires ordinaires inscrits aux registres à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2015. Cette augmentation est d’autant plus supportée par la hausse de la distribution trimestrielle de Gaz Métro de 0,28 $ par part à 0,29 $ par part, soit une augmentation de 3,6 %, à compter de sa prochaine distribution le 4 janvier 2016, comme expliqué à la rubrique Distributions versées par part de la section N) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE ANNUELLE

CONSOLIDÉE.

Dividendes aux actionnaires privilégiés Le tableau suivant présente les dividendes versés aux actionnaires privilégiés au cours de l’exercice 2015 :

Date de versement du dividende

Date de déclaration du dividende

Période couverte Montant du dividende par action privilégiée de série A (en $)

Montant en espèces

(en millions $)

15 octobre 2014 8 août 2014 16 juillet 2014 au 15 octobre 2014 0,271875 1,1

15 janvier 2015 27 novembre 2014 16 octobre 2014 au 15 janvier 2015 0,271875 1,1

15 avril 2015 12 février 2015 16 janvier 2015 au 15 avril 2015 0,271875 1,1

15 juillet 2015 14 mai 2015 16 avril 2015 au 15 juillet 2015 0,271875 1,1

HAUSSE D’ENVIRON 4 % EN 2015 ET

2016 ET CIBLE DE CROISSANCE

ANNUELLE D’ENVIRON 4 % DU DIVIDENDE

POUR LES DEUX EXERCICES SUIVANTS

RAPPORT DE GESTION

13

Capital-actions Au 30 septembre 2015, le capital-actions de Valener est composé de :

38 359 969 actions ordinaires émises et en circulation totalisant 644,8 millions $ et comprenant les 322 683 actions ordinaires émises pour un montant de 5,1 millions $, dans le cadre du RRD, au cours de de l’exercice 2015; et

4 000 000 actions privilégiées de série A émises et en circulation, totalisant 97,5 millions $.

STRUCTURE DE CAPITAL ET RATIO DE LA DETTE

Valener gère ses capitaux de manière à favoriser un rendement stable et prévisible pour ses actionnaires, en plus de favoriser une création de richesse pour ceux-ci au fil des ans. Pour y parvenir, Valener participe au développement de Gaz Métro et considère les occasions de croissance et de création de valeur, tels les parcs éoliens de Parcs 2 et 3 et de Parc 4. Valener prend en considération les caractéristiques de ses actifs, les besoins de fonds prévus et les ratios financiers à respecter dans la gestion de sa structure de capital.

Aux 30 septembre

(en millions de dollars, sauf lorsque indiqué autrement) 2015 2014

Dette à long terme, nette des frais de financement (1) 121,0 66,8 Avoir des actionnaires (2) 753,7 713,5

Total du capital investi 874,7 780,3 Ratio de la dette par rapport au capital investi (3) 13,8 % 8,6 % (1) La variation de la dette à long terme, nette des frais de financement, est expliquée précédemment à la rubrique c) Flux de trésorerie liés

aux activités de financement. (2) Pour plus de détails sur la composition de l’avoir des actionnaires, se référer aux états consolidés de l’avoir des actionnaires des états

financiers consolidés audités de la Compagnie pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014. (3) Cette mesure est une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures

financières non conformes aux PCGR du Canada à la section A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES.

L’augmentation du ratio de la dette par rapport au capital investi s’explique principalement par le fait que Valener a dû recourir à sa facilité de crédit afin de financer ses souscriptions de parts dans Gaz Métro, comme expliqué précédemment. Malgré cette augmentation, le ratio demeure faible et permet à Valener d’avoir recours à du financement par dette afin de participer au développement de Gaz Métro et de saisir, le cas échéant, des opportunités de croissance futures.

Facilité de crédit et perspectives de financement En septembre 2015, la facilité de crédit garantie détenue par Valener, dont le montant maximum autorisé est de 200,0 millions $, a été renouvelée et viendra à échéance en septembre 2020 et comprend maintenant une clause d’extension annuelle. Cette facilité de crédit est garantie par les parts de Gaz Métro et les actions de Valener Éole détenues par Valener et porte intérêt à des taux variables fondés sur le taux des acceptations bancaires ou le taux préférentiel, majorés selon les termes de cette facilité de crédit. Selon ces termes, la Compagnie est soumise à des clauses restrictives en ce qui concerne le maintien de certains ratios financiers ou le respect de certaines conditions en tout temps. Au 30 septembre 2015, Valener respecte toutes les conditions relatives à sa facilité de crédit. Compte tenu des montants empruntés et des lettres de crédit émises, la facilité de crédit inutilisée au 30 septembre 2015 est de 77,7 millions $.

Au cours de l’exercice 2016, la Compagnie prévoit être en mesure de générer les liquidités nécessaires afin de combler ses besoins de financement qui seront constitués principalement de versements de dividendes trimestriels aux actionnaires ordinaires et privilégiés. Toutefois, advenant le cas où des liquidités supplémentaires seraient nécessaires, les sources de financement disponibles sont :

le solde non utilisé de la facilité de crédit; et

le cas échéant, de nouveaux financements sous forme de dette, d’actions ordinaires ou d’actions privilégiées.

Le niveau des besoins de financement au cours des exercices financiers demeure soumis à une certaine volatilité susceptible de prendre de l’ampleur, entre autres en raison du :

niveau de distributions reçues de Gaz Métro, de Beaupré Éole et de Beaupré Éole 4; et

niveau d’investissements requis dans ses satellites incluant notamment le capital requis pour la croissance.

La Compagnie doit donc :

demeurer vigilante dans l’établissement d’un niveau approprié de dividendes aux actionnaires ordinaires, afin de ne pas y transposer indûment cette volatilité; et

s’assurer de bénéficier en tout temps de suffisamment de facilités de crédit non utilisées pour parer à toute éventualité.

RAPPORT DE GESTION

14

Notations de crédit

Les notations de crédit accordées par les agences de notation S&P et DBRS sont les suivantes :

Aux 30 septembre

2015 2014

Actions privilégiées de série A (S&P/DBRS) P-2(bas)/Pfd-2(bas) P-2(bas)/Pfd-2(bas)

LIQUIDITÉS PROVENANT DE L’EXPLOITATION NORMALISÉES PAR ACTION ORDINAIRE

Le tableau suivant présente le calcul des liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire :



Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 62,9 43,1 45,2 Dividendes aux actionnaires privilégiés (4,3) (4,3) (4,8)

Liquidités provenant de l’exploitation normalisées (1) 58,6 38,8 40,4 Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation 38,2 37,9 37,7

Liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire (en $) (1) 1,53 1,02 1,07

(1) Ces mesures sont des mesures financières non définies en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures financières non conformes aux PCGR du Canada à la section A) APERÇU DE LA COMPAGNIE ET AUTRES.

La hausse de 0,51 $ des liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire réalisée en 2015 s’explique par la hausse des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, comme expliqué à la rubrique a) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de la présente section. Le niveau des liquidités provenant de l’exploitation normalisées a été plus que suffisant pour couvrir le versement des dividendes aux actionnaires ordinaires.

La baisse de 0,05 $ des liquidités provenant de l’exploitation normalisées par action ordinaire réalisée en 2014 est expliquée principalement par la diminution de 5,5 millions $ des distributions reçues de Gaz Métro étant donné qu’au cours de l’exercice 2013 elles incluaient une majoration des distributions de Gaz Métro autrement payable à Valener d’un montant de 6,7 millions $, comme prévu lors de la réorganisation de Gaz Métro en septembre 2010, compensée en partie par l’effet des distributions sur les parts souscrites par Valener, à hauteur de sa participation dans Gaz Métro, au cours du quatrième trimestre de l’exercice 2013 et de l’avantage fiscal découlant de l’amortissement accéléré des actifs éoliens.

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Le tableau ci-dessous présente les versements à effectuer au titre des obligations contractuelles au cours des cinq prochains exercices et par la suite :

(en millions de dollars) Total Moins de

un an 1 an à 3 ans

3 ans à 5 ans

Par la suite

Passifs financiers

Fournisseurs et charges à payer 0,5 0,5 - - -

Dividendes à payer aux actionnaires ordinaires 10,0 10,0 - - -

Dividendes à payer aux actionnaires privilégiés 1,1 1,1 - - -

Dette à long terme 121,0 - - 121,0 -

Instruments financiers dérivés 4,0 - 4,0 - -

Intérêts liés aux passifs financiers (1) 10,7 2,1 6,5 2,1 -

Total des obligations contractuelles 147,3 13,7 10,5 123,1 -

(1) Les intérêts sont présentés selon les échéances contractuelles et selon les taux en vigueur au 30 septembre 2015.

E) FACTEURS DE RISQUE DE VALENER

Les risques présentés ci-dessous sont liés à la Compagnie. Les risques sont classés par catégorie de risque et, à l’intérieur de chaque catégorie, en fonction de leur gravité et de leur probabilité. Pour les facteurs de risque de Gaz Métro, se référer à la section R) FACTEURS DE RISQUE DE GAZ MÉTRO de ce présent rapport de gestion.

INCERTITUDE QUANT AU VERSEMENT DE DIVIDENDES

Il existe une incertitude quant au versement de dividendes futurs par Valener sur les actions ordinaires, les actions privilégiées de série A et, éventuellement, les actions privilégiées de série B et au montant de ces dividendes, étant donné que la politique

RAPPORT DE GESTION

15

en matière de dividendes de Valener et les fonds disponibles pour le versement des dividendes à l’occasion dépendront notamment (i) des distributions que Valener recevra de Gaz Métro, (ii) des distributions que Valener recevra indirectement de Parcs 2 et 3 et de Parc 4, (iii) des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de Valener, (iv) des fonds requis pour effectuer des remboursements de capital ou des versements d’intérêt au terme de sa facilité de crédit et (v) du respect des critères de solvabilité prévus par la LCSA, pour la déclaration et le versement de dividendes.

La facilité de crédit impose certaines restrictions d’ordre financier et d’exploitation au moyen d’engagements pris, y compris des restrictions quant à la capacité de Valener de contracter des dettes supplémentaires, de consentir une sûreté ou de verser des dividendes advenant un cas de défaut ou par suite de celui-ci, de cautionner les obligations d’un tiers ou de modifier ses contrats importants autres que la facilité de crédit, sous réserve de certaines exceptions. Ces restrictions peuvent amoindrir la capacité de Valener de déclarer des dividendes sur les actions privilégiées de série A et éventuellement, sur les actions privilégiées de série B ainsi que sur les actions ordinaires. Valener est également tenue de conserver un niveau minimal de propriété dans Gaz Métro et dans Beaupré Éole, de respecter certains ratios financiers et de ne pas consentir à une restriction de la capacité de Gaz Métro de verser des distributions à ses associés qui ne serait pas déjà prévue à la convention de société en commandite de Gaz Métro, ni de prendre de mesures en ce sens.

Le cours des actions ordinaires pourrait subir une baisse importante si Valener n’était pas en mesure d’atteindre ses cibles de dividendes à l’avenir.

Quant au cours des actions privilégiées de série A et, éventuellement, des actions privilégiées de série B, celui-ci pourrait subir une baisse importante si Valener n’était pas en mesure, en raison, entre autres, des éléments mentionnés ci-dessus, de verser des dividendes sur ces séries d’actions privilégiées.

DÉPENDANCE ENVERS GAZ MÉTRO ET PARTICIPATION MINORITAIRE

Tant que la participation de Valener dans Gaz Métro demeurera son placement le plus important, les résultats de Valener dépendront de la rentabilité de Gaz Métro, qui est fonction de la capacité de Gaz Métro à investir principalement dans le développement de ses divers réseaux et des taux de rendement sur l’avoir ordinaire présumé autorisés par les différents organismes de réglementation. De plus, Valener, à titre de commanditaire de Gaz Métro ne détenant que 29 % des parts du capital de celle-ci, ne contrôle pas l’orientation stratégique et les projets de Gaz Métro.

RISQUE DE DILUTION DANS GAZ MÉTRO

Si Valener devait ne pas avoir accès à des capitaux ou si des capitaux devaient ne pas être disponibles à des conditions qu’elle juge suffisamment attrayantes au moment pertinent, Valener pourrait ne pas être en mesure de souscrire, en partie ou en totalité, sa quote-part aux termes de son droit préférentiel de souscription prévu par la convention de société en commandite de Gaz Métro et ainsi, faire l’objet d’une dilution de sa quote-part proportionnelle ultérieure des bénéfices consolidés de Gaz Métro.

CAPACITÉ À GÉRER LA CROISSANCE

Le profil de risque de Valener pourrait varier au fil du temps si Valener poursuivait des occasions de croissance dans des activités dont le profil de risque diffère de celui des activités actuellement exercées par Gaz Métro, en respectant les restrictions prévues dans la convention de non-concurrence, tel que décrit à la section I) INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES, et des limites applicables en vertu de sa facilité de crédit. Ces changements qui pourraient survenir dans le profil de risque de Valener pourraient avoir un effet sur les résultats de Valener ainsi que sur sa capacité à se financer à l’avenir.

De plus, Gaz Métro, soit directement ou par l’entremise de GMi, son commandité, fournit à Valener et à ses filiales certains services d’administration et de soutien de gestion à l’égard uniquement de la participation de Valener dans Gaz Métro et de questions connexes relatives aux sociétés ouvertes, de ses besoins en matière de financement, de sa participation indirecte dans les projets Seigneurie et, dans certains cas, de certains services supplémentaires tels que décrits à la section I) INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES. Toutefois, Gaz Métro ne sera pas tenue de fournir d’autres services que ceux qui sont décrits ci-dessus comme le prévoient la convention d’administration et de soutien de gestion, la première convention de services supplémentaires à l’égard de la dette de Valener et la deuxième convention de services supplémentaires à l’égard des projets Seigneurie. Valener pourrait devoir constituer sa propre équipe de direction et embaucher des employés ou des consultants à ses frais pour gérer ses activités de développement, à moins que Valener et Gaz Métro en aient convenu autrement.

RENDEMENT DES PARCS ÉOLIENS

En raison de sa participation indirecte dans Parcs 2 et 3 et dans Parc 4, Valener est assujettie aux risques liés à leurs opérations auxquels Gaz Métro est également déjà assujettie. Si ces risques devaient se matérialiser, les rendements financiers de Parcs 2 et 3 et de Parc 4 pourraient en être touchés de façon défavorable. Les risques décrits ci-dessus pourraient entraîner une baisse des distributions en espèces reçues par Valener par rapport à celles qui sont prévues ou faire en sorte que Valener ne tire aucune distribution de Parcs 2 et 3 et de Parc 4, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les résultats de Valener et sa capacité à maintenir les versements de dividendes projetés.

RAPPORT DE GESTION

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CAPACITÉ À OBTENIR DU FINANCEMENT ADDITIONNEL

Si les sources de capitaux externes, y compris l’émission de titres additionnels de Valener, devenaient limitées ou non disponibles, la capacité de Valener d’effectuer les investissements nécessaires afin de maintenir sa quote-part dans Gaz Métro ou saisir des occasions d’affaires pourrait être compromise. Il n’existe aucune garantie que des capitaux suffisants pourront être obtenus à des conditions acceptables pour le financement de ces investissements. De plus, le niveau de la dette de Valener à l’occasion pourrait avoir un effet sur sa capacité à obtenir du financement supplémentaire en temps opportun et selon des modalités satisfaisantes pour financer ses investissements ou saisir des occasions d’affaires.

Les sources de capitaux de Valener pourraient comprendre l’émission d’actions ordinaires ou d’actions privilégiées de série A ou de série B supplémentaires ou d’une série additionnelle d’actions privilégiées qui pourraient être convertibles en actions ordinaires ou de titres d’emprunt convertibles en actions ordinaires, lesquels pourraient, selon le prix auquel ils sont émis ou convertis, avoir un effet dilutif important pour les détenteurs d’actions ordinaires de Valener et un effet défavorable sur le cours des actions ordinaires de Valener.

MAINTIEN DES NOTATIONS DE CRÉDIT

La notation de crédit corporative attribuée à Valener par S&P et les notations de crédit attribuées aux actions privilégiées de série A par S&P et DBRS constituent une évaluation, par les agences de notation de crédit, de la capacité de Valener de s’acquitter de ses engagements financiers. Les notations sont fondées sur certaines hypothèses entre autres, au sujet du rendement et de la structure de capital futurs de Valener qui peuvent ou non se matérialiser.

Des modifications de la notation de crédit corporative attribuée à Valener et des notations attribuées aux actions privilégiées de série A ou de toute notation pouvant être attribuée à l’avenir aux actions privilégiées de série B pourraient avoir une incidence sur les coûts de financement de Valener, nuire à sa capacité d’attirer du capital, avoir une incidence défavorable sur ses liquidités et limiter sa capacité à exercer ses activités, conséquences qui pourraient avoir des répercussions défavorables importantes sur la Compagnie et sa situation financière. Rien ne garantit que la notation de crédit corporative ou qu’une notation attribuée aux actions privilégiées de série A ou, éventuellement, aux actions privilégiées de série B demeurera en vigueur pendant une période donnée, ni que la notation ne sera pas abaissée ou retirée entièrement par l’agence de notation.

VOLATILITÉ DES MARCHÉS

Le cours du marché des actions ordinaires, des actions privilégiées de série A et, éventuellement, des actions privilégiées de série B de Valener peut être volatil et connaître des fluctuations importantes en raison de nombreux facteurs dont plusieurs sont indépendants de la volonté de Valener.

RISQUE DE LIQUIDITÉ

Pour satisfaire ses besoins financiers, Valener dépend notamment des distributions reçues de Gaz Métro et indirectement de Parcs 2 et 3 et de Parc 4. Le risque de liquidité est le risque que Valener ne soit pas en mesure de faire face à ses engagements financiers à leur échéance. Valener gère le risque de liquidité en établissant des prévisions de flux de trésorerie afin de déterminer ses besoins en financement et en s’assurant qu’elle dispose des liquidités et de facilités de crédit suffisantes pour combler ses besoins et pour respecter ses engagements à leur échéance. La facilité de crédit engagée ainsi que l’accès aux marchés des capitaux permettent de répondre à ses besoins. Cependant, toute réduction importante de la capacité de Valener d’accéder aux marchés des capitaux à des conditions satisfaisantes, en raison notamment de toute détérioration importante de la conjoncture économique, de l’état général des marchés financiers ou de la perception négative sur les marchés financiers de la situation ou des perspectives financières de Valener, pourrait avoir un effet défavorable sur les activités, la situation financière ou le bénéfice net consolidé de Valener.

RISQUE DE FLUCTUATION DES TAUX D’INTÉRÊT

Valener est exposée au risque de fluctuation des taux d’intérêt liés à sa dette à long terme qui porte intérêt à des taux variables. Les conditions économiques canadiennes et mondiales, qui échappent au contrôle de Valener, influent sur les taux d’intérêt. Afin de réduire l’incidence de la fluctuation des taux d’intérêt, la Compagnie a conclu des accords de crédit croisé et veille à maintenir une structure de capital appropriée.

En ce qui a trait au risque de marché lié au taux d’intérêt, se référer à la note 13 des états financiers consolidés audités de Valener pour les exercices clos le 30 septembre 2015 et 2014 qui traite de ce risque et qui est intégrée par renvoi dans le présent rapport de gestion.

RAPPORT DE GESTION

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F) RÉCENTS CHANGEMENTS DE NORMES ET DE MÉTHODES COMPTABLES

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Changement de référentiel comptable

Valener a choisi d’utiliser l’exemption prévue à l’Introduction de la Partie I du Manuel, intitulée Normes internationales d’information financière, permettant aux entités admissibles ayant des ATR de reporter l’application de la Partie I jusqu’aux exercices ouverts le ou après le 1er janvier 2015 (période de report). Par conséquent, Valener présente ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada pour l’exercice 2015.

En 2014, Valener avait annoncé son intention d’adopter les IFRS et d’appliquer la norme IFRS 14, Comptes de report réglementaires, à compter de son exercice 2016. Avant la publication de la norme IFRS 14, la conversion aux IFRS présentait un enjeu majeur pour Valener puisque contrairement aux PCGR du Canada et aux PCGR des États-Unis, les IFRS n’incluaient pas de norme spécifique sur les ATR.

Pour les raisons énoncées à la section S) RÉCENTS CHANGEMENTS DE NORMES ET DE MÉTHODES COMPTABLES du présent rapport de gestion, en mai 2015, Valener a obtenu une nouvelle dispense de trois ans des Autorités canadiennes en valeurs mobilières lui permettant de préparer ses états financiers consolidés en vertu des PCGR des États-Unis afin de répondre à ses obligations d’information continue au Canada. Cette exemption est valide jusqu’à la première des dates suivantes : (i) le 1er janvier 2019; (ii) le premier jour de l’exercice suivant l’arrêt des ATR par Valener, le cas échéant; (iii) la date de prise d’effet prescrite par l’IASB pour l’application obligatoire d’une norme IFRS permanente et spécifique propre aux entités exerçant des ATR. Valener utilisera donc les PCGR des États-Unis pour la préparation de ses états financiers consolidés annuels et intermédiaires des exercices 2016 à 2018 inclusivement.

Cette nouvelle dispense succède à celle qui avait préalablement été obtenue en juillet 2011 et qui permettait à Valener d’utiliser les PCGR des États-Unis pour les exercices 2013 à 2015 inclusivement. Cette dispense n’avait pas été utilisée compte tenu de la période de report octroyée par le CNC à la suite de l’ajout au programme de travail de l’IASB en décembre 2012 d’un projet global sur les ATR ainsi que le développement d’une norme provisoire.

Des informations détaillées sur le projet de conversion aux PCGR des États-Unis de Gaz Métro sont présentées à la section S) RÉCENTS CHANGEMENTS DE NORMES ET DE MÉTHODES COMPTABLES du présent rapport de gestion. Les détails présentés relatifs à la gouvernance, du plan de conversion, des systèmes d’informations ainsi que du contrôle interne à l’égard de l’information financière sont applicables autant pour le projet de conversion de Valener que pour celui de Gaz Métro.

Outre les différences identifiées au niveau de Gaz Métro, les analyses effectuées jusqu’à maintenant ont permis d’identifier une différence propre à Valener. En effet, en vertu des PCGR du Canada, l’effet du renversement d’une provision pour moins-value liée à des actifs d’impôts futurs doit être comptabilisé au bénéfice net, sans égard au classement de l’élément qui a donné l ieu à l’actif d’impôts futurs provisionné dans les exercices antérieurs. En vertu des PCGR des États-Unis, cet effet de renversement doit être comptabilisé selon le même classement que les éléments qui ont donné lieu au changement dans l’appréciation de la probabilité de réalisation futur des actifs d’impôts futurs.

À compter du 1er octobre 2015, Valener devra se conformer à ces exigences, avec retraitement du bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 et de l’exercice comparatif 2015. Ainsi, l’effet du renversement de la portion d’une provision pour moins-value relative à des actifs d’impôts futurs ayant trait à des éléments associés aux autres éléments du résultat étendu, sera ajusté de la façon suivante :

Bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 : Aucun impact

États financiers consolidés de l’exercice 2015 : Reclassement de l’économie d’impôts futurs comptabilisée au bénéfice

net vers les autres éléments du résultat étendu. Le déficit et le cumul des autres éléments du résultat étendu seront

ajustés à la hausse en conséquence.

G) INSTRUMENTS FINANCIERS

Une partie du bilan consolidé de la Compagnie se compose d’instruments financiers. Les actifs financiers de la Compagnie comprennent la trésorerie, le montant à recevoir de Gaz Métro et les distributions à recevoir de Gaz Métro. Les passifs financiers de la Compagnie comprennent les fournisseurs et charges à payer, les dividendes à payer aux actionnaires ordinaires et aux actionnaires privilégiés, la dette à long terme et le passif lié aux instruments financiers dérivés. Le classement des instruments financiers de la Compagnie ainsi que les informations quantitatives relatives à leur comptabilisation sont présentés aux notes 2 et 12 afférentes aux états financiers consolidés audités de la Compagnie pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014 et la gestion des risques reliés aux instruments financiers est traitée à la note 13.

RAPPORT DE GESTION

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JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS FINANCIERS

Au 30 septembre 2015, la Compagnie détient des actifs financiers détenus à des fins de transactions qui sont évalués à la juste valeur. La Compagnie détient également des prêts et créances et des passifs financiers détenus à des fins autres que de transaction, qui sont évalués au coût après amortissement. La valeur comptable de ceux-ci se rapproche toutefois de leur juste valeur en raison de leurs échéances rapprochées ou, puisque leurs modalités sont comparables, à celles du marché actuel pour des instruments similaires.

INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS

Au cours de l’exercice 2015, Valener a conclu des accords de crédit croisé d’une valeur nominale totale de 44,8 millions $, ayant une date de résiliation anticipée obligatoire fixée au 31 octobre 2016, dans le but de couvrir le risque de fluctuation des taux d’intérêt pour l’émission d’une dette initialement prévue. Ces instruments financiers dérivés sont classifiés comme étant détenus à des fins de transactions. De plus, les conditions permettant d’appliquer la comptabilité de couverture à ces accords de crédit croisé n’ayant pas été réunies, les variations de juste valeur sont donc comptabilisées aux résultats. Les accords de crédit croisé sont comptabilisés à leur juste valeur, établie en fonction des taux d’intérêt à terme en vigueur à la fermeture des marchés, à la date du bilan. La juste valeur de ces accords de crédit croisé a été calculée selon la méthode des flux de trésorerie futurs actualisés.

RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS

À la suite de la conclusion de ces accords de crédit croisé, Valener s’est exposée aux risques de marché et de liquidité car, la variation des taux d’intérêt a une incidence sur la juste valeur des actifs et passifs financiers. Se référer à la section E) FACTEURS

DE RISQUE DE VALENER à la rubrique intitulée « Risque de liquidité » du présent rapport de gestion qui décrit lesdits risques.

H) ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés de la Compagnie selon les PCGR du Canada exige que la direction du gestionnaire pose des hypothèses et exerce son jugement afin de procéder à des estimations. Ces estimations, fondées sur l’expérience historique et les conditions actuelles, pourraient différer de manière importante des résultats réels. Les estimations comptables critiques propres à Valener sont décrites ci-après. Il est à noter que les résultats de Valener sont également influencés par les estimations comptables critiques propres à Gaz Métro. Pour plus de détails sur les estimations comptables critiques propres à Gaz Métro, se référer à la section U) ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES du présent rapport de gestion.

IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

Valener est imposable sur l’ensemble de ses bénéfices, tel que déterminé par les lois fiscales en vigueur, incluant les bénéfices provenant de ses participations dans des satellites constitués en sociétés en commandite. Ces sociétés en commandite ne présentent pas de dépense d’impôts sur les bénéfices car, selon les lois fiscales en vigueur, leur bénéfice est imposable au niveau de leurs associés.

La Compagnie utilise la méthode du passif fiscal pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices. Selon cette méthode, les actifs et les passifs d’impôts futurs sont déterminés en fonction des écarts temporaires entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs de la Compagnie ainsi que sa quote-part des écarts temporaires des satellites constitués en sociétés en commandite. Ils sont mesurés en appliquant, à la date des états financiers consolidés, les taux d’imposition et les lois fiscales en vigueur ou pratiquement en vigueur pour les exercices au cours desquels les écarts temporaires sont censés se résorber. L’incidence d’une modification des taux d’imposition sur les actifs et passifs d’impôts futurs est incluse dans les résultats de la période au cours de laquelle la modification est entrée en vigueur ou pratiquement entrée en vigueur. Dans tous les cas, les actifs d’impôts futurs sont comptabilisés seulement s’il est plus probable qu’improbable qu’ils se réaliseront. La contrepartie des impôts futurs relatifs aux activités assujetties à la réglementation des tarifs est reflétée dans la participation dans Gaz Métro.

Cette méthode exige la formulation de jugements importants sur la possibilité, ou non, qu’il soit plus probable qu’improbable que les actifs d’impôts futurs de la Compagnie soient recouvrés à partir des bénéfices imposables futurs et, par conséquent, qu’ils puissent être constatés dans les états financiers consolidés de la Compagnie. Elle exige également la formulation de jugements sur le moment prévu de la réalisation des actifs d’impôts, du règlement des passifs d’impôts et sur la détermination des taux d’imposition qui seront alors en vigueur ou pratiquement en vigueur.

I) INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES

ACTIONS EN CIRCULATION

Au 25 novembre 2015, le nombre d’actions ordinaires et d’actions privilégiées de série A en circulation s’élève à 38 438 087 (incluant les 78 118 actions ordinaires émises le 15 octobre 2015 dans le cadre du RRD) et à 4 000 000 respectivement. Seules les actions ordinaires de la Compagnie sont assorties de droits de vote.

RAPPORT DE GESTION

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OPÉRATIONS ENTRE APPARENTÉS

Toutes les opérations entre apparentés suivantes sont réalisées dans le cours normal des activités et, sauf indication contraire, sont mesurées à la valeur d’échange, soit le montant de la contrepartie établi et convenu par les apparentés.

a) Convention d’administration et de soutien de gestion

Gaz Métro et Valener ont conclu une convention d’administration et de soutien de gestion (convention d’administration), échéant en 2025, aux termes de laquelle, notamment (i) Gaz Métro, directement ou par l’intermédiaire de GMi, son commandité, fournit à Valener certains services d’administration et de soutien de gestion se rapportant uniquement à la participation de Valener dans Gaz Métro et aux questions relatives aux sociétés ouvertes et, dans certains cas, certains services supplémentaires, et (ii) Gaz Métro rembourse à Valener tous les frais administratifs généraux que cette dernière engage (y compris les coûts afférents aux sociétés ouvertes), sous réserve de certaines restrictions. Dans le cadre de cette convention d’administration, Valener a facturé à Gaz Métro des frais de 1,7 million $ pour l’exercice 2015 (1,8 million $ en 2014).

b) Convention de non-concurrence

Le 30 septembre 2010, Gaz Métro et Valener ont conclu une convention de non-concurrence énonçant les paramètres selon lesquels Valener peut poursuivre ses propres projets de développement et mettre en œuvre ses propres stratégies d’acquisition.

Selon les dispositions de la convention de non-concurrence et sous réserve de certaines conditions, Valener ne peut, de quelque manière que ce soit, directement ou indirectement, et fera en sorte que les sociétés appartenant à son groupe de sociétés, au sens qui lui est attribué dans la Loi sur les valeurs mobilières (Québec), ne puissent, exercer ou détenir des intérêts dans une entité exerçant des « activités assujetties à des restrictions » ou conseiller une personne qui exerce des « activités assujetties à des restrictions » ou qui détient des intérêts dans une entité exerçant de telles activités, lui prêter de l’argent, garantir ses dettes ou ses obligations ou permettre que son nom, ou une partie de celui-ci, soit utilisé par une telle personne, sans le consentement écrit préalable du conseil d’administration de GMi. Aux fins de la convention de non-concurrence, le terme « activités assujetties à des restrictions » désigne (i) des activités gazières réglementées ou non réglementées dans la province de Québec, quelle qu’en soit la nature, notamment le transport, la distribution et l’entreposage de gaz naturel, le transport et la collecte de gaz de shale, les activités géothermiques et les activités liées au gaz naturel pour le transport, (ii) le transport ou la distribution de gaz naturel dans l’État du Vermont, et (iii) la production, la transmission ou la distribution d’électricité dans l’État du Vermont.

J) RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Étant donné que Valener détient une participation dans Gaz Métro et indirectement dans Parcs 2 et 3 et dans Parc 4, ses résultats d’exploitation pour les périodes intermédiaires reflètent le caractère saisonnier des résultats intermédiaires de ces dernières. Les résultats d’exploitation de Valener pour les périodes intermédiaires ne sont donc pas nécessairement représentatifs des résultats qui sont attendus pour l’exercice. En effet, les variations saisonnières de la température et du vent influencent la consommation d’énergie des clients et la production d’énergie des parcs éoliens, et se reflètent dans les résultats financiers intermédiaires consolidés de Valener comme en témoigne le tableau ci-dessous. Historiquement, les deux premiers trimestres donnent lieu à des revenus et à une rentabilité supérieurs aux autres trimestres du même exercice financier pour Valener.

Exercice (en millions de dollars, sauf lorsque indiqué autrement) 1er 2e 3e 4e 2015

Revenus 22,6 $ 44,6 $ 0,5 $ (9,0) $ 58,7 $

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires 15,3 $ 32,2 $ 1,4 $ (6,1) $ 42,8 $

Bénéfice net (perte nette) de base et dilué(e) par action ordinaire (en $) 0,40 $ 0,84 $ 0,04 $ (0,16) $ 1,12 $


Revenus 21,8 $ 39,3 $ (1,2) $ (8,7) $ 51,2 $ Bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires 15,8 $ 29,1 $ (1,7) $ (6,5) $ 36,7 $ Bénéfice net (perte nette) de base et dilué(e) par action ordinaire (en $) 0,42 $ 0,77 $ (0,04) $ (0,17) $ 0,97 $

SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

La perte nette attribuable aux actionnaires ordinaires du quatrième trimestre de l’exercice 2015 s’établit à 6,1 millions $ comparativement à 6,5 millions $ au quatrième trimestre de l’exercice 2014. La variation favorable de 0,4 million $ s’explique principalement par (i) l’effet favorable de la charge d’impôts futurs dû à la variation de l’écart temporaire externe sur la participation

RAPPORT DE GESTION

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dans Gaz Métro et (ii) la diminution de la quote-part de la perte nette de Gaz Métro d’un montant de 0,5 million $ représentant 29 % du bénéfice net de Gaz Métro tel que décrit à la section N) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE CONSOLIDÉE de Gaz Métro, atténuée par (iii) la perte non réalisée de 2,1 millions $ liée aux accords de crédit croisé à la suite de la baisse des taux d’intérêt.

La variation du bénéfice net (perte nette) attribuable aux actionnaires ordinaires pour chacun des trois autres trimestres s’explique principalement par la quote-part de la variation du bénéfice net (perte nette) de Gaz Métro, comme décrite à la section W) RÉSULTATS TRIMESTRIELS de Gaz Métro et par la variation de la juste valeur des accords de crédit croisé, conclus en octobre 2014, découlant de la variation des taux d’intérêt, partiellement compensée par les variations de la charge d’impôts sur les bénéfices relative à ces éléments.

K) ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DU BILAN

DÉCLARATION D’UN DIVIDENDE AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES

Le 27 novembre 2015, le conseil d’administration a déclaré un dividende trimestriel de 0,27 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2015, payable le 15 janvier 2016 aux actionnaires ordinaires inscrits aux registres à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2015. Le conseil d’administration a aussi approuvé que le réinvestissement des dividendes en actions ordinaires supplémentaires se fasse, pour le dividende payable le 15 janvier 2016, par une émission de nouvelles actions ordinaires de la Compagnie à escompte de 2 %, en accord avec les modalités du RRD.

DÉCLARATION D’UN DIVIDENDE AUX ACTIONNAIRES PRIVILÉGIÉS

Le 27 novembre 2015, le conseil d’administration a également déclaré un dividende de 0,271875 $ par action privilégiée de série A, pour la période du 16 octobre 2015 au 15 janvier 2016, payable le 15 janvier 2016 aux actionnaires privilégiés inscrits aux registres à la fermeture des bureaux le 11 janvier 2016.

RAPPORT DE GESTION

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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

L) APERÇU DE LA SOCIÉTÉ ET AUTRES

Comptant plus de 6 milliards $ d’actifs, Gaz Métro est un important distributeur d’énergie. Principale entreprise de distribution de gaz naturel au Québec, elle y exploite un réseau de conduites souterraines de plus de 10 000 km qui dessert plus de 300 municipalités et rejoint plus de 195 000 clients. Gaz Métro est aussi présente au Vermont où elle dessert plus de 310 000 clients. Elle y est active sur le marché de la production d’électricité et sur celui de la distribution d’électricité et de gaz naturel. Gaz Métro s’implique dans le développement et l’exploitation de projets énergétiques porteurs et novateurs tels que le gaz naturel comme carburant et le gaz naturel liquéfié en remplacement d’énergies plus émissives, la production d’énergie éolienne et la valorisation du biométhane. Gaz Métro est un joueur clé du secteur énergétique qui prend les devants pour répondre aux besoins de ses clients, des régions et municipalités, des organismes communautaires et des collectivités, en plus de répondre aux attentes de ses associés (GMi et Valener) et de ses employés.

MISSION, VISION ET VALEURS

« La mission principale de Gaz Métro est de distribuer le gaz naturel au Québec. L’entreprise fournit aussi d’autres services énergétiques, dont la distribution de gaz naturel et d’électricité au Vermont, et investit avec des partenaires dans la réalisation de projets énergétiques porteurs de croissance.

Gaz Métro vise à être une entreprise d’avant-garde dans le domaine de l’énergie. Dans l’accomplissement de sa mission, Gaz Métro s’appuie sur les valeurs de responsabilité, de performance et de respect.

Comme entreprise responsable, Gaz Métro entend notamment répondre aux besoins des générations présentes sans compromettre la capacité des générations futures à répondre aux leurs.

Comme entreprise performante, Gaz Métro cultive l’excellence et cherche à atteindre les meilleurs résultats pour elle-même et pour ses partenaires d’affaires.

Comme entreprise respectueuse, Gaz Métro accorde une pleine considération aux intérêts et aux attentes de ses clients, de ses investisseurs, de ses employés et des collectivités.

Engagée en faveur d’un développement durable, Gaz Métro pense l’énergie dans une perspective globale pour mieux fournir ses services à l’échelle locale. »

STRATÉGIE

La Société demeure convaincue que le succès de toute entreprise de demain, tout comme c’est le cas aujourd'hui, dépendra de son habileté à maintenir un équilibre entre les intérêts et les attentes de ses clients, de ses investisseurs et de ses employés, le tout dans le respect de la collectivité et dans une perspective de développement durable.

L’objectif financier de Gaz Métro demeure d’offrir à ses associés un rendement stable et solide, couplé à une création de

richesse au fil des ans. L’atteinte de cet objectif, bien que largement tributaire de la performance des activités de distribution d’énergie au Québec et au Vermont, reposera également sur son habileté à développer de façon rentable ses autres activités tout en maintenant sensiblement le même profil global de risque d’affaires.

Sur le plan commercial, la Société entend poursuivre l’accroissement de sa clientèle et lui livrer des services énergétiques de

haute qualité, et ce, au moindre coût possible, en s’appuyant sur des politiques et des programmes qui motivent ses employés et ses partenaires d’affaires.

Sur le plan réglementaire, il est important de préciser que la quasi-totalité des activités de la Société sont réglementées. Par

conséquent, la rentabilité de l’entreprise est fonction de sa capacité à investir dans le développement de ses différents réseaux

GAZ MÉTRO S’ENGAGE ACTIVEMENT POUR UN AVENIR

ÉNERGÉTIQUE MEILLEUR EN S’IMPLIQUANT DANS DIVERS PROJETS

NOVATEURS COMME LA PRODUCTION D’ÉNERGIE SOLAIRE ET

ÉOLIENNE, LE BIOMÉTHANE, LE GAZ NATUREL COMME

CARBURANT ET LE GNL

RAPPORT DE GESTION

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et des taux de rendement autorisés sur l’avoir présumé par les différents organismes de réglementation. Il lui importe donc de demeurer à l’affût des opportunités d’investissements supplémentaires dans ses différents réseaux et de s’assurer que les taux de rendement autorisés sur l’avoir présumé soient justes et raisonnables.

APERÇU DES SECTEURS D’ACTIVITÉ

1. SECTEUR DE LA DISTRIBUTION D’ÉNERGIE

Le secteur de la distribution d’énergie englobe les activités reliées à la distribution de gaz naturel au Québec et au Vermont, en plus des activités reliées à la distribution d’électricité au Vermont.

Les activités de ce secteur sont soumises à la réglementation des tarifs par des organismes de réglementation situés au Québec et au Vermont. Les tarifs de distribution de gaz naturel et d’électricité sont établis principalement en fonction d’une méthode fondée sur le coût de service, qui permet à la société concernée de fixer ses revenus chaque année de manière à recouvrer les frais prévus afin de desservir la clientèle et de réaliser un rendement de base raisonnable sur les capitaux affectés à cette activité.

1.1 ACTIVITÉS DE DISTRIBUTION DE GAZ NATUREL

Gaz Métro-daQ

Gaz Métro-daQ, une des activités principales de Gaz Métro, distribue environ 97 % du gaz naturel qui est consommé au Québec. Afin d’approvisionner sa clientèle, Gaz Métro-daQ détient un portefeuille varié d’outils de capacités de transport et d’entreposage dont les échéances sont échelonnées dans le temps. Gaz Métro-daQ détient des capacités de transport sur le réseau de TCPL et d’Union Gas qui servent à acheminer le gaz naturel vers son territoire exclusif, en provenance de l’Ouest canadien ou de Dawn, en Ontario. Les capacités d’entreposage contractées ou détenues par Gaz Métro-daQ lui permettent quant à elles de répondre aux fluctuations de la consommation de sa clientèle. Les capacités d’entreposage contractées par Gaz Métro-daQ sont situées au Québec ainsi qu’à Dawn, en Ontario. Gaz Métro-daQ achète le gaz naturel requis pour approvisionner sa clientèle ou reçoit le gaz naturel des clients qui ont choisi de contracter eux-mêmes leur approvisionnement en gaz naturel. Le plan d’approvisionnement de Gaz Métro-daQ est soumis annuellement à la Régie pour approbation.

RAPPORT DE GESTION

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Gaz Métro-daQ est soumise à la réglementation de la Régie, qui fixe annuellement les tarifs de transport, d’équilibrage et de distribution, et mensuellement les tarifs de fourniture, de SPEDE et de compression. Depuis le 1er novembre 2015, les coûts du service de compression sont imputés au service de transport, en raison de l’abolition de ce service. La Régie assure également une surveillance des activités d’exploitation et de développement des réseaux de distribution de gaz naturel de Gaz Métro-daQ. Dans le cadre de l’établissement des tarifs annuels de Gaz Métro-daQ, la Régie fixe le taux de rendement autorisé sur l’avoir ordinaire présumé.

Gaz Métro-daQ emploie plus de 1 400 employés. Dans la poursuite de l’excellence avec ses fournisseurs, partenaires et clients, Gaz Métro-daQ s’est dotée d’un système d’indicateurs qui lui permet de mesurer ses performances organisationnelles, opérationnelles et financières en regard d’objectifs déterminés en début d’exercice. Une partie de ce système d’indicateurs sert particulièrement de mesure de performance s’appliquant à Gaz Métro-daQ dans l’encadrement réglementaire actuellement en vigueur quant aux volets suivants :

la qualité du service envers la clientèle de Gaz Métro-daQ et sa satisfaction; la gestion sécuritaire de son réseau (programme d’entretien préventif et délais d’intervention); la réduction des émissions de GES; le respect des procédures de recouvrement et d’interruption de service; et la gestion environnementale (ISO 14001).

Il est à noter que ces indicateurs de performance influencent également le partage des excédents de rendement du service de distribution de Gaz Métro-daQ. En effet, advenant que Gaz Métro-daQ n’atteigne pas les seuils fixés pour ses indicateurs de performance sur une base annuelle, la portion des excédents de rendement attribuable aux associés serait revue à la baisse.

En plus des indicateurs reliés à son encadrement réglementaire, Gaz Métro-daQ a mis en place en 2013 un système d’indicateurs en responsabilité sociale basé sur la quatrième génération des lignes directrices de la Global Reporting Initiative (GRI-G4). Ces indicateurs financiers et extra financiers sont liés aux enjeux prioritaires identifiés par les parties prenantes internes et externes de Gaz Métro-daQ, autant dans les sphères économiques, sociales, environnementales que de gouvernance. Les données ainsi mesurées sont publiées aux deux ans dans un rapport de développement durable. Voici quelques exemples des enjeux et indicateurs présentés :

Performance économique : Valeur économique directe créée et distribuée; Pratiques d’achat : Part des dépenses réalisées avec des fournisseurs locaux; Énergie : Consommation énergétique de l’organisation; Santé et sécurité : Taux et types d’accidents de travail; et Emploi : Nombre de nouveaux salariés et taux de rotation du personnel.

Gaz Métro-daQ a publié en toute transparence un premier rapport de développement durable élaboré selon les lignes directrices GRI-G4 en mars 2014. C’est l’un des tout premiers rapports au Québec à répondre aux exigences de ces lignes directrices et le premier à obtenir la validation « Materiality Matters » au Canada. Le second rapport de développement durable de Gaz Métro-daQ sera publié au cours du printemps 2016.

VGS

VGS, filiale de Gaz Métro, possède et exploite un réseau de transport et de distribution de gaz naturel de plus de 1 300 km dans l’État du Vermont aux États-Unis. VGS est l’unique distributeur gazier au Vermont et dessert près de 50 000 clients principalement dans les marchés résidentiel et commercial. VGS s’approvisionne en gaz naturel en provenance de l’Ouest canadien et de Dawn, en Ontario. Le gaz naturel est transporté et acheminé jusqu’à son gazoduc principal, situé à la frontière du Canada et du Vermont, par le réseau de TCPL. VGS est soumise à la réglementation du VPSB qui approuve les tarifs de base annuellement alors que le tarif de fourniture est ajusté, sur une base trimestrielle, selon le mécanisme d’ajustement tarifaire en place.

Par ailleurs, l’encadrement réglementaire actuellement en vigueur prévoit que VGS doit également respecter, sur la base d’une année civile, certains indicateurs de performance portant sur la qualité du service offert. Ces indicateurs portent principalement sur :

l’efficacité du service envers sa clientèle; la satisfaction de sa clientèle; et la sécurité au travail.

Advenant que VGS n’atteigne pas les seuils fixés pour ses indicateurs de performance de façon annuelle, une pénalité pourrait lui être imposée par le VPSB et par conséquent, son rendement pourrait en être affecté.

RAPPORT DE GESTION

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1.2 ACTIVITÉS DE DISTRIBUTION ÉLECTRIQUE

GMP

GMP, filiale de Gaz Métro, est le premier distributeur d’électricité en importance au Vermont desservant plus de 70 % du marché avec plus de 260 000 clients. Les principales activités de GMP comportent la distribution, le transport, la production, l’achat et la vente d’électricité au Vermont et, de façon plus marginale, le transport d’électricité dans l’État du New Hampshire et la production d’électricité dans les États de New York, du Maine et du Connecticut. Le réseau de GMP est composé de plus de 1 500 km de lignes de transmission aériennes, 18 000 km de lignes de distribution aériennes et 1 600 km de lignes de distribution souterraines majoritairement situées dans l’État du Vermont, mais s’étendant également au New Hampshire et à New York. Elle produit une partie de l’électricité qu’elle distribue, mais en achète la majeure partie de différents producteurs. Son portefeuille d’approvisionnement comporte différentes sources de génération, la principale étant l’hydroélectricité et dans une moindre mesure, l’énergie nucléaire, éolienne et solaire. GMP détient également 32 centrales hydroélectriques, toutes situées dans l’État du Vermont et représentant environ 8 % de son portefeuille d’approvisionnement. Par ailleurs, étant présentement la seule entreprise de services publics en électricité au Vermont à détenir et à exploiter des parcs éoliens à l’échelle commerciale, par l’entremise de son parc éolien KCW d’une puissance installée de 63 mégawatts situé à Lowell et celui de Searsburg d’une puissance installée de six mégawatts, et avec une capacité installée de 7,9 mégawatts pour la production d’énergie solaire, GMP est le plus grand producteur d’énergie éolienne et solaire de l’État. GMP travaille également à développer d’autres projets d’énergie renouvelable comme le Cow Power, qui permet de transformer les excréments produits par les vaches laitières en énergie électrique propre.

GMP est assujettie à la réglementation du VPSB, tout comme VGS. Les tarifs d’électricité sont approuvés annuellement par le VPSB et sont établis à l’aide d’une méthode fondée sur le coût de service. Toutefois, un mécanisme d'ajustement trimestriel est en place afin que les coûts supplémentaires ou les économies non prévues lors de l’établissement des tarifs, liés à la fourniture d’électricité ou à la transmission, soient récupérés ou remis aux clients. De plus, conformément à l’encadrement réglementaire actuellement en vigueur, GMP doit également respecter, sur la base d’une année civile, certains indicateurs de performance portant sur la qualité du service offert. Ces indicateurs portent principalement sur :

la qualité du service envers sa clientèle et sa satisfaction; la sécurité au travail; et la fiabilité du système.

Ainsi, advenant que GMP n’atteigne pas les seuils fixés pour ses indicateurs de performance de façon annuelle, une pénalité pourrait lui être imposée par le VPSB et par conséquent, son rendement pourrait en être affecté.

Velco et Transco

GMP détient une participation importante dans Transco et dans Velco. Transco est une société dont les activités principales sont la planification, la construction, l'exploitation et le maintien d’un système de transmission électrique au Vermont. Transco possède un réseau de transport d’électricité à haute tension lui permettant d’offrir un service de transmission électrique à plus de 17 distributeurs d’électricité au Vermont et à deux distributeurs d’électricité au New Hampshire. Elle approvisionne également la Nouvelle-Angleterre en électricité par l’entremise d’ISO-NE, qui s’occupe de gérer les activités de génération et de transmission électrique dans cette région. Velco, quant à elle, exploite une ligne de transmission utilisée pour transmettre l'électricité achetée par les distributeurs d’électricité de la Nouvelle-Angleterre auprès d’Hydro-Québec. Velco agit aussi à titre de gestionnaire de Transco, ce qui lui confère le pouvoir de gérer, à sa discrétion, les activités quotidiennes de cette dernière. Velco et Transco sont soumises à la réglementation de la FERC pour l’établissement de leurs tarifs et de leur financement et à celle d’autres organismes de réglementation du Vermont pour, entre autres, la construction d’actifs reliés à la transmission d’électricité.

RAPPORT DE GESTION

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VYNPC

VYNPC est une filiale détenue en propriété exclusive par Gaz Métro. La principale activité de VYNPC est la gestion de son fonds de placement dont les sommes serviront à régler ses obligations envers le Department of Energy des États-Unis (DOE) pour l’élimination de combustible nucléaire irradié. VYNPC est soumise à la réglementation de la FERC et du VPSB.

2. SECTEUR DU TRANSPORT DE GAZ NATUREL

Gaz Métro détient des participations financières dans trois entreprises de transport de gaz naturel, soit TQM, Champion et PNGTS.

TQM

La Société détient une participation de 50 % dans TQM, qui exploite au Québec un gazoduc raccordé, en amont, à celui de TCPL et, en aval, à celui de PNGTS et au réseau de Gaz Métro-daQ. Ses activités sont soumises à la réglementation de l’ONÉ.

Champion

Champion, filiale à part entière de Gaz Métro, exploite deux gazoducs qui traversent la frontière ontarienne et alimentent le réseau de distribution de Gaz Métro-daQ dans le Nord-Ouest québécois. Les activités de Champion sont réglementées par l’ONÉ en ce qui a trait à la détermination des revenus, des droits, de la construction et de l’exploitation de son réseau.

PNGTS

Gaz Métro détient aussi une participation de 38,3 % dans le gazoduc de PNGTS qui prend origine à la frontière du Québec et se rend jusqu’en banlieue de Boston. Les activités de PNGTS sont soumises à la réglementation de la FERC.

3. SECTEUR DE LA PRODUCTION D’ÉNERGIE

Ce secteur englobe les activités de production d’énergie non réglementées découlant de Parcs 2 et 3 et de Parc 4.

Parcs 2 et 3

Parcs 2 et 3 est une coentreprise détenue à parts égales par Boralex et Beaupré Éole, elle-même également détenue à 51 % par Gaz Métro et à 49 % par Valener. Les principales activités de cette coentreprise sont de détenir et exploiter deux parcs éoliens d’une puissance installée de 272 mégawatts sur les terres privées de la Seigneurie de Beaupré. Leur mise en service commerciale a eu lieu au cours du premier trimestre de l’exercice 2014 et toute l’électricité produite est vendue à Hydro-Québec, en vertu de contrats établis sur 20 ans.

Parc 4

Parc 4 est une coentreprise détenue à parts égales par Boralex et Beaupré Éole 4, elle-même également détenue à 51 % par Gaz Métro et à 49 % par Valener. Les principales activités de cette coentreprise sont de détenir et exploiter un parc éolien d’une puissance installée de 68 mégawatts sur les terres privées de la Seigneurie de Beaupré. Sa mise en service commerciale a eu lieu le 1er décembre 2014 et toute l’électricité produite est vendue à Hydro-Québec, en vertu d’un contrat établi sur 20 ans.

4. SECTEUR DES SERVICES ÉNERGÉTIQUES, ENTREPOSAGE ET AUTRES

4.1 SERVICES ÉNERGÉTIQUES

Les activités reliées aux services énergétiques ne sont pas réglementées et sont réalisées par les filiales et coentreprises suivantes :

Gaz Métro GNL, filiale de Gaz Métro, a été créée en raison de la progression actuelle et anticipée de la demande dans

le marché du GNL. Le rôle de Gaz Métro GNL est de structurer l’offre de GNL et d’assurer la mise en marché de la capacité de liquéfaction de l’usine LSR de Gaz Métro-daQ, située dans l’est de Montréal, et de celle à être construite par Gaz Métro GNL pour le marché du gaz naturel en tant que carburant, en remplacement des produits pétroliers. Elle entend également desservir la demande industrielle à distance du réseau gazier de Gaz Métro-daQ à l’aide de GNL selon les besoins et les distances du réseau, en plus d’offrir des solutions en approvisionnement de GNL par camion ou navire.

RAPPORT DE GESTION

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Gaz Métro Solutions Énergie, filiale de Gaz Métro, a été créée au cours du troisième trimestre de 2015, afin d’assurer,

notamment, le stockage, le traitement et la regazéification du GNL pour répondre aux besoins en énergie de pointe de la centrale de TransCanada Énergie à Bécancour et de projets similaires.

Solutions Transport, filiale de Gaz Métro, est le chef de file au Québec en matière de carburants alternatifs, autant

pour le rôle-conseil qu’elle assure auprès des entreprises que pour le déploiement de stations de ravitaillement. Solutions Transport a été mise sur pied dans le but de développer le marché du gaz naturel comme carburant dans le secteur du transport lourd, sous forme liquéfiée ou comprimée, une alternative plus propre pour remplacer le diesel. Solutions Transport offre des solutions clé en main aux propriétaires de parcs de véhicules afin de les accompagner tout au long de leur projet de migration dans le but d’utiliser le gaz naturel comme carburant. De plus, dans le but de développer le marché du gaz naturel comme carburant, Solutions Transport a aussi développé la Route bleue, un réseau de ravitaillement de gaz naturel pour véhicules de transport lourd au Québec et en Ontario.

Gaz Métro Plus, filiale de Gaz Métro, est un chef de file en matière de produits et services énergétiques. Cette filiale

offre une gamme de produits pour satisfaire la clientèle en ce qui a trait à l’installation, la vente, la location, l’entretien et la réparation d’équipements alimentés en gaz naturel. Cette filiale se positionne dans les marchés résidentiel, commercial et institutionnel.

CCUM, coentreprise détenue à parts égales par Gaz Métro et Dalkia Canada Inc., possède et exploite trois réseaux

distincts de vapeur, d’eau chaude et d’eau froide utilisés pour le chauffage et la climatisation d’immeubles commerciaux. Son réseau s’étend sur 3 km, dessert 1,8 million de mètres carrés de surfaces diverses et comble les besoins énergétiques du tiers de la superficie commerciale du centre-ville de Montréal.

4.2 ENTREPOSAGE

Gaz Métro détient une participation dans Intragaz dont l’activité est concentrée dans l’entreposage souterrain de gaz naturel,

activité qui s’inscrit naturellement dans la mission de Gaz Métro puisque l’entreposage de gaz naturel fait partie intégrante de sa chaîne d’approvisionnement. Les participations respectives de Gaz Métro et d’ENGIE (anciennement GDF SUEZ), l’autre copropriétaire d’Intragaz, varient entre 40 % et 60 % selon les entités formant Intragaz.

Intragaz exploite les deux seuls réservoirs souterrains d’entreposage de gaz naturel situés au Québec, sur le territoire de Gaz Métro-daQ, qui est aussi son seul client, et ses tarifs sont approuvés par la Régie. La méthode d’établissement des tarifs d’Intragaz est basée sur son coût de service.

5. SECTEUR DES AFFAIRES CORPORATIVES

Ce secteur englobe toutes les autres activités de la Société qui ne sont pas directement attribuables aux autres secteurs, dont des frais de développement reliés à différents projets.

ACQUISITIONS ÉVENTUELLES

La Société continue d’être à l’affût des opportunités qui pourraient se présenter, mais entend demeurer fidèle à sa ligne de conduite qui est de ne considérer que les projets qui cadrent avec la mission de l’entreprise, qui sont créateurs de valeur, qui ont un profil de risque jugé similaire au profil actuel de Gaz Métro et, dans le cas des projets de développement, qui comportent des contrats à long terme avec des contreparties solides.

MESURES FINANCIÈRES NON CONFORMES AUX PCGR DU CANADA ET AUTRE MESURE FINANCIÈRE CONFORME AUX PCGR DU CANADA

Les données financières ont été préparées en conformité avec les PCGR du Canada. La direction croit que la présentation de certaines mesures financières non conformes aux PCGR du Canada procure aux lecteurs des informations qu’elle juge utiles afin d’analyser la performance financière de Gaz Métro. Cependant, certaines mesures financières ne sont pas définies par les PCGR du Canada et ne devraient pas être considérées isolément ou comme substituts aux autres mesures financières établies selon ces mêmes PCGR du Canada. Les résultats obtenus pourraient ne pas être comparables à des mesures financières similaires utilisées par d’autres émetteurs et ne doivent donc être considérés qu’à titre d’information complémentaire.

RAPPORT DE GESTION

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Liquidités distribuables (déficitaires) normalisées (1) (2)

Elles correspondent aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, déduction faite des acquisitions de propriétés, aménagements et équipements. L’objectif de cette mesure est de présenter les flux de trésorerie générés par les activités de la Société, au cours d’une période, pouvant être disponibles pour des distributions aux associés.

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés, excluant les éléments non récurrents (3)

Il correspond au bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés, déduction faite des éléments que la direction considère comme non récurrents, selon la prémisse qu’ils ne sont pas susceptibles de se reproduire au cours des deux exercices suivants et ne se sont pas produits au cours des deux exercices précédant l’exercice au cours duquel ils se sont réalisés. Cette mesure est utilisée par la Société afin de mesurer et de comparer, entre les périodes, le bénéfice net ou la perte nette découlant de ses activités continues.

Ratio de la dette par rapport au capital investi (1)

Ce ratio correspond au total de la dette divisé par le capital investi. Le total de la dette correspond à la somme des emprunts bancaires, des échéances courantes de la dette à long terme et de la dette à long terme, nette des frais de financement. Le capital investi correspond à la somme du total de la dette et de l’avoir des associés. Ce ratio permet à la Société de mesurer son accessibilité à du financement par voie de dette lui permettant de saisir les opportunités de croissance futures.

(1) La section Q) GESTION DE LA TRÉSORERIE ET DES CAPITAUX fournit un rapprochement quantitatif de ces mesures avec celles établies conformément aux PCGR du Canada.

(2) Le présent rapport de gestion est, à tous égards importants, en conformité avec les recommandations formulées dans la publication de l’ICCA, Liquidités distribuables normalisées des fiducies de revenu et autres entités intermédiaires – Lignes directrices concernant la rédaction et les informations à fournir. Bien que le calcul de cette mesure se veuille uniforme et comparable d’une entreprise à l’autre, cette mesure ne représente pas, de l’avis de la direction, le meilleur reflet de la réalité économique de la Société, car elle ne tient pas compte de certains facteurs propres à ses activités.

(3) La section O) RÉSULTATS SECTORIELS fournit un rapprochement quantitatif de cette mesure avec celle établie conformément aux PCGR du Canada.

Afin d’évaluer sa performance financière, la direction utilise également une autre mesure financière qui ne fait pas partie des postes minimums prévus aux états financiers selon les PCGR du Canada, mais qui est tout de même conforme à ces derniers. À ce titre, la direction estime que le BAI ou perte avant impôts sur les bénéfices est un indicateur utile qui permet de mesurer le rendement financier de la Société et de ses différents secteurs d’activités.

M) CONTEXTE DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE ET DE GAZ MÉTRO

GAZ NATUREL EN AMÉRIQUE DU NORD

L’environnement et la concurrence

Les avantages environnementaux du gaz naturel sont des atouts indéniables pour son utilisation et constituent un facteur déterminant de l’accroissement de sa demande en Amérique du Nord. Gaz Métro est d’avis que la priorisation de son utilisation en remplacement d’énergies plus polluantes est un choix logique pour l’environnement et l’atteinte des cibles de réductions de GES du Québec. En effet, l’utilisation du gaz naturel en remplacement d’autres énergies plus polluantes telles que le diesel, le mazout et le charbon permet une réduction immédiate des émissions de GES d’approximativement 25 %, 31 % et 42 % respectivement. Sur le plan des émissions de polluants atmosphériques, le gaz naturel offre une performance remarquable, en comparaison avec d’autres énergies plus polluantes, et constitue une pièce maîtresse évidente en matière d’atténuation des problèmes de smog et de pluies acides.

De plus, au Québec, le gaz naturel est actuellement la forme d’énergie la plus concurrentielle parmi toutes celles distribuées sur la majorité des segments de marché, et ce, malgré le fait que la baisse des cours des produits pétroliers ait resserré la position concurrentielle du gaz naturel face aux différents types de mazout au cours de l’exercice 2015. À titre d’exemple, un client du marché industriel convertissant sa consommation d’énergie du mazout lourd (no 6) vers le gaz naturel peut réduire de près de 35 % les coûts liés à sa consommation d’énergie sur une base annuelle (1), alors qu’un client des marchés commercial et résidentiel convertissant sa consommation d’énergie du mazout léger (no 2) vers le gaz naturel peut les réduire dans des proportions allant d’environ 23 % à 53 % sur une base annuelle (1). Comparativement à l’électricité, un client du secteur résidentiel

(1) Basé sur les données de l’exercice 2015.

L’UTILISATION DU GAZ NATUREL EN

REMPLACEMENT D’AUTRES ÉNERGIES PLUS

POLLUANTES PERMET UNE RÉDUCTION

IMMÉDIATE DES ÉMISSIONS DE GES

ALLANT DE 25 % À 42 %

LE TRANSPORT ET LES INDUSTRIES SONT LES PLUS GRANDS

ÉMETTEURS DE GES AU QUÉBEC. PRIVILÉGIER L’UTILISATION

DU GAZ NATUREL DANS CES SECTEURS PEUT RÉDUIRE

JUSQU’À 32 % LES ÉMISSIONS DE GES

RAPPORT DE GESTION

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optant pour le gaz naturel comme source d’énergie pour le chauffage de sa résidence peut réduire ses coûts liés à la consommation d’énergie d’une proportion variant entre 9 % et 25 % (1) selon son type de résidence. Pour le marché commercial et industriel, cette économie peut varier entre 27 % et 59 % (1).

Cette position concurrentielle favorable a été maintenue malgré l’entrée en vigueur, le 1er janvier 2015, de la deuxième période de conformité du Règlement SPEDE, d’une durée de trois ans, venant remplacer le Règlement Fonds vert. Ainsi, les distributeurs de carburants et de combustibles doivent maintenant couvrir leurs émissions de GES et celles de leurs clients qui ne sont pas déjà assujettis au Règlement SPEDE par l’intermédiaire du marché du carbone. Gaz Métro-daQ a donc introduit un nouveau service SPEDE qu’elle facture à ses clients assujettis à ce Règlement. Il est important de rappeler que cette initiative de sensibilisation des consommateurs, entreprise par le gouvernement du Québec, s’inscrit dans sa démarche pour lutter contre les changements climatiques visant à réduire les émissions de GES du Québec. Une cible initiale de 20 % de réduction des émissions de GES d’ici l’horizon 2020 (par rapport aux émissions de 1990) avait été établie. Le gouvernement mène présentement une consultation afin d’établir une nouvelle cible pour l’horizon 2030, laquelle propose une réduction des émissions de 37,5 % (par rapport aux émissions de 1990). Pour plus de détails sur les effets du Règlement SPEDE, se référer à la rubrique Secteur de la distribution d’énergie à la section O) RÉSULTATS SECTORIELS.

Au Vermont, le gaz naturel jouit également d'un avantage concurrentiel important par rapport aux autres sources d'énergie dans les marchés de la chauffe de l’air et de l’eau, puisque dans les régions desservies par VGS, l’électricité est utilisée principalement à des fins motrices et d’éclairage, et l’utilisation du gaz naturel pour le chauffage est plus de 13 % et 39 % moins cher (1) que le mazout et le propane respectivement.

Les prix

Cet avantage économique du gaz naturel par rapport aux autres sources d’énergie résulte de l’offre continentale abondante qui fait pression à la baisse sur son prix. Cette offre abondante en Amérique du Nord découle surtout de la hausse de la production gazière aux États-Unis principalement issue des gaz de shale.

Comme en témoignent les prix du gaz naturel à Empress (Alberta) qui se sont situés en moyenne à 3,14 $/GJ au cours de l’exercice 2015, la dynamique de prix baissière amorcée au cours de l’été 2014 s’est poursuivie progressivement au cours de l’exercice 2015 étant donné l’abondance de l’offre sur le marché nord-américain. En effet, même si l’hiver 2015 a été beaucoup plus froid que la normale dans l’est du continent, cela a eu peu d’incidence sur les prix comparativement à l’année précédente en raison du niveau élevé des stocks ayant permis de combler la demande jusqu’à la fin de la saison. Rappelons qu’au cours de l’hiver 2014, le marché du gaz naturel a connu sa première période de volatilité depuis 2008, alors que des périodes prolongées de froid intense ont frappé une bonne partie de l’Amérique du Nord. L’augmentation de la demande au cours des mois d’hiver 2014 avait eu pour effet de diminuer de façon considérable les niveaux d’entreposage partout sur le continent nord-américain. Cependant, l’absence de période prolongée de température chaude au cours de l’été 2014, combinée à une augmentation de 6 % de la production gazière aux États-Unis en 2014, un record, a favorisé une reconstruction rapide de ces stocks et déclenché une dynamique de prix baissière au cours de l’été 2014.

(1) Basé sur les données publiées par le VDPS pour le mois de septembre 2015.

RAPPORT DE GESTION

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Le graphique suivant présente l’historique et la tendance future du prix mensuel du gaz naturel à Empress d’octobre 2011 à octobre 2016 :

Dans un horizon à plus long terme, des experts prévoient que l’offre de gaz naturel demeurera abondante en Amérique du Nord et répondra facilement à la croissance de la demande tant aux États-Unis qu’au Canada. Cette situation, également anticipée par les marchés financiers, se reflète dans la courbe des contrats à terme pour les prochaines années. Le consensus des analystes financiers indique que la moyenne annuelle des prix du gaz naturel en Alberta ne devrait pas dépasser 3,35 $/GJ entre 2015 et 2020.

Le gaz naturel sous toutes ses formes

Les avantages environnementaux et la position concurrentielle du gaz naturel par rapport aux autres formes d’énergies contribuent à l’accroissement de sa demande globale dans tous les secteurs et favorisent le développement de son utilisation sous diverses formes comme le GNL et le GNC. Ainsi, les industries du transport lourd et du transport maritime peuvent maintenant compter sur une solution de rechange au diesel pour alimenter leurs véhicules, et des entreprises établies dans des régions éloignées, non desservies par un réseau de gazoducs, peuvent maintenant envisager d’avoir accès au gaz naturel en étant desservies par camion ou par bateau. Sur un horizon à plus long terme, cette situation pourrait en plus favoriser la réalisation d’autres projets comme le développement de réseaux autonomes alimentés au GNL. Étant à l’écoute de sa clientèle actuelle et future, Gaz Métro participe activement au développement de ces nouveaux marchés. L’investissement total de 118 millions $ visant à tripler la capacité de liquéfaction de l’usine LSR d’ici novembre 2016, effectué par Gaz Métro et Investissement Québec, s’inscrit également dans cette perspective.

La dynamique d’approvisionnement

Bien qu’il soit anticipé, selon les experts, que l’offre continentale de gaz naturel soit supérieure à la demande dans un horizon à long terme, il n’en demeure pas moins que la dynamique des approvisionnements gaziers à l’intérieur du continent nord-américain peut aussi influencer le prix du gaz naturel et son avantage concurrentiel dans certaines régions incluant le Québec. Le marché du gaz naturel en Amérique du Nord est composé de trois carrefours d’échange importants : Henry Hub, situé en Louisiane, AECO situé en Alberta et Dawn en Ontario. Le prix du gaz naturel à chacun des carrefours reflète en grande partie l’équilibre de l’offre et de la demande continentale, tout comme il est influencé par les conditions régionales de marché.

Actuellement, l’approvisionnement gazier de Gaz Métro-daQ provient en grande partie de l’Ouest canadien, mais plus précisément d’Empress, en Alberta, où le gaz naturel est acheté puis transporté jusqu’au Québec, par l’intermédiaire du réseau de transport de TCPL. Gaz Métro-daQ s’approvisionne également au carrefour de Dawn, en Ontario, un marché qui offre des approvisionnements fiables, diversifiés et à des prix compétitifs grâce à une offre abondante de gaz naturel. Par ailleurs, ce carrefour étant géographiquement plus près du Québec, l’approvisionnement du marché québécois par ce dernier permet entre autres de réduire les coûts de transport, comparativement au point d’approvisionnement à Empress. Dans le but de faire bénéficier ses clients des économies pouvant être réalisées par le remplacement du transport longue distance par du transport courte distance, Gaz Métro-daQ a déposé en 2012 une demande d’autorisation auprès de la Régie visant à déplacer le point de

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Prix spot mensuel à Empress ($ CAN/GJ)

Moyenne mensuelle du prix spot quotidien à Empress (TD Securities)

Prix Empress de novembre 2015 à octobre 2016 ("Indicative ForwardPrice") par TD Securities en date du 13 novembre 2015

RAPPORT DE GESTION

30

réception de ses approvisionnements d’Empress vers Dawn. La Régie a reconnu les avantages de cette proposition et a donc autorisé ce déplacement qui est actuellement prévu se matérialiser à compter du 1er novembre 2016.

Cependant, l’accès du Québec à un approvisionnement en gaz naturel à prix concurrentiel était limité en raison de la saturation du réseau de transport de TCPL à partir du carrefour de Dawn vers le Québec, plus précisément au niveau du tronçon entre Parkway et Maple. À cet effet, Gaz Métro et les distributeurs gaziers de l’Ontario ont conclu une entente avec TCPL afin d’assurer un accès aux sources de gaz naturel diversifiées et abordables à partir du carrefour de Dawn. Pour plus de détails sur cette entente, se référer à la rubrique Secteur de la distribution d’énergie de la section O) RÉSULTATS SECTORIELS.

En octobre 2014, TCPL a déposé, auprès de l’ONÉ, une demande pour la réalisation de son projet Énergie Est qui vise la construction et l’exploitation d’un réseau d’oléoducs qui transporterait du pétrole de l’Ouest canadien vers des raffineries de l’est du Canada et vers de nouveaux terminaux maritimes, dans le but d’exporter le pétrole sur les marchés internationaux. Pour y arriver, ce projet convertirait une partie des actifs de transport de gaz naturel (appelé aussi « Mainline ») entre l’Alberta et le Québec, afin de permettre le transport de pétrole vers l’est du Canada. À cet égard, Gaz Métro et les distributeurs gaziers de l’Ontario ont conclu une entente avec TCPL en octobre 2015 portant notamment sur le projet Énergie Est. Cette entente vient dissiper plusieurs incertitudes inhérentes au contexte du marché gazier et touchant les consommateurs du Québec. Conformément à cette entente, TCPL modifiera sa demande à l’égard des projets Énergie Est et Eastern Mainline auprès de l’ONÉ pour refléter les termes de cette entente. Pour plus de détails sur ces projets, se référer à la rubrique Secteur de la distribution d’énergie de la section O) RÉSULTATS

SECTORIELS.

ÉLECTRICITÉ EN NOUVELLE-ANGLETERRE

L’offre sur le marché de l’énergie électrique en Nouvelle-Angleterre continue d’être suffisante pour répondre à la demande dans cette région. Toutefois, le contexte de prix élevé observé dans ce marché au cours de l’exercice 2014 s’est maintenu au cours de l’exercice 2015 étant donné la capacité limitée des gazoducs au cours des mois d’hiver et les températures froides observées qui ont cependant été moins extrêmes qu’en 2014. Rappelons que dans la région de la Nouvelle-Angleterre, le prix de l’électricité est fortement corrélé à celui du gaz naturel qui est une source d’énergie très utilisée pour la production d’électricité.

Ces prix élevés ont un effet direct sur les tarifs facturés aux clients par plusieurs distributeurs d’électricité régionaux. À ce jour, GMP n’a pas été touchée par l’incidence négative de cette hausse des prix de l’électricité, car les besoins en énergie de GMP sont principalement comblés au moyen de contrats à court terme et à long terme et de sources de production détenues par GMP qui ne fonctionnent pas au gaz naturel. Ainsi, si cette situation persiste, il est à prévoir que celle-ci exercera une pression accrue sur les tarifs à mesure que les contrats à court terme viendront à échéance. Cependant, il est à noter que la récente baisse des cours des produits pétroliers, ainsi que la possibilité d’un ajout de capacité sur le réseau de gazoducs de la Nouvelle-Angleterre, ont contribué à contrer la hausse des prix à terme de l’électricité pour les prochaines années ce qui pourrait faire en sorte de maintenir les coûts d’approvisionnement futurs de GMP.

Il est à noter qu’au cours de l’exercice 2015, au Vermont, GMP a enregistré une forte demande en électricité principalement en raison des températures hivernales plus froides que la normale. Toutefois, outre les variations de la demande liées aux conditions climatiques et à la capacité des gazoducs, GMP anticipe, à moyen terme, une certaine baisse de ses ventes en raison de l’amélioration continue des mesures en efficacité énergétique à l’échelle de l’État et du niveau croissant d’autoproduction dans les marchés résidentiel et commercial. Ainsi, afin de contrer cette baisse, GMP compte offrir la possibilité à ses clients, par un achat ou une location, de se procurer différents appareils à efficacité énergétique qui leur permettront de réaliser des économies sur leurs coûts en énergie au fil des ans. GMP prévoit que ces mesures en efficacité énergétique, qui se traduiront par la baisse du niveau de consommation d’énergie, permettront à ses clients de réaliser des économies supérieures à la hausse de ses tarifs qui résultera de cette baisse de consommation et des investissements nécessaires à la mise en œuvre de ces mesures.

TAUX D’INTÉRÊT ET IMPACT SUR LE TAUX DE RENDEMENT

Le cadre réglementaire actuel prévoit un mécanisme de fixation du taux de rendement autorisé sur l’avoir ordinaire présumé de Gaz Métro-daQ par le biais de l’application d’une formule d’ajustement automatique basée sur les prévisions des taux d’intérêt des obligations 30 ans du Canada. Or, compte tenu de l’impact défavorable de la faiblesse des taux d’intérêt qui prévaut depuis plusieurs années, la Régie a autorisé la suspension de l’application de cette formule d’ajustement automatique pour les exercices 2013, 2014 et 2015 et a établi le taux de rendement autorisé sur l’avoir ordinaire présumé à 8,90 %, taux qu’elle a reconduit pour les exercices 2016 et 2017.

GAZ MÉTRO-DAQ : RECONDUCTION DU TAUX DE RENDEMENT AUTORISÉ SUR

L’AVOIR ORDINAIRE PRÉSUMÉ DE 8,90 % POUR LES EXERCICES 2016 ET 2017

RAPPORT DE GESTION

31

Gaz Métro a également pu bénéficier de la conjoncture favorable des marchés et de ce contexte de faibles taux d’intérêt lors des émissions par GMi, à titre de commandité de Gaz Métro, de billets de premier rang d’un montant de 114,4 millions $ (100,0 millions $ US) en décembre 2014, et d’obligations de première hypothèque de série R d’un montant de 100,0 millions $ en mars 2015, toutes deux garanties par Gaz Métro. Le produit de ces émissions a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires.

N) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE ANNUELLE CONSOLIDÉE

1. FAITS SAILLANTS



Variation 2015

vs 2014

Variation 2014

vs 2013

Revenus 2 720,6 2 536,7 2 217,4 183,9 319,3 Marge bénéficiaire brute 1 078,0 1 014,1 934,1 63,9 80,0 BAI 238,2 221,7 209,5 16,5 12,2 Bénéfice net 188,0 173,8 178,9 14,2 (5,1)

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux :

Participations ne donnant pas le contrôle 3,6 (0,9) (1,5) 4,5 0,6 Associés 184,4 174,7 180,4 9,7 (5,7)

Bénéfice net de base et dilué par part attribuable aux associés (en $) 1,19 1,15 1,21 0,04 (0,06)

Bénéfice net attribuable aux associés, excluant les éléments non-récurrents (1) 192,4 174,7 165,7 17,7 9,0

Distributions déclarées par part aux associés (en $) 1,12 1,12 1,12 - - Actif total 7 218,0 6 144,2 5 582,8 1 073,8 561,4 Dette totale 3 593,3 3 167,8 2 801,7 425,5 366,1 Ratio de la dette par rapport au capital investi (1) (en %) 66,3 68,1 66,0 (1,8) 2,1

(1) Cette mesure est une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures financières non conformes aux PCGR du Canada et autre mesure financière conforme aux PCGR du Canada de la section L) APERÇU DE

LA SOCIÉTÉ ET AUTRES.

2. REVENUS

Les variations de revenus entre les exercices 2015 et 2014 et les exercices 2014 et 2013 s’expliquent par :

2015 vs 2014


2014 vs 2013


112,0 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur les revenus générés par les activités de distribution d’énergie au Vermont;

72,7 millions $ au niveau de Gaz Métro-daQ expliqués principalement par : o les revenus du SPEDE réalisés à la suite de

l’introduction de ce nouveau service (aucun effet sur la marge brute); et

o l’effet des paramètres de son dossier tarifaire; et

23,5 millions $ des revenus générés par les activités de production d’énergie étant donné les vents favorables observés et la mise en service des parcs éoliens 2 et 3 en novembre et en décembre 2013 respectivement et du parc éolien 4 en décembre 2014;

194,7 millions $ des revenus générés par Gaz Métro-daQ expliqués principalement par la hausse des tarifs moyens des services de distribution, de fourniture et de transport ainsi que par l’effet favorable sur les volumes des températures plus froides;

55,0 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur les revenus générés par les activités de distribution au Vermont;

34,8 millions $ des revenus générés par Parcs 2 et 3 à la

suite de la mise en service des parcs éoliens 2 et 3 en

novembre et décembre 2013; et

30,6 millions $ des revenus de GMP, excluant l’effet de la variation du taux de change, expliqués principalement par la hausse de ses tarifs d’électricité de 2,46 % et par l’effet favorable sur les volumes des températures plus froides.

32,3 millions $ des revenus générés par GMP, excluant l’effet de la variation du taux de change, expliqués principalement par l’activité de revente d’électricité en raison de la baisse des capacités excédentaires vendues au cours de la période hivernale de l’exercice 2015, comparativement à celles de l’exercice précédent, au cours de laquelle les prix sur le marché étaient également plus élevés (aucun effet sur la marge brute) et par l’effet des paramètres de son dossier tarifaire.

RAPPORT DE GESTION

32

Il est important de noter que selon les mécanismes réglementaires en vigueur, la vente de molécule de gaz naturel aux clients de Gaz Métro-daQ et de VGS a un impact peu significatif sur la marge bénéficiaire brute et par conséquent, sur le bénéfice net de la Société, comme plus amplement expliqué à la rubrique Secteur de la distribution d’énergie de la section O) RÉSULTATS SECTORIELS.

3. BAI

Les variations du BAI entre les exercices 2015 et 2014 et les exercices 2014 et 2013 s’expliquent par :

2015 vs 2014


2014 vs 2013


10,9 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur le BAI généré par les activités de distribution d’énergie au Vermont;

7,9 millions $ du BAI réalisé par les activités de production d’énergie expliqués principalement par la hausse des revenus, comme décrite précédemment;

4,6 millions $ provenant du BAI réalisé par le secteur des services énergétiques, entreposage et autres expliqués principalement par Gaz Métro GNL à la suite de l’exécution de contrats à court terme d’approvisionnement en GNL; et

4,5 millions $ au niveau de Gaz Métro-daQ expliqués principalement par : o la hausse de sa base de tarification; et o la hausse des intérêts capitalisés sur les

investissements hors-base;

17,9 millions $ du BAI de GMP (excluant l’effet de la variation du taux de change) découlant principalement de l’effet favorable des températures plus froides observées particulièrement au cours du premier semestre de l’exercice 2014 par rapport à la même période de l’exercice précédent, de la hausse de la base de tarification et de la diminution de certaines dépenses d’exploitation et d’entretien découlant des synergies réalisées à la suite de l’intégration opérationnelle de GMP et de CVPS;

7,2 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur le BAI généré par les activités de distribution au Vermont; et

5,1 millions $ au niveau de Gaz Métro-daQ, expliquée principalement par : o un effet favorable de la reconnaissance d’une quote-

part de l’excédent de rendement pour le service de distribution résultant principalement de l’effet favorable de la température considérablement plus froide que la normale observée au cours de l’exercice 2014; et

o la hausse de sa base de tarification;

13,3 millions $ du BAI réalisé par la distribution d’énergie au Vermont, excluant l’effet de la variation du taux de change, expliqués principalement par l’enregistrement par VGS d’une provision de 10,3 millions $ US avant impôts liée aux coûts de la phase I du projet Addison à la suite de l’entente conclue avec le VDPS.

14,7 millions $ correspondant au gain net réalisé, au cours du premier trimestre de l’exercice 2013, sur la vente de la participation dans HydroSolution.

4. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

Les impôts sur les bénéfices s’élèvent à 50,2 millions $ pour l’exercice 2015, en hausse de 2,3 millions $ comparativement à 47,9 millions $ à l’exercice 2014. Cette hausse s’explique principalement par l’effet défavorable de l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien, atténuée, en partie, par la baisse du BAI provenant des activités de distribution d’énergie au Vermont.

Les impôts sur les bénéfices s’élèvent à 47,9 millions $ au cours de l’exercice 2014 comparativement à 30,6 millions $ au cours de l’exercice 2013, en hausse de 17,3 millions $. Cette hausse s’explique principalement par la hausse du BAI des filiales américaines et par l’effet défavorable de l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien.

5. BÉNÉFICE NET (PERTE NETTE) ATTRIBUABLE AUX PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE

La hausse de 4,5 millions $ du bénéfice net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle réalisée au cours de l’exercice 2015 par rapport à l’exercice 2014 s’explique principalement par les résultats des activités du secteur de la production d’énergie. La baisse de 0,6 million $ de la perte nette attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle réalisée au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 s’explique principalement de la même façon.

L’EFFET FAVORABLE DU TAUX DE CHANGE LIÉ AUX ACTIVITÉS

DE DISTRIBUTION D’ÉNERGIE AU VERMONT ET LES VENTS

FAVORABLES OBSERVÉS AU NIVEAU DES PARCS ÉOLIENS ONT

EU UN EFFET POSITIF SUR LES REVENUS ET LE BÉNÉFICE NET

RAPPORT DE GESTION

33

6. BÉNÉFICE NET ET BÉNÉFICE NET DE BASE ET DILUÉ PAR PART ATTRIBUABLES AUX ASSOCIÉS

6.1 BÉNÉFICE NET (PERTE NETTE) ATTRIBUABLE AUX ASSOCIÉS PAR SECTEUR

Le bénéfice net généré par Gaz Métro-daQ, qui est fortement influencé par le taux de rendement autorisé par la Régie sur l’avoir ordinaire présumé, représente près de 63 % du bénéfice net attribuable aux associés au cours de l’exercice 2015. N’eût été de la provision de 8,0 millions $ (après impôts) enregistrée par VGS, concernant les coûts totaux de la phase I du projet Addison, le bénéfice net généré par Gaz Métro-daQ aurait représenté environ 60 % du bénéfice net attribuable aux associés, comparativement à plus de 63 % au cours de l’exercice précédent. Cette baisse s’explique principalement par l’effet favorable de l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien sur les résultats des filiales et satellites américains.

6.2 ÉVOLUTION DU BÉNÉFICE NET ET DU BÉNÉFICE NET DE BASE ET DILUÉ PAR PART ATTRIBUABLES AUX ASSOCIÉS

Le bénéfice net attribuable aux associés pour l’exercice 2015 s’établit à 184,4 millions $, en hausse de 9,7 millions $ ou 5,6 %, comparativement à l’exercice 2014. Cette hausse s’explique principalement par les éléments mentionnés précédemment.

7. SITUATION DE TRÉSORERIE

Gaz Métro dispose d’une situation financière solide, ce qui a contribué au maintien de la notation de crédit corporative attribuée par S&P à Gaz Métro à A (stable) au cours de l’exercice 2015. Quant aux notations sur les obligations de première hypothèque et sur le papier commercial de GMi attribuées par S&P, elles sont demeurées à A+ et A-1 (moyen) respectivement. Les notations de crédit accordées par l’agence de notation DBRS se sont également maintenues.

164,0

143,8

180,4

174,7

184,4

2011 2012 2013 2014 2015

Bénéfice net attribuable aux associés(en millions de dollars)

111,0

115,5

58,2

57,3

16,1

16,6

0,0

1,8

(2,9

)

2,4

2014 2015

Distribution d'énergieGaz Métro-daQ

Distribution d'énergie auVermont

Transport de gaz naturel

Production d'énergie

Services énergétiques,entreposage et autres

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés(en millions de dollars)

1,3

0

1,1

0

1,2

1

1,1

5

1,1

9

2011 2012 2013 2014 2015

Bénéfice net de base et dilué par part attribuable aux associés

(en dollars)

RAPPORT DE GESTION

34

7.1 DISTRIBUTIONS VERSÉES PAR PART

La situation financière favorable de Gaz Métro lui a permis de verser un montant total de distributions de 1,12 $ par part au cours de l’exercice 2015, soit un niveau équivalent à celui de l’exercice 2014. En effet, fidèle à sa pratique de distribuer la quasi-totalité de ses bénéfices, la Société a versé quatre distributions trimestrielles de 0,28 $ par part à ses associés au cours des exercices 2012 à 2015. Au cours de l’exercice 2011, trois distributions trimestrielles de 0,28 $ par part chacune ont été versées, étant donné qu’une distribution supplémentaire de 0,31 $ par part avait été versée au cours de l’exercice 2010 dans le cadre de la réorganisation de la Société. N’eût été le contexte de cette réorganisation, cette distribution aurait été versée au cours de l’exercice 2011.

Hausse des distributions pour l’exercice 2016

Les bénéfices que tire Gaz Métro de la réalisation de son plan stratégique, la croissance soutenue des activités réglementées, ainsi que l’excellente performance de ses parcs éoliens permettent à Gaz Métro d’annoncer une hausse de sa distribution trimestrielle de 0,28 $ par part à 0,29 $ par part à compter de sa prochaine distribution le 5 janvier 2016, soit une augmentation de 3,6 %.

0,8

4

1,1

2

1,1

2

1,1

2

1,1

2

2011 2012 2013 2014 2015

Distributions versées par part(en dollars)

HAUSSE DE LA DISTRIBUTION

TRIMESTRIELLE À 0,29 $ PAR

PART EN 2016

RAPPORT DE GESTION

35

O) RÉSULTATS SECTORIELS

BÉNÉFICE NET ATTRIBUABLE AUX ASSOCIÉS, EXCLUANT LES ÉLÉMENTS NON RÉCURRENTS



Distribution d’énergie Gaz Métro-daQ 115,5 111,0 4,5 GMP et VGS 86,1 81,2 4,9 Frais reliés au financement des investissements dans ce secteur (1) (28,8) (23,0) (5,8) Provision liée aux coûts du projet Addison 8,0 - 8,0

180,8 169,2 11,6

Transport de gaz naturel TQM, PNGTS et Champion 18,9 17,9 1,0 Frais reliés au financement des investissements dans ce secteur (1) (2,3) (1,8) (0,5)

16,6 16,1 0,5

Production d’énergie Gaz Métro Éole et Gaz Métro Éole 4 2,4 0,4 2,0 Frais reliés au financement des investissements dans ce secteur (1) (0,6) (0,4) (0,2)

1,8 - 1,8

Services énergétiques, entreposage et autres Énergie et entreposage 3,6 (2,0) 5,6 Frais reliés au financement des investissements dans ce secteur (1) (1,2) (0,9) (0,3)

2,4 (2,9) 5,3

Affaires corporatives Affaires corporatives (9,2) (7,7) (1,5)

(9,2) (7,7) (1,5)

Bénéfice net attribuable aux associés, excluant les éléments non récurrents (2) 192,4 174,7 17,7

Éléments non récurrents (8,0) - (8,0)

Bénéfice net attribuable aux associés 184,4 174,7 9,7 (1) Ces frais correspondent aux intérêts sur la dette à long terme encourus par la Société afin de financer les investissements dans les filiales,

coentreprises et satellites de chacun des secteurs. (2) Cette mesure est une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures

financières non conformes aux PCGR du Canada et autre mesure financière conforme aux PCGR du Canada à la section L) APERÇU DE LA

SOCIÉTÉ ET AUTRES.

BÉNÉFICE NET ATTRIBUABLE AUX ASSOCIÉS, EXCLUANT LES ÉLÉMENTS NON

RÉCURRENTS, EN HAUSSE DE 17,7 M$

RAPPORT DE GESTION

36

1. SECTEUR DE LA DISTRIBUTION D’ÉNERGIE

1.1 GAZ MÉTRO-DAQ

Gaz Métro-daQ

Exercices clos les 30 septembre


Revenus 1 634,4 1 561,7 72,7

Marge bénéficiaire brute 575,0 570,6 4,4

BAI 115,5 111,0 4,5

Bénéfice net attribuable aux associés 115,5 111,0 4,5

Revenus

La Régie a approuvé en décembre 2014, pour l’exercice 2015, la mise en application de tarifs provisoires à compter du 1er janvier 2015. Pour la période du 1er octobre 2014 au 31 décembre 2014, la Régie avait maintenu les tarifs en vigueur au 30 septembre 2014, à titre provisoire. En novembre 2015, la Régie a approuvé les tarifs finaux. Gaz Métro-daQ a comptabilisé ses revenus de distribution de l’exercice 2015 sur la base de ces tarifs. L’écart entre les revenus de distribution facturés aux clients durant l’exercice financier et ceux qui auraient été générés sur la base des tarifs finaux approuvés par la Régie en novembre 2015 a été comptabilisé dans un compte de frais reportés.

Le tableau suivant présente les faits saillants des résultats de Gaz Métro-daQ pour l’exercice 2015 en termes de variations des volumes et des revenus, par rapport à l’exercice 2014 :

Exercice 2015

Variation des volumes Variation des revenus

(106 m3) (%) (millions $)

Distribution : Résidentiel et commercial (41,6) (1,8) (40,3) Industriel 53,3 1,6 (7,3)

Total distribution 11,7 0,2 (47,6) Fourniture et compression (4,4) (0,1) (69,9) Transport 158,3 2,8 89,4 Équilibrage 1,4 - 0,4 SPEDE 2 429,8 100,0 71,1 Autres revenus 29,3

Total 72,7

Les revenus de Gaz Métro-daQ se répartissent en six composantes, soit les revenus de distribution, de fourniture, de compression (1), de transport, d’équilibrage, et finalement du SPEDE. Il importe de préciser que ce nouveau service est en vigueur depuis le 1er janvier 2015. Les revenus provenant de ce nouveau service visent à récupérer les coûts reliés à l’achat de droits d’émission pour couvrir les émissions de GES de Gaz Métro-daQ et de ses clients assujettis. La Régie autorise un tarif spécifique pour chacun de ces services et, pour certains d’entre eux, pour chacune des catégories de clients.

La hausse de 72,7 millions $ des revenus reliés aux activités de Gaz Métro-daQ pour l’exercice 2015 s’explique principalement par :

la hausse de 89,4 millions $ des revenus de transport causée principalement par la hausse de 30,0 % des tarifs moyens de transport découlant notamment de la hausse des tarifs de TCPL au 1er janvier 2015, combinée à une hausse des volumes transportés de 2,8 % expliquée, entre autres, par le retour de clients utilisant le service de transport du distributeur au cours de l’exercice 2015;

les revenus du SPEDE de 71,1 millions $ réalisés à la suite de l’introduction de ce nouveau service le 1er janvier 2015; et

(1) Depuis le 1er novembre 2015, les coûts du service de compression sont imputés au service de transport, en raison de l’abolition de ce service.

FAITS SAILLANTS

Gaz Métro-daQ : Reconduction du taux de rendement autorisé de 8,90 % pour les exercices 2016 et 2017 Gaz Métro-daQ : Entrée en vigueur du règlement SPEDE le 1er janvier 2015 GMP : Se démarque par ses initiatives relatives à l’utilisation d’énergies nouvelles telle l’énergie solaire VGS : Provision de 8,0 M$ après impôts liée aux coûts de la phase I du projet Addison à

la suite de l’entente conclue avec le VDPS

RAPPORT DE GESTION

37

la hausse de 29,3 millions $ des autres revenus expliquée principalement par l’attribution aux clients d’un excédent de rendement au service de distribution plus élevé au cours de l’exercice 2014. Rappelons que cet excédent de rendement résultait essentiellement de la hausse des volumes distribués par rapport à ce qui avait été anticipé au dossier tarifaire. L’écart résiduel provient de l’attribution aux clients d’un manque à gagner aux services de transport et d’équilibrage plus important au cours de l’exercice 2015 qui résulte de (i) l’augmentation des écarts de facturation de l’exercice 2015 par rapport à l’exercice 2014 découlant de l’application tardive des tarifs au cours de chacun de ces exercices partiellement compensée par (ii) la baisse des coûts d’approvisionnement par rapport à l’exercice 2014;

partiellement atténuées par : la baisse de 69,9 millions $ des revenus de fourniture et de compression causée principalement par la baisse de 15,7 %

du tarif moyen de la fourniture; la baisse de 40,3 millions $ des revenus de distribution pour les marchés résidentiel et commercial causée

principalement par la baisse de 5,0 % des tarifs moyens de distribution autorisés par la Régie combinée à la baisse de 1,8 % des volumes de gaz naturel distribués normalisés pour ces marchés; et

la baisse de 7,3 millions $ des revenus de distribution pour le marché industriel causée principalement par la baisse de 5,1 % des tarifs moyens de distribution autorisés par la Régie compensée partiellement par la hausse de 1,6 % des volumes de gaz naturel distribués normalisés pour ces marchés.

Les variations de revenus de distribution présentées précédemment tiennent compte de l’effet de la normalisation. En effet, Gaz Métro-daQ bénéficie d’un mécanisme de normalisation de ses revenus de distribution de gaz naturel qui est fonction des normales de température et d’intensité du vent. Pour ce faire, Gaz Métro-daQ normalise les volumes de gaz naturel distribués et, par la suite, reflète cet ajustement dans ses revenus en utilisant ses comptes de stabilisation tarifaire qui seront récupérés ou remis aux clients sur une période de cinq ans, à compter du deuxième exercice subséquent. Ainsi, au cours de l’exercice 2015, les revenus ont été ajustés à la baisse de 23,0 millions $ comparativement à un ajustement à la baisse de 24,8 millions $ au cours de l’exercice 2014 étant donné la température considérablement plus froide que la normale observée au cours de ces deux exercices. Il importe toutefois de souligner que les fondements sur lesquels repose l’application de ce mécanisme peuvent, en cas de variations de température extrêmes, occasionner une certaine imprécision ayant pour conséquence de ne pas entièrement neutraliser les effets sur les résultats de Gaz Métro-daQ.

Jusqu’au 1er janvier 2015, les revenus de distribution incluaient des sommes relatives à la redevance annuelle au Fonds vert. Les coûts relatifs à cette redevance, qui totalisent 6,5 millions $ pour l’exercice 2015 et 24,2 millions $ pour l’exercice 2014, sont établis selon le Règlement Fonds vert et font partie des frais d’exploitation et d’entretien de Gaz Métro-daQ. Les sommes perçues des clients permettent de couvrir les paiements effectués par Gaz Métro-daQ pour le règlement de cette redevance. Les revenus de distribution relatifs à la redevance annuelle au Fonds vert n’ont donc aucun impact sur le bénéfice net attribuable aux associés.

Depuis le 1er janvier 2015, la redevance annuelle au Fonds vert a été remplacée par le service du SPEDE. Les coûts à encourir afin de se conformer au Règlement SPEDE représentent, pour la clientèle de Gaz Métro-daQ, un impact net d’environ 53,4 millions $ pour l’exercice 2015 par rapport au coût du Règlement Fonds vert pour l’exercice 2014. Il importe de préciser que le coût à encourir est sujet aux fluctuations du taux de change, la plus grande proportion des achats de droits d’émission de GES étant effectuée en devise canadienne dont le prix est indexé à la devise américaine. Les revenus provenant de ce nouveau service visent à récupérer les coûts reliés à l’achat de droits d’émission pour couvrir les émissions de GES de Gaz Métro-daQ et de ses clients qui ne sont pas eux-mêmes déjà assujettis.

Les revenus de fourniture proviennent de la vente de la molécule de gaz naturel aux clients de Gaz Métro-daQ qui adhèrent à ce service. Ces revenus n’ont aucun impact sur la marge bénéficiaire brute puisque Gaz Métro-daQ n’est pas autorisée à réaliser de bénéfice sur la vente de gaz naturel. Les revenus de compression, de transport, d’équilibrage et du SPEDE génèrent des marges très faibles. Ainsi, la marge bénéficiaire brute est principalement générée par les revenus de distribution, car il n’y a pratiquement aucun coût direct associé à ces revenus.

RAPPORT DE GESTION

38

Volumes distribués normalisés

Les volumes de gaz naturel distribués normalisés de Gaz Métro-daQ au cours de l’exercice 2015 sont en hausse de 0,2 % pour se situer à 5 719 millions de mètres cubes, comparativement à 5 708 millions de mètres cubes au cours de l’exercice 2014.

La hausse de 1,6 % des volumes distribués du marché industriel de Gaz Métro-daQ au cours de l’exercice 2015 par rapport à l’exercice 2014 s’explique par une hausse de la consommation provenant essentiellement des secteurs des pâtes et papier et de la métallurgie.

Les baisses des marchés résidentiel et commercial de Gaz Métro-daQ de 1,8 % au cours de l’exercice 2015 par rapport à l’exercice 2014 s’expliquent principalement par la diminution des volumes consommés dans le secteur institutionnel au marché commercial.

BAI

La hausse de 4,5 millions $ du BAI réalisé au cours de l’exercice 2015 s’explique dans un premier temps par les différents paramètres du dossier tarifaire 2015, tel que déposé à la Régie, qui laissaient anticiper une hausse du BAI de l’ordre de 2,5 millions $ par rapport au BAI réalisé au cours de l’exercice 2014. Cette hausse anticipée du BAI résulte de :

la hausse de la base de tarification moyenne; et la hausse des intérêts capitalisés sur les investissements hors base;

atténuées par : le fait qu’aucun excédent de rendement n’a été projeté au dossier tarifaire 2015 alors qu’une quote-part de 2,5 millions $

pour le service de distribution a été réalisée au cours de l’exercice 2014; et le fait qu’aucun revenu lié à l’incitatif à la performance provenant du PGEÉ n’a été projeté au dossier tarifaire 2015 alors

qu’un revenu de 1,0 million $ a été réalisé au cours de l’exercice 2014.

Par ailleurs, au-delà de cette hausse anticipée de 2,5 millions $, les éléments suivants ont aussi contribué à la hausse du BAI de Gaz Métro-daQ, de 2,0 millions $ :

la réalisation de l’objectif annuel d’économies d’énergie permettant ainsi à Gaz Métro-daQ d’obtenir l’incitatif à la performance du PGEÉ de 1,0 million $; et

un effet favorable de 1,0 million $ découlant essentiellement de la reconnaissance d’une quote-part de l’excédent de rendement pour le service de distribution pour l’exercice 2015.

Il est à noter que Gaz Métro-daQ a atteint tous les indicateurs de performance fixés par la Régie au cours de l’exercice 2015. Gaz Métro-daQ n’a donc encouru aucune pénalité à cet égard qui aurait eu pour effet de diminuer son BAI de l’exercice 2015.

3372

1766

570

5708

3425

1728

566

5719

Industriel Commercial Résidentiel Volume total

2014

2015

Gaz Métro-daQVolumes de gaz naturel distribués normalisés

(en millions de mètres cubes)

RAPPORT DE GESTION

39

Rendement sur l’avoir ordinaire présumé

La base de tarification réelle moyenne est en hausse de 61 millions $ en 2015 comparativement à celle de l’exercice 2014. Cette hausse s’explique principalement par l’augmentation du niveau des investissements en propriétés, aménagements et équipements.

Le taux de rendement de base autorisé de 8,90 % sur l’avoir ordinaire présumé de Gaz Métro-daQ pour l’exercice 2015 est le même que celui autorisé à l’exercice 2014.

Le taux de rendement réalisé sur l’avoir ordinaire présumé pour l’exercice 2015 est en baisse de 0,16 % par rapport à celui réalisé en 2014, pour se situer à 9,09 %. Cette baisse résulte de la réalisation d’un excédent de rendement au service de distribution moins important en 2015 que celui ayant été réalisé en 2014.

GAZ MÉTRO-DAQ :

TAUX DE RENDEMENT RÉALISÉ SUR

L’AVOIR ORDINAIRE PRÉSUMÉ DE 9,09 %

ATTRIBUABLE À LA RÉALISATION D’UN

EXCÉDENT DE RENDEMENT AU SERVICE

DE DISTRIBUTION

9,0

9

8,9

0

8,9

0

8,9

0

8,9

0

2011 2012 2013 2014 2015

Taux de rendement de base autorisé sur l'avoir ordinaire présumé

(%)

10,0

8

10,2

3

9,0

9

9,2

5

9,0

9

9,0

9

9,6

9

8,9

0

8,9

0

8,9

0

2011 2012 2013 2014 2015

Taux de rendement réalisé et autorisé sur l'avoir ordinaire présumé

(%)

Rendement réalisé

Rendement autorisé incluant gains de productivité anticipés

(1)

(1) Sujet à l'approbation de la Régie

1757

1819

1837

1897

1958

2011 2012 2013 2014 2015

Évolution de la base de tarification réelle moyenne(en millions de dollars)

(1)

(1) Sous réserve de l'approbation de la Régie

RAPPORT DE GESTION

40

Affaires réglementaires

Sommaire de l’encadrement réglementaire de Gaz Métro-daQ

Exercices clos les 30 septembre 2015 2014 2013

Période couverte par le dossier tarifaire

01/10/2014 au 30/09/2015

01/10/2013 au 30/09/2014

01/10/2012 au 30/09/2013

Taux de rendement autorisé sur l’avoir ordinaire présumé 8,90 % 8,90 % 8,90 %

Structure de capital (Dette; Avoir) (1) 54 %; 46 % 54 %; 46 % 54 %; 46 %

Base de tarification moyenne au dossier tarifaire 1 937 millions $ (2) 1 902 millions $ 1 836 millions $

(1) L’avoir présumé se répartit comme suit : 7,5 % d’avoir privilégié et 38,5 % d’avoir ordinaire. (2) La base de tarification moyenne projetée en 2015 au dossier tarifaire de Gaz Métro-daQ est en hausse de 35 millions $ comparativement

à celle du dossier tarifaire 2014. Cette hausse s’explique principalement par l’augmentation du niveau des investissements en propriétés, aménagements et équipements.

Dossiers réglementaires

Exercice 2013

Rapport annuel réglementaire 2013

La Régie a rendu sa décision finale sur le rapport annuel réglementaire 2013 en septembre 2014. Bien que cette décision n’avait pas d’impact significatif sur son bénéfice net, Gaz Métro-daQ avait déposé auprès de la Régie une demande de révision de cette décision dans laquelle elle contestait la légalité de plusieurs conclusions qui auraient pu avoir des effets importants dans le futur, tant pour Gaz Métro-daQ que pour ses clients. En juin 2015, la Régie a rendu sa décision, dans laquelle elle accepte de révoquer les conclusions contestées par Gaz Métro-daQ.

Exercice 2014

Rapport annuel réglementaire 2014

Le rapport annuel réglementaire de Gaz Métro-daQ pour l’exercice clos le 30 septembre 2014 a été déposé à la Régie en décembre 2014 et une décision finale a été rendue en juillet 2015, confirmant les résultats financiers de Gaz Métro-daQ à l’exception de certains éléments relatifs aux services de transport et d’équilibrage. En octobre 2015, la Régie a rendu sa décision finale sur ces éléments qui n’a pas eu d’impact sur le bénéfice net de Gaz Métro.

Exercice 2015

Dossier tarifaire 2015 Phase I

Gaz Métro-daQ a déposé à la Régie, en mars 2014, la phase I de son dossier tarifaire 2015, incluant sa demande de taux de rendement pour l’exercice 2015, la preuve sur la stratégie relativement au Règlement SPEDE ainsi qu’une proposition d’allégement réglementaire, incluant un mécanisme de partage des excédents de rendement et manques à gagner.

Fixation du taux de rendement

Comme proposé par Gaz Métro-daQ, la Régie a approuvé, en mai 2014, la reconduction, pour l’exercice 2015, du taux de rendement de 8,90 % qu’elle avait préalablement autorisé pour les exercices 2013 et 2014, puisque les critères financiers et économiques sur lesquels repose la détermination de ce taux de rendement sont demeurés les mêmes.

Règlement SPEDE

À titre de distributeur gazier, Gaz Métro-daQ est assujettie au Règlement SPEDE depuis le 1er janvier 2015. En septembre 2014, la Régie a approuvé la création d’un nouveau service SPEDE ainsi que les traitements tarifaires et comptables afférents qui lui permettront de s’acquitter de ses obligations à l’égard de ce règlement, qui a remplacé la redevance annuelle au Fonds vert.

Allégement réglementaire

Avec pour objectif l’allégement du fardeau réglementaire, Gaz Métro-daQ a proposé à la Régie un environnement réglementaire simplifié et équitable pour les exercices 2015 à 2017 permettant de fixer la croissance reliée aux dépenses d’exploitation selon le taux d’inflation et de partager équitablement les écarts qui pourraient être générés. Cet environnement serait transitoire jusqu’à l’instauration d’un prochain mécanisme incitatif, qui pourrait être applicable à partir du dossier tarifaire 2018. À la suite de plusieurs échanges sur le sujet, Gaz Métro-daQ a déposé, en février 2015, une mise à jour de sa proposition d’allégement réglementaire et de mécanisme de partage. En avril 2015, la Régie a autorisé un mécanisme de partage pour les dossiers tarifaires 2015, 2016 et 2017, similaire à celui déjà autorisé à Hydro-Québec.

RAPPORT DE GESTION

41

Ainsi, au cours de ces périodes, les premiers 100 points de base relatifs aux excédents de rendement réalisés seront partagés également entre la clientèle et Gaz Métro-daQ, alors qu’au-delà de ces 100 points de base, 75 % des excédents de rendement seront retournés à la clientèle. Les manques à gagner seront, quant à eux, entièrement à la charge de Gaz Métro-daQ. Finalement, la Régie a ordonné que l’examen des tarifs 2015 et 2016 soit effectué de façon concomitante en fonction d’un mode allégé et temporaire. Ainsi, les modalités de la proposition d’allégement réglementaire et l’ensemble des dossiers tarifaires 2015 et 2016 ont été traités simultanément dans le cadre de la phase III du dossier tarifaire 2015. L’audience relative à ces sujets a eu lieu en septembre 2015. En novembre 2015, la Régie a rendu sa décision, dans laquelle elle a approuvé les modalités de la proposition de Gaz Métro relativement à l’allégement réglementaire.

Phase II

Gaz Métro-daQ a déposé à la Régie, en juin 2014, les preuves traitant notamment de l’approvisionnement gazier, des suivis à l’égard du taux de saturation de certains tronçons du réseau, de la vente de GNL et du PGEÉ. Dans le cadre de la preuve sur le plan d’approvisionnement gazier 2015-2018, Gaz Métro-daQ a annoncé que le déplacement de l’approvisionnement à Dawn des clients en achats directs serait retardé au 1er novembre 2016. La Régie a approuvé ce report en juillet 2014.

À la suite des audiences portant sur cette phase, en décembre 2014, la Régie a approuvé le plan d’approvisionnement 2015-2018 sous réserve de quelques modifications. La Régie a également pris acte de la preuve relative à la saturation de certains tronçons du réseau et a approuvé, sous réserve de quelques modifications, le budget du PGEÉ. Par ailleurs, en janvier et février 2015, la Régie a approuvé les capacités de transport à soumissionner auprès de TCPL et Union Gas pour 2017-2018, la méthodologie de calcul de l’outil de maintien de la fiabilité, la proposition de ventes additionnelles de GNL à court terme ainsi que le renouvellement des contrats pour les capacités d’entreposage auprès d’Union Gas.

Phase III

Tarifs provisoires

En septembre 2014, la Régie a approuvé la reconduction provisoire des tarifs de l’exercice 2014, pour l’ensemble des services. Ces tarifs provisoires ont été en vigueur pour la période du 1er octobre au 31 décembre 2014. Par ailleurs, dans l’attente de la décision à l’égard les tarifs finaux du service de distribution pour l’exercice 2015, la Régie a approuvé des tarifs provisoires de distribution, établis sur la base d’un taux d’inflation de 1,8 %. Ces tarifs sont entrés en vigueur le 1er janvier 2015 et ont été maintenus jusqu’au 30 septembre 2015 puisque la décision finale a été rendue en novembre 2015 sur la phase III du dossier tarifaire 2015. Les tarifs finaux de transport et d’équilibrage, quant à eux, sont entrés en vigueur le 1er janvier 2015.

Tarifs finaux

Dans l’attente d’un nouveau mécanisme incitatif et compte tenu du rejet, par la Régie, de la proposition initiale d’allégement réglementaire, le dossier tarifaire 2015 de Gaz Métro-daQ a été élaboré sur la base d’un coût de service. En octobre 2014, Gaz Métro-daQ a déposé son coût de service et l’impact tarifaire. En décembre 2014, Gaz Métro-daQ a déposé une première mise à jour de cette phase afin de refléter les décisions reçues de la Régie depuis octobre 2014. Comme mentionné précédemment, l’audience a eu lieu en septembre 2015, et la Régie a rendu sa décision sur les tarifs finaux en novembre 2015. Cette décision autorise une baisse des tarifs du service de distribution de 5,0 %, par rapport à l’exercice 2014, établis selon le mode d’allégement réglementaire. Cette diminution est plus que neutralisée par l’augmentation des tarifs de transport de TCPL qui porte la hausse moyenne des tarifs à 2,6 % en 2015 par rapport à l’exercice 2014.

L’écart entre les revenus de distribution facturés aux clients durant l’exercice financier et ceux qui auraient été générés sur la base des tarifs finaux a été comptabilisé dans un compte de frais reportés.

Projet d’investissement pour le raccordement aux fins d’injection de gaz naturel renouvelable (Biométhane)

La demande d’investissement visant le raccordement de la Ville de Saint-Hyacinthe et le tarif de réception a été déposée à la Régie en octobre 2014. Dans sa décision procédurale de novembre 2014, la Régie a demandé une preuve complémentaire afin de déterminer si le gaz produit par la Ville était du gaz naturel au sens de la Loi. La Régie a favorablement statué en février 2015 que ce produit était du gaz naturel et qu’elle avait compétence pour étudier cette demande. En juillet 2015, la Régie a autorisé Gaz Métro-daQ à réaliser le projet d’investissement pour le raccordement de la Ville de Saint-Hyacinthe à des fins d’injection, a fixé les taux applicables, pour la première année, au point de réception du gaz naturel et a approuvé la formule d’établissement du prix d’achat du gaz naturel renouvelable produit par la Ville de St-Hyacinthe.

RAPPORT DE GESTION

42

Projet d’investissement visant l’amélioration et le renforcement des réseaux de transmission

En juillet 2015, la Régie a autorisé Gaz Métro-daQ à aller de l’avant avec son projet visant l’amélioration et le renforcement de son réseau de transmission au Saguenay à la suite de la demande d’investissement qu’elle a déposée, en janvier 2015, afin d’assurer la fiabilité de l’approvisionnement de la clientèle située sur le tronçon de cette région. Les travaux devraient débuter en juin 2016, pour une mise en service prévue en novembre 2017. Il s’agit d’un projet évalué à 80 millions $.

Exercice 2016

Dossier tarifaire 2016 En mai 2015, Gaz Métro-daQ a déposé l’ensemble de son dossier tarifaire 2016 sur la base d’un mode allégé, comme demandé par la Régie. Pour le service de distribution, le dossier présente une diminution moyenne des tarifs de 2,5 % par rapport à ceux du dossier tarifaire 2015. Toutefois, cette diminution au service de distribution est plus que compensée par la hausse des tarifs de transport de TCPL et par la récupération du manque à gagner réalisé aux services de transport et d’équilibrage durant l’exercice 2014 si bien que les tarifs augmentent en moyenne de 8,7 %.

La décision à l’égard de l’ensemble du dossier tarifaire 2016 a été rendue en novembre 2015. L’application des différents paramètres de la décision ne devrait toutefois pas avoir d’effets significatifs en termes de variation tarifaire par rapport au dossier tarifaire déposé à la Régie en mai 2015.

Les tarifs finaux seront donc en vigueur à compter du 1er janvier 2016. Dans l’attente de la décision sur les tarifs finaux pour l’exercice 2016, la Régie a reconduit provisoirement les tarifs de transport et d’équilibrage autorisés de l’exercice 2015 jusqu’au 31 décembre 2015 ainsi que les tarifs provisoires du service de distribution.

Fixation du taux de rendement

La Régie a approuvé, en mai 2015, la reconduction, pour les exercices 2016 et 2017, du taux de rendement de 8,90 % sur l’avoir ordinaire présumé, soit le même que celui qu’elle avait autorisé pour les exercices 2013 à 2015.

Compte de frais reportés pour les études de faisabilité et travaux préparatoires pour la desserte de la Côte Nord en gaz naturel

En 2012, la Régie avait autorisé la création par Gaz Métro-daQ d’un compte de frais reportés pour une éventuelle extension du réseau gazier vers la Côte Nord, afin de comptabiliser les sommes consacrées aux études et travaux préparatoires liés à ce projet. Gaz Métro a annoncé, en mars 2013, le report de toutes les activités reliées à la réalisation de ce projet. Ainsi, dans son dossier tarifaire 2016, Gaz Métro-daQ a inclus l’amortissement de la totalité du compte de frais reportés de 5,1 millions $ relatif à ce projet et la Régie a approuvé ce traitement en novembre 2015. Il est à noter que ce montant ne représente que 25 % du montant total des frais qu’elle a supportés, le gouvernement du Québec s’étant engagé à assumer 75 % des premiers 40,0 millions $ déboursés, pour un maximum de 30,0 millions $. Au cours de l’exercice 2015, Gaz Métro-daQ a encaissé un montant de 14,7 millions $ relativement à cet engagement gouvernemental, ce qui représente la totalité du montant dû.

Perspectives réglementaires

Demande relative aux modifications de méthodes comptables

En septembre 2015, Gaz Métro-daQ a demandé à la Régie d’approuver, pour fins d’établissement des tarifs, certaines modifications de méthodes comptables portant essentiellement sur le traitement des avantages postérieurs à l’emploi et les comptes de stabilisation tarifaire reliés à la température et au vent. Ces modifications ont pour but premier d’harmoniser les traitements réglementaires utilisés aux fins de l’établissement des tarifs avec les PCGR des États-Unis. Une décision est attendue au cours du premier trimestre de l’exercice 2016. Pour plus de détails sur ce dossier se référer à la section S) RÉCENTS CHANGEMENTS DE NORMES ET DE MÉTHODES COMPTABLES.

Mécanisme incitatif Le mécanisme incitatif de Gaz Métro-daQ, en vigueur depuis le 1er octobre 2007, est échu depuis le 30 septembre 2012. À la suite de l’évaluation de ce mécanisme et des rencontres de négociations tenues avec les intervenants au dossier, Gaz Métro-daQ a déposé à la Régie, à travers le temps, deux propositions de mécanisme incitatif appuyées par une majorité d’intervenants.

En avril 2013, la Régie a rendu sa décision indiquant qu’elle mettait fin à l’examen de ce dossier et demandait à Gaz Métro-daQ de lui soumettre une nouvelle proposition de mécanisme incitatif qui prendrait en compte les directives de la Régie ainsi que les modifications à venir aux structures tarifaires. Entre-temps, la Régie a établi que Gaz Métro-daQ sera réglementée sur la base d’un coût de service.

En novembre 2013, Gaz Métro a déposé auprès de la Régie un dossier générique jumelé à une preuve d’experts portant sur l’allocation des coûts et sur la réflexion à venir concernant les structures tarifaires. En décembre 2013, la Régie a autorisé la tenue de séances de travail abordant les questions relatives à l’allocation des coûts et à certains autres sujets importants reliés à la structure tarifaire tels que la structure des services continus et interruptibles. Des audiences sur certains sujets ont eu lieu en avril 2015 alors que d’autres séances de travail et processus tarifaires sont prévus en 2015 et 2016.

RAPPORT DE GESTION

43

Perspectives

Pour la prochaine année et les années futures, Gaz Métro entend poursuivre le développement rentable de Gaz Métro-daQ basé notamment sur une plus grande pénétration de tous les marchés, tout en exerçant un contrôle serré sur les dépenses et en assurant la sécurité, la fiabilité et la pérennité de son réseau.

Tarifs de transport

Entente de principe conclue en 2013 avec TCPL

Comme mentionné précédemment à la section M) CONTEXTE DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE ET DE GAZ MÉTRO, en septembre 2013, Gaz Métro et les distributeurs gaziers de l’Ontario ont conclu une entente de principe avec TCPL afin d’assurer un accès aux sources de gaz naturel diversifiées et abordables à partir du carrefour de Dawn. Cette entente concilie les intérêts de toutes les parties, puisqu’elle devrait permettre aux distributeurs de l’est de bénéficier d’une plus grande certitude à long terme quant aux tarifs et à la disponibilité du transport, tout en favorisant la viabilité financière de TCPL qui pourra, entre autres, récupérer les coûts associés à la mise en place des infrastructures nécessaires au déplacement des approvisionnements d’Empress vers Dawn. Ainsi, en décembre 2014, l’ONÉ a rendu une décision favorable par rapport à cette entente, rendant les nouveaux tarifs de TCPL applicables à compter du 1er janvier 2015. Cette entente a eu pour effet d’augmenter les tarifs de TCPL sans toutefois avoir d’impact significatif sur la position concurrentielle du gaz naturel. Par ailleurs, avec le déplacement d’Empress à Dawn qui est prévu à compter du 1er novembre 2016, les coûts d’approvisionnement globaux de la clientèle de Gaz Métro-daQ devraient diminuer, et ce de façon durable si les conditions de marché demeurent les mêmes.

De plus, cette entente prévoit également la mise en place d’infrastructures permettant un plus grand accès au carrefour Dawn, entre autres, avec le projet King’s North de TCPL, qui vise à accroître la capacité de transport entre Dawn et Maple, en Ontario. Gaz Métro-daQ, reconnue comme intervenant par l’ONÉ pour cette demande, a déposé, en février 2015, une preuve dans laquelle elle appuie le projet. En juin 2015, l’ONÉ a approuvé le projet King’s North. Ainsi, il est prévu que la construction de ces infrastructures débute d’ici la fin de l’année 2015, afin qu’elles soient mises en service d’ici la fin de l’année 2016.

Projets Énergie Est et Eastern Mainline

Comme mentionné à la section M) CONTEXTE DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE ET DE GAZ MÉTRO, TCPL a déposé, auprès de l’ONÉ, en octobre 2014, une demande pour la réalisation de ses projets Énergie Est et Eastern Mainline. Le projet Énergie Est vise la construction et l’exploitation d’un réseau d’oléoducs qui transporterait du pétrole de l’Ouest canadien vers l’est du Canada, dans des raffineries et de nouveaux terminaux maritimes. Ce projet, tel que présenté, convertirait une partie des actifs de transport de gaz naturel de TCPL entre l’Alberta et le Québec, au profit du transport de pétrole. Cette conversion d’actifs inclurait un gazoduc situé entre North Bay et Ottawa, un tronçon critique assurant la fiabilité de l’approvisionnement en gaz naturel du Québec. Ainsi, TCPL a donc prévu un autre projet, Eastern Mainline, qui vise la construction d’une nouvelle conduite de gaz naturel entre

Markham et Iroquois, en Ontario, afin de pallier, en partie, la perte de capacité de transport de gaz naturel qui serait occasionnée par le projet Énergie Est. Ce remplacement partiel de capacité a par contre soulevé des incertitudes à l’égard de la sécurité d’approvisionnement et des coûts notamment que les consommateurs de gaz naturel du Québec et de l’est de l’Ontario devront assumer.

À la suite du soulèvement de ces incertitudes, le ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles du Québec a mandaté la Régie afin qu’elle émette un avis portant sur les approvisionnements gaziers et les capacités nécessaires pour les consommateurs de gaz naturel québécois dans un horizon à moyen et long terme. En janvier 2015, dans son avis public, la Régie soulignait que le projet Énergie Est devait être revu de façon à assurer que les consommateurs de gaz naturel ne financeront pas le volet pétrolier du projet et qu’ils n’auront pas à assumer davantage de risques.

En février et mars 2015, l’ONÉ a tenu le processus de demande de participation visant les deux projets au cours duquel plus de 2 000 demandes ont été reçues. En avril 2015, TCPL a annoncé certaines modifications à ses projets. Tout d’abord, dans le cas du projet Énergie Est, elle renonce à la construction d’un port méthanier à Cacouna au Québec et elle repousse à 2020 la mise en service du projet. À la suite de cette annonce, TCPL a avisé l’ONÉ qu’elle comptait modifier sa demande initiale et déposer à l’automne 2015 les nouveaux plans et le choix de l’emplacement du port méthanier en remplacement de celui initialement prévu à Cacouna. En juin 2015, l’ONÉ a informé les parties prenantes au dossier qu’elle poursuivait l’examen du projet, à la suite de la confirmation par TCPL que plus de 90 % de la demande initiale ne serait pas amendée. Une décision procédurale de l’ONÉ sera rendue lorsque TCPL aura déposé tous les changements nécessaires à sa demande initiale.

Concernant le projet Eastern Mainline, TCPL a également informé l’ONÉ que de possibles amendements étaient à prévoir pour le projet à la suite des récentes demandes de capacités de transport dans l’est du Canada. Toutefois, aucune annonce officielle de report du projet n’a été faite par TCPL. Comme les amendements au projet Énergie Est pourraient avoir un impact direct sur la demande initiale du projet Eastern Mainline, une décision procédurale de l’ONÉ ne sera rendue que lorsque TCPL aura déposé

tous les changements nécessaires à sa demande initiale pour ce projet.

RAPPORT DE GESTION

44

En octobre 2015, considérant l’avis de la Régie, Gaz Métro avec les distributeurs ontariens, Union Gas et Enbridge, a conclu une entente avec TCPL portant sur les projets Énergie Est et Eastern Mainline. Cette entente, qui vient dissiper plusieurs incertitudes engendrées par ces projets, prévoit que TCPL assumera les risques de construction liés au projet Énergie Est, que la capacité de transport offerte sera, d’une part, basée sur un appel d’offres de nouvelle capacité ayant eu lieu en 2015, et d’autre part, inclura une capacité excédentaire de 50 000 GJ/jour pour le marché de l'est du Canada. Cette entente pourrait représenter un avantage évalué à 100 millions $ d’ici 2050 pour les consommateurs de l'est du Canada.

En novembre 2015, TCPL a confirmé publiquement son intention de ne plus construire un port pétrolier au Québec. Ainsi, TCPL devrait amender ses demandes relatives aux projets Énergie Est et Eastern Mainline auprès de l’ONÉ d’ici la fin de décembre 2015 afin de refléter, entre autres, ce changement ainsi que les paramètres prévus à l’entente. Sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires et des permis nécessaires, il est prévu que ces projets soient mis en service en 2020 par TCPL.

Biométhanisation

Gaz Métro croit que la valorisation des matières résiduelles est une solution intelligente pour répondre aux besoins énergétiques du Québec tout en contribuant à la diminution d’émissions de GES. Gaz Métro accueille donc très favorablement le programme de traitement des matières organiques par biométhanisation et compostage du gouvernement du Québec, programme qui vise à détourner les déchets organiques des sites d’enfouissement afin de les valoriser.

La biométhanisation étant un projet auquel Gaz Métro accorde une grande importance, Gaz Métro-daQ a travaillé à développer un nouveau modèle d’affaires qui, tout en respectant la décision de la Régie rendue en mars 2013, permettra l’achat et l’injection de gaz naturel renouvelable dans son réseau gazier.

Une nouvelle entente avec la Ville de Saint-Hyacinthe a été signée en octobre 2014. Dans cette entente, Gaz Métro-daQ s’engage à acheter jusqu’à environ 13 millions de mètres cubes de gaz naturel renouvelable par année pendant une période de 20 ans. Durant cette même période, la Ville de Saint-Hyacinthe s’engage à injecter ce gaz naturel dans le réseau de Gaz Métro-daQ à partir d’infrastructures qui seront construites par Gaz Métro-daQ. Comme mentionné à la rubrique Dossiers réglementaires de la présente section, la Régie a autorisé Gaz Métro-daQ à réaliser le projet d’investissement pour le raccordement de la Ville de Saint-Hyacinthe. Il est prévu que l’achat et l’injection du gaz naturel renouvelable produit par la Ville de Saint-Hyacinthe dans le réseau de Gaz Métro-daQ débute dès 2017.

Gaz Métro travaille activement pour conclure des ententes avec d’autres partenaires afin de continuer à développer l’utilisation du processus de biométhanisation.

Projet d’investissement pour l’extension du réseau dans la région de Bellechasse

En juin 2015, Gaz Métro a fait l’annonce d’un projet de prolongement du réseau de Gaz Métro-daQ dans la région de Bellechasse, entre les municipalités de Lévis et de Sainte-Claire, sur une distance d'environ 71 km. Ce projet pourrait permettre de desservir près d'une centaine de clients tout en réduisant, à terme, les émissions de GES de près de 6 000 tonnes et la facture énergétique de la région d’environ 2,5 millions $ par année. Sous réserve de l'approbation du projet par la Régie, il est prévu que les travaux débutent dès le printemps 2016 afin que le gaz naturel soit disponible dès décembre 2016. À cet égard, Gaz Métro-daQ a déposé une demande d’investissement en août 2015 et une décision est attendue en novembre 2015.

Les gouvernements fédéral et du Québec ont consenti à investir conjointement 33 millions $ pour ce projet maintenant évalué à 40 millions $. Gaz Métro injectera de son côté 7 millions $. Cette annonce s’inscrit dans la foulée de l’annonce du gouvernement du Québec, dans son budget 2015-2016, d’une enveloppe de 38 millions $ prévue pour rendre le gaz naturel accessible à certaines régions comme celle de Bellechasse.

PRODUIRE DE L’ÉNERGIE

LOCALEMENT GRÂCE AUX

MATIÈRES ORGANIQUES POUR

CHAUFFER DES MAISONS ET

FAIRE ROULER DES VÉHICULES

C’EST UNE DES SOLUTIONS POUR

DIMINUER LES GES

RAPPORT DE GESTION

45

1.2 DISTRIBUTION D’ÉNERGIE AU VERMONT

Distribution d’énergie au Vermont


(en millions de dollars) 2015 2014

Effet de la variation du taux

de change

Variation, excluant l’effet de la variation

du taux de change

Revenus 953,1 866,9 112,0 (25,8)

Marge bénéficiaire brute 366,8 338,6 43,4 (15,2)

Quotes-parts des bénéfices de satellites 74,7 61,7 7,4 5,6

BAI 92,1 94,5 10,9 (13,3)

Bénéfice net attribuable aux associés 57,3 58,2 7,0 (7,9)

Provision liée aux coûts du projet Addison 8,0 - 1,3 6,7

Bénéfice net attribuable aux associés, excluant les éléments non récurrents (1) 65,3 58,2 8,3 (1,2)

(1) Cette mesure est une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures financières non conformes aux PCGR du Canada et autre mesure financière conforme aux PCGR du Canada de la section L) APERÇU DE

LA SOCIÉTÉ ET AUTRES.

Revenus

Les variations des revenus des activités de ce secteur, excluant l’effet de la variation du taux de change, entre les exercices 2015 et 2014 proviennent principalement de :

GMP – Baisse de 32,3 millions $

l’augmentation nette du nombre de clients dans les secteurs résidentiel et petit commercial et industriel;

la diminution des revenus provenant de l’activité de revente d’électricité en raison de la baisse des

capacités excédentaires vendues au cours de la période hivernale de l’exercice 2015 comparativement à celle de l’exercice précédent au cours de laquelle les prix sur le marché étaient également plus élevés (aucun effet sur la marge brute);

la baisse des tarifs globaux de 1,46 % depuis le 1er octobre 2014 découlant des paramètres de son dossier tarifaire 2015;

la baisse de consommation des clients des secteurs résidentiel et petit commercial et industriel expliquée principalement par l’adoption de mesures d’efficacité énergétique, entre autres, le recours à l’énergie solaire; et

l’effet défavorable lié aux écarts de consommation entre les périodes de pointe et celles hors pointe.

VGS – Hausse de 6,5 millions $

la hausse des volumes livrés au service interruptible expliquée principalement par l’accroissement des besoins d’un client spécifique; et

la hausse des revenus liés aux coûts d’approvisionnement en gaz naturel expliquée par une hausse du coût de la molécule de gaz naturel et par une hausse des volumes livrés;

la baisse des tarifs facturés aux clients du service interruptible étant donné que les clients n’ayant pas choisi d’être interrompus ont payé des prix au marché plus élevés au cours de l’exercice 2014.

RAPPORT DE GESTION

46

Volumes distribués

GMP - L’électricité distribuée par GMP est principalement utilisée à

des fins motrices, de chauffage, de climatisation et d’éclairage. La demande est, par le fait même, influencée par les soubresauts de l’économie, par les efforts en efficacité énergétique réalisés par la clientèle et par les fluctuations de la température. Les volumes d’électricité distribués par GMP s’élèvent à 4 288 gigawattheures au cours de l’exercice 2015, en baisse de 0,2 % par rapport à l’exercice précédent. Cette baisse des volumes s’explique principalement par les baisses de 0,3 % observées dans les secteurs résidentiel et du petit commercial et industriel attribuables à la mise en place par les clients, de mesures en efficacité énergétique, dont le recours à l’énergie solaire. Ces baisses sont compensées en partie par l’augmentation nette du nombre de clients dans ces secteurs. Le secteur du grand commercial et industriel présente une hausse des volumes de 0,1 %, un niveau comparable à celui de l’exercice précédent.

VGS - Les volumes de gaz naturel distribués normalisés de VGS

au cours de l’exercice 2015 sont en hausse de 8,9 % par rapport à ceux de l’exercice 2014, pour se situer à 318 millions de mètres cubes. Cette hausse est principalement expliquée par l’ajout d’un client important au service interruptible. Rappelons que VGS bénéficie d’un mécanisme de normalisation des volumes de gaz naturel distribués et que selon le mécanisme réglementaire en vigueur, la vente de la molécule de gaz naturel à ses clients a un impact négligeable sur sa marge bénéficiaire brute.

Quotes-parts des bénéfices de satellites

Les quotes-parts des bénéfices de satellites correspondent à la quote-part de Gaz Métro, par l’entremise de GMP, des bénéfices de Velco et de Transco. Ces quotes-parts sont retournées aux clients par l’entremise des tarifs et ont donc un effet négligeable sur le bénéfice net de GMP.

Le 23 décembre 2014 et le 30 septembre 2015, GMP a investi des montants de 26,6 millions $ (23,4 millions $ US) et de 5,0 millions $ (3,8 millions $ US) respectivement dans un de ses satellites, soit Transco, augmentant ainsi son niveau de participation de 70,0 % à 71,5 %, étant donné que certains autres partenaires de Transco ont investi de façon moins importante, réduisant ainsi leur niveau de participation dans l’entreprise. Ces fonds sont destinés à financer les investissements en capital dans des activités reliées à la transmission d’électricité.

Le fait que GMP ait investi un montant de 26,6 millions $ en décembre 2014 et un montant de 24,4 millions $ en décembre 2013 lui a permis d’accroître sa base de tarification et d’ainsi générer un bénéfice net additionnel pour l’exercice 2015 par rapport à l’exercice 2014, puisque ses participations dans les satellites sont incluses dans sa base de tarification.

Les quotes-parts des bénéfices de satellites de GMP, excluant l’effet de la variation du taux de change, sont en hausse de 5,6 millions $ par rapport à l’exercice précédent. Cette hausse s’explique principalement par la hausse de la participation dans ces satellites, comme expliqué précédemment.

1 5

58

1 5

69

1 1

70

4 2

97

1 5

53

1 5

64

1 1

71

4 2

88

Résidentiel Petitcommercialet industriel

Grandcommercialet industriel

Volume total

2014

2015

GMPVolumes d'électricité distribués

(en gigawattheures)

292 318

2014 2015

VGSVolumes de gaz naturel distribués normalisés

(en millions de mètres cubes)

RAPPORT DE GESTION

47

BAI

Le BAI provenant des activités de ce secteur est en baisse de 13,3 millions $ par rapport à l’exercice 2014, excluant l’effet de la variation du taux de change, et s’explique essentiellement par :

GMP – Hausse de 0,1 million $ (1)

la diminution de certaines dépenses d’exploitation et d’entretien découlant des synergies réalisées à la suite de l’intégration opérationnelle de GMP et de CVPS;

la diminution des revenus, comme décrite précédemment.

VGS – Baisse de 10,2 millions $ (1)

l’effet de l’augmentation du solde moyen des investissements dans les projets de développement de réseau de VGS non inclus dans la base de tarification mais portant rendement;

l’enregistrement d’une provision de 10,3 millions $ US avant impôts (8,0 millions $ CAD après impôts) liée aux coûts de la phase I du projet Addison à la suite de l’entente conclue avec le VDPS comme expliqué à la rubrique Dossiers réglementaires de la présente section.

(1) Les frais reliés au financement des investissements de GMP et de VGS sont en hausse de 3,4 millions $, excluant l’effet de la variation du taux de change, en raison principalement de la dette de 100,0 millions $ US émise au cours du premier trimestre de l’exercice 2015, comme décrite à la section Q) GESTION DE LA TRÉSORERIE ET DES CAPITAUX.

Il est à noter que GMP et VGS ont atteint tous les indicateurs de performance fixés par le VPSB quant à la qualité de leur service au cours de l’année civile 2014 ainsi que pour les neuf premiers mois de l’année civile 2015. GMP et VGS n’ont donc encouru aucune pénalité à cet égard qui aurait eu pour effet de diminuer leur BAI de l’exercice 2015.


Sommaire de l’encadrement réglementaire de GMP et de VGS

Exercices clos les 30 septembre 2015 2014 2013

GMP VGS GMP VGS GMP VGS


01/10/2014 au 30/09/2015

01/10/2014 au 30/09/2015

01/10/2013 au 30/09/2014

01/10/2013 au 30/09/2014

01/10/2012 au 30/09/2013

01/10/2012 au 30/09/2013

Taux de rendement autorisé sur l’avoir ordinaire 9,60 % 10,20 % 9,58 % 10,26 % 8,84 % 9,75 %

Structure de capital (Dette; Avoir) 50 %; 50 % 45 %; 55 % 50,4 %; 49,6 % 45 %; 55 % 48,4 %; 51,6 % 45 %; 55 %

Base de tarification moyenne au dossier tarifaire ($ US) 1 165 millions $ (1) 193 millions $ (2) 1 159 millions $ 144 millions $ (2) 1 093 millions $ 107 millions $ (2)

(1) La base de tarification moyenne projetée en 2015 au dossier tarifaire de GMP est en hausse de 6 millions $ US comparativement à celle de l’exercice 2014. Cette hausse s’explique principalement par l’augmentation du niveau des investissements en propriétés, aménagements et équipements et par l’investissement supplémentaire dans Transco.

(2) Incluant 66 millions $ US (33 millions $ US en 2014 et 5 millions $ US en 2013) liés aux investissements projetés dans le projet de développement de réseau dans le comté d’Addison portant rendement. La hausse résiduelle de la base de tarification moyenne s’explique principalement par d’autres projets de développement de réseau mis en service vers la fin de l’exercice 2014. À noter que les montants reliés au projet Addison ont été revus à la baisse au cours de l’exercice 2015 à la suite des délais rencontrés dans ce projet comme discuté plus amplement dans la rubrique Dossiers réglementaires.

RAPPORT DE GESTION

48


Exercice 2015

GMP - Dossier tarifaire 2015 et régime de réglementation alternative

En décembre 2013, GMP a déposé son dossier tarifaire 2015, couvrant la période du 1er octobre 2014 au 30 septembre 2015 et élaboré sur la base du coût de service. Cette demande incluait un taux de rendement sur l’avoir ordinaire de 10,0 % et une diminution des tarifs de 0,03 %. Cette demande comprenait aussi une disposition permettant de retourner aux clients de GMP des économies de 8,0 millions $ US issues de la fusion avec CVPS et garanties par l’entité fusionnée pour la troisième année suivant sa fusion. En mai et en juin 2014, à la suite de divers échanges, le VDPS, GMP et les autres intervenants au dossier ont finalement conclu des protocoles d’entente et se sont entendus sur une baisse des tarifs de 1,46 %, un taux de rendement sur l’avoir ordinaire de 9,60 % et un ratio de l’avoir ordinaire présumé de 50 %. Le VPSB a rendu une décision, en août 2014, approuvant la demande. Les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 1er octobre 2014.

En décembre 2013, GMP a également déposé une demande d’approbation auprès du VPSB, pour le renouvellement de son régime de réglementation alternative pour la période de quatre ans débutant le 1er octobre 2014. La demande prévoyait le maintien de plusieurs paramètres existants, incluant notamment le mécanisme d’ajustement des coûts d’électricité, l’ajustement des tarifs de base annuels et une formule pour déterminer le taux de rendement autorisé sur l’avoir ordinaire présumé. Afin de répondre aux préoccupations des clients, GMP a proposé que ces ajustements soient effectués sur une base annuelle, dans le but d’éviter les changements répétés de facturation. Ce dépôt annuel serait effectué au même moment que le dépôt du dossier tarifaire.

En mai et en juin 2014, le VDPS, GMP et les autres intervenants au dossier ont conclu des protocoles d’entente afin de réviser certains paramètres du régime de réglementation alternative déposé par GMP. Ces révisions incluent, entre autres, une modification du calcul du mécanisme de partage des profits et des pertes et celui du mécanisme d’ajustement des coûts d’électricité, la fixation des tarifs du plus important client de GMP pour une période de trois ans et la réduction de la période du régime de réglementation alternative à trois ans au lieu de quatre. Le VPSB a rendu une décision en août 2014, approuvant le protocole d’entente. Le nouveau régime de réglementation alternative est entré en vigueur le 1er octobre 2014.

VGS - Dossier tarifaire 2015

En juin 2014, VGS a déposé, auprès du VDPS et du VPSB, une version préliminaire de son dossier tarifaire pour l’exercice 2015. Le dépôt final du dossier tarifaire 2015 a eu lieu en août 2014 et a été approuvé par le VPSB en octobre 2014. Le taux de rendement autorisé par le VPSB sur l’avoir ordinaire présumé pour l’exercice 2015 est de 10,20 % et le ratio de l’avoir ordinaire présumé est de 55 %. Les nouveaux tarifs en vigueur depuis le 1er novembre 2014 reflètent une baisse globale de 1,3 % composée d’une baisse des tarifs de base de 3,0 % et d’une hausse des tarifs liés au gaz naturel de 0,6 %.

Exercice 2016

GMP - Dossier tarifaire 2016

En septembre 2015, le VPSB a approuvé le dossier tarifaire déposé par GMP en juillet 2015. Les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 1er octobre 2015. Ce dossier tarifaire, élaboré sur la base du coût de service, couvre la période du 1er octobre 2015 au 30 septembre 2016 et prévoit un taux de rendement sur l’avoir ordinaire présumé de 9,44 % et un ratio de l’avoir ordinaire présumé de 49,6 %. Le dossier comprend également une disposition qui permettra de retourner aux clients de GMP des économies correspondant à 50 % des synergies issues de la fusion avec CVPS. À cet égard, un montant de 13,2 millions $ US est prévu au dossier tarifaire, et ce conformément à l’entente intervenue avec le VPSB lors de l’acquisition de CVPS par GMP. À la suite du dépôt d’une lettre d’entente intervenue entre GMP et le VDPS en septembre 2015, le VPSB a approuvé une baisse des tarifs de 0,76 % pour l’exercice 2016.

VGS - Dossier tarifaire 2016

En novembre 2015, le VPSB a approuvé le dossier tarifaire déposé par VGS en août 2015. Les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 1er novembre 2015. Ce dossier reflète une baisse globale des tarifs de 3,0 % qui se compose d’une baisse de 8,1 % des tarifs liés au gaz naturel, compensée en partie par une hausse de 1,5 % des tarifs de base. De plus, le dossier prévoit un taux de rendement sur l’avoir ordinaire présumé de 10,09 % et un ratio de l’avoir ordinaire présumé de 55 %. Il est à noter que ce dossier tarifaire exclut l’effet de la mise en service du premier tronçon de la phase I de son projet de développement de réseau étant donné que VGS est toujours en attente de la reconfirmation de son CPG.

Perspectives réglementaires

GMP - Refonte des tarifs

À titre de condition du VPSB à l’acquisition de CVPS, GMP est tenue de déposer une nouvelle structure de tarification pour tous ses clients impliquant, entre autres, la proposition d’une répartition des coûts entre toutes les catégories de clients. GMP a déposé, en novembre 2014, un détail des

RAPPORT DE GESTION

49

coûts réels d’exploitation et d’entretien pour les exercices 2013 et 2014, tel que requis par le VPSB. Après que ces derniers aient été examinés et approuvés par le VPSB, GMP a déposé, en mai 2015, sa nouvelle proposition de tarifs et d’allocation des coûts entre toutes les catégories de clients. En novembre 2015, GMP a conclu une entente avec les différentes parties impliquées, dont le VDPS, à l’égard de ce dossier. Cette entente sera soumise à l’examen et à l’approbation réglementaire du VPSB. GMP et le VDPS tenteront, au prix d’un effort raisonnable, de réaliser les travaux et de tenir les audiences sur une période n’excédant pas neuf mois. Le processus mis en place par le VPSB prévoit qu’une décision sera rendue au printemps 2016. À ce jour, le processus suit son cours et aucun enjeu majeur n’a été rencontré.

VGS - Projet de développement du réseau

Phase I

En décembre 2013, le VPSB a émis un CPG permettant à VGS, sous réserve de l’obtention de divers permis, d’amorcer la construction de la phase I de son projet de développement, qui consiste à prolonger son réseau de distribution de gaz naturel pour desservir les collectivités de Vergennes et de Middlebury dans le comté d’Addison. Après avoir obtenu, en juin 2014, tous les permis de construction et environnementaux nécessaires, VGS a entrepris les travaux préalables à la construction de cette extension et a commencé, à la fin de juin 2014, l’installation des conduites.

En juillet 2014, VGS a déposé, auprès du VPSB, une première demande de mise à jour pour la phase I de son projet afin d’augmenter le budget du projet de 86,6 millions $ US à 121,6 millions $ US. Cette hausse des coûts initialement prévus du projet était principalement attribuable (i) à la hausse des coûts de construction estimés en raison de la forte demande de la main-d’œuvre spécialisée pour ce type de projet aux États-Unis et (ii) aux modifications de l’ingénierie et du tracé du gazoduc à la suite des consultations avec les résidents et les autres parties prenantes. À la suite de ce dépôt, le VPSB a statué, en octobre 2014, qu’il n’aurait pas à revoir l’octroi du CPG.

Toutefois, en décembre 2014, VGS a déposé auprès du VPSB une lettre présentant une deuxième mise à jour des coûts liés à la phase I du projet dans laquelle elle indiquait que les coûts prévus avaient augmenté de 121,6 millions $ US à 153,6 millions $ US. Cette mise à jour incluait des ajustements au montant estimatif des coûts de construction et de gestion de projet, des coûts indirects de VGS (y compris la provision pour les fonds utilisés durant la construction) et des coûts liés aux droits de passage, tout en tenant compte des coûts des travaux de construction réalisés à ce moment. À cet égard, en janvier 2015, le VPSB a entrepris des procédures afin de reconfirmer le CPG lié au projet et de revoir l’estimation des coûts. Des audiences ont eu lieu au cours du mois de juin 2015 et une décision est souhaitée d’ici janvier 2016. Au 30 septembre 2015, un montant de 80,9 millions $ US a été investi dans le projet.

En octobre 2015, VGS et le VDPS ont conclu un protocole d’entente en vertu duquel VGS accepte de fixer un plafond de 134,0 millions $ US pour le recouvrement dans ses tarifs des coûts liés à la phase I du projet, à moins de circonstances hors de son contrôle ou non prévues à l’entente, comme le vandalisme, les protestations et les interférences déraisonnables reliés aux activités de construction, des délais significatifs dans l’obtention des droits de passage ou des cas de force majeure. À la suite de cette entente, VGS a comptabilisé une provision de 10,3 millions $ US au 30 septembre 2015 afin de reconnaître l’incertitude liée aux coûts du projet qui pourraient éventuellement être désalloués. Ce protocole d’entente est sujet à l’obtention de la reconfirmation du CPG par le VPSB d’ici le 8 janvier 2016, date ultime afin que VGS puisse respecter le budget et l’échéancier de construction du projet. Ainsi, au cours des prochains mois, VGS concentrera ses efforts à l’obtention du CPG et à la réduction des coûts liés au projet afin de minimiser les coûts au-delà du plafond de 134,0 millions $ US qui seront désalloués.

Bien que la réalisation d’une grande partie des travaux de construction soit prévue au cours de l’exercice 2016, VGS prévoit terminer la construction des 17 premiers km de la phase I, sur un total de 66 km, avant la fin du mois de décembre 2015. À ce jour, le projet continue d’être considéré comme une solution bénéfique pour l’État du Vermont. Outre ses avantages environnementaux, le gaz naturel demeure une source d’énergie concurrentielle par rapport aux autres sources de combustibles fossiles.

Au cours des derniers mois, le projet a fait l’objet de contestations de la part de citoyens et de divers groupes d’intérêt alors qu’il bénéficie d’un large appui de la part des entreprises et des groupes connexes, des organismes gouvernementaux, dont le VDPS, et du public en général. Quoique la phase I du projet ait été approuvée par le VPSB et que VGS ait amorcé la construction de cette phase, un nombre limité d’ententes sont toujours à conclure avec des citoyens, propriétaires de terrains. Bien que VGS ait confiance en la possibilité de conclure des ententes avec ces derniers, il est toujours possible que certains travaux soient retardés.

Phase II

En décembre 2014, dans la lettre déposée auprès du VPSB en rapport avec la Phase I, VGS a également demandé au VPSB de reporter à une date indéterminée le calendrier des audiences techniques à l’égard de la phase II du projet, qui vise à prolonger le service de distribution de gaz naturel à International Paper

RAPPORT DE GESTION

50

Company (IP) dans l’État de New York, afin de mettre à jour le budget. Toutefois, en février 2015, IP a informé VGS de sa décision d’exercer ses droits de résilier le contrat les liant, après que VGS ait révisé, dans le contexte commercial prévalant à ce moment, l’échéancier et les coûts pour l’achèvement de la phase II, faisant en sorte que la phase II n’était plus viable sur le plan commercial pour IP. Par conséquent, VGS a demandé au VPSB de rejeter la requête en cours visant l’approbation de la phase II, ce que le VPSB a accepté en juin 2015. Il est à noter que conformément au contrat, IP a remboursé certains frais à VGS.

Tempête de neige majeure au Vermont

En décembre 2014, l’État du Vermont a connu une importante perturbation météorologique lorsqu’une grande quantité de neige lourde et mouillée est tombée sur l’ensemble du territoire pendant 24 heures. Dans plusieurs secteurs, de 8 à 15 centimètres de neige se sont accumulés sur les fils électriques et des branches maîtresses de plusieurs arbres ont fléchi et cassé sous le poids de cette neige, endommageant l’ensemble du réseau de GMP. Les coûts totaux pour GMP relatifs à cette tempête sont évalués à 16 millions $ US. Il s’agit de la tempête ayant causé le plus de dommages au réseau de GMP en près de 20 ans. Selon les mécanismes réglementaires en vigueur, la quasi-totalité de ces coûts peut être récupérée par l’intermédiaire des tarifs. À cet effet, GMP a déposé, en avril 2015, une demande auprès du VPSB afin de pouvoir recouvrer ces coûts, laquelle a été approuvée en septembre 2015.

Intégration opérationnelle de GMP et de CVPS

En 2012, GMP s’est dotée d’un plan triennal afin de fusionner les processus opérationnels des deux entités. Ce plan comprenait la fusion des systèmes de technologies de l’information, des procédures de travail, des programmes de sécurité, des contrôles financiers et de présentation de l’information financière, des conventions collectives et des autres volets opérationnels de GMP et de CVPS. Au 30 septembre 2015, GMP a substantiellement complété son plan triennal et se concentre maintenant à la recherche de nouveaux gains d’efficacité et de synergies possibles à la suite de l’intégration des deux entités.

Conformément au protocole d’entente conclu lors de l’acquisition de CVPS, GMP doit générer pour ses clients des économies de coûts résultant de synergies d’au moins 144 millions $ US sur une période de 10 ans. Ces économies doivent être remises aux clients de GMP en fonction d’un échéancier approuvé par le VPSB et contenant les modalités suivantes :

montants fixes pour les exercices 2013 à 2015; 50 % pour les exercices 2016 à 2020; et 100 % pour les exercices 2021 et 2022.

Pour les exercices 2015 et 2014, des montants de 8,0 millions $ US et de 5,0 millions $ US respectivement ont été inclus aux dossiers tarifaires de GMP, afin que les économies liées aux synergies puissent être remises aux clients selon les modalités établies. Pour l’exercice 2015 tout comme pour l’exercice 2014, GMP a été en mesure de réaliser des synergies supérieures à celles prévues. En vertu du protocole d’entente conclu lors de l’acquisition de CVPS, ces économies additionnelles sont conservées par GMP et ont donc influencé favorablement le bénéfice net des exercices 2015 et 2014.

Au cours de l’exercice 2016, les synergies réalisées seront partagées à parts égales entre GMP et ses clients. Ainsi, GMP a inclus dans son dossier tarifaire 2016 un montant de 13,2 millions $ US à être retourné aux clients relativement aux synergies.

Certification B de GMP

En octobre 2014, GMP a obtenu la certification « Certified B Corporation », en vertu des exigences et des normes de rendement de B Lab, un organisme sans but lucratif qui accorde une certification aux entreprises qui font volontairement le choix de se conformer à des normes supérieures de transparence, de responsabilité et de rendement. Pour obtenir cette certification, les entreprises doivent, entre autres, remplir des exigences qui se regroupent sous quatre sphères, soit (i) la gouvernance, (ii) la communauté, (iii) les employés et (iv) l’environnement. Cette certification est accordée à des entreprises qui intègrent dans leur processus de prise de décision les intérêts des différentes parties prenantes. La certification « Certified B Corporation » permet de démontrer l’engagement de GMP en matière de développement durable.

Réhabilitation d’un site

VGS et GMP, conjointement avec d’autres entreprises, ont été déclarées potentiellement responsables de la pollution d’un terrain sur lequel était située une usine de gaz manufacturé ayant cessé ses activités en 1966. Un protocole de règlement a été signé en 1999 entre l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) et les entreprises impliquées, comportant un plan d’action pour réhabiliter le site et un mode de partage des coûts. Ce plan d'action a été entériné par le VPSB en 2001 et s'est avéré efficace dans l'ensemble. Les coûts encourus jusqu’à maintenant par VGS et GMP ont fait l’objet d’ententes avec le VPSB selon lesquelles ces sommes sont récupérées à même les tarifs sur une période de 10 à 20 ans. Si les déboursés futurs excèdent les provisions déjà enregistrées aux livres, de nouvelles demandes de récupération à même les tarifs seront déposées auprès du VPSB.

SYNERGIES RÉALISÉES PAR

GMP RÉSULTANT DE LA FUSION

AVEC CVPS SUPÉRIEURES

À CELLES INITIALEMENT

PRÉVUES POUR 2015 ET 2014

RAPPORT DE GESTION

51

Perspectives

Autres énergies

Énergie solaire

Désireuse d’être un chef de file dans le domaine des énergies nouvelles, GMP poursuit ses efforts commerciaux en vue de conclure divers partenariats stratégiques afin de les développer. Ces efforts s’inscrivent dans l’objectif commercial de GMP d’offrir les sources de production d’énergie les plus propres possibles aux résidents du Vermont, ce qu’elle accomplit déjà, entre autres, par l’exploitation de deux parcs éoliens permettant de desservir plus de 24 000 foyers en électricité.

À cet égard, au cours de l’été 2015, GMP a conclu un partenariat avec l’entreprise Tesla Motors Inc., afin d’offrir la possibilité à ses clients d’utiliser le Powerwall, une batterie domestique ayant pour caractéristique de se recharger grâce à de l'électricité

générée par des panneaux solaires. GMP est la première entreprise de services énergétiques aux États-Unis à conclure un tel partenariat. Ce système permettra entre autres à GMP d’effectuer une meilleure gestion de la demande énergétique en périodes de pointe et à ses clients de bénéficier d’une source d’énergie d’appoint.

Par ailleurs, en mars 2015, GMP a également complété la réalisation d’un projet de production et d’entreposage d’énergie solaire innovateur, le Stafford Hill Solar Farm, situé à Rutland au Vermont, pour lequel elle a remporté le prix Project of Distinction Award 2015. Ce parc solaire comportant 7 700 panneaux solaires, peut générer 2 mégawatts d’électricité et peut desservir jusqu’à 2 000 foyers lorsque l’ensoleillement est complet et 365 foyers à longueur d’année. Ce projet comporte aussi un volet entreposage, permettant d’entreposer 3,4 mégawattheures dans un système de batteries. Cette énergie pourra ensuite être utilisée en périodes de pointe et servir de source d’énergie d’appoint pour un refuge d’urgence advenant une situation critique affectant son réseau d’approvisionnement électrique. À la suite, entre autres, de la réalisation de ce projet, GMP a annoncé en 2015 que la ville de Rutland est devenue la capitale solaire de la Nouvelle-Angleterre, soit la ville produisant le plus d’énergie solaire par habitant dans cette région.

En sus de ces projets, GMP poursuit activement ses initiatives en matière de développement en énergie solaire. Notamment, plusieurs projets solaires multi-mégawatts ont été autorisés et leur construction est prévue durant l’année 2016. Au cours des prochaines années, GMP entend poursuivre ses initiatives de développement en énergie solaire.

Cow Power

Au cours de l’exercice 2016, GMP prévoit accroître le développement de son programme Cow Power, lequel permet de transformer la bouse produite

par les vaches laitières en énergie électrique propre par l’utilisation de digesteurs dans les fermes laitières. Ce programme s’avère bénéfique pour l’ensemble de l’État du Vermont, puisqu’en plus d’être une source d’énergie renouvelable, il permet d’améliorer la qualité de l’eau en réduisant les quantités de phosphore déversées dans les eaux de la région du lac Champlain, un défi constant pour cette région. Ce système pourrait également permettre le traitement des déchets alimentaires, qui seront éventuellement interdits des sites d’enfouissement au Vermont à la suite de récents changements législatifs. Actuellement, 13 fermes participent à ce projet.

AVEC LE STAFFORD HILL SOLAR

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JUSQU’À 2 000 FOYERS EN

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UNE FAÇON INTELLIGENTE DE

FOURNIR DE L’ÉNERGIE AUX MAISONS

ET COMMERCES

RAPPORT DE GESTION

52

2. SECTEUR DU TRANSPORT DE GAZ NATUREL

Transport



Revenus 46,1 42,8 3,3


Quotes-parts des bénéfices du satellite 17,4 15,2 2,2

BAI 27,9 26,5 1,4

Bénéfice net attribuable aux associés 16,6 16,1 0,5

Revenus

Les revenus reliés aux activités de ce secteur, qui correspondent également à sa marge bénéficiaire brute, sont en hausse de 3,3 millions $ par rapport à l’exercice 2014. Il est à noter que TQM récupère dans ses tarifs une partie des augmentations anticipées de ses dépenses d’exploitation.

Quotes-parts des bénéfices du satellite

La participation de Gaz Métro aux quotes-parts des bénéfices du satellite de ce secteur correspond à la quote-part dans les bénéfices de PNGTS. La hausse de 2,2 millions $ de cette quote-part s’explique principalement par :

l’augmentation des revenus à court terme et du service interruptible due à une hausse des volumes transportés liée à la signature de nouveaux contrats à court terme et l’augmentation de la demande due à des températures plus froides; et

l’effet favorable de l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien; atténuées en partie par :

l’effet défavorable de la décision de la FERC, en février 2015, comme expliqué plus amplement à la rubrique Dossiers réglementaires de la présente section.

BAI

La hausse de 1,4 million $ du BAI relié aux activités de ce secteur réalisé au cours de l’exercice 2015 s’explique principalement

par la hausse de 2,2 millions $ de la quote-part dans le BAI de PNGTS, comme expliqué précédemment.


Sommaire de l’encadrement réglementaire de TQM


01/01/2015 au 31/12/2015

01/01/2014 au 31/12/2014

01/01/2013 au 31/12/2013

Principes tarifaires Tarifs finaux basés sur le plan pluriannuel

(2014-2016) négocié avec les parties intéressées

Tarifs finaux basés sur le plan pluriannuel

(2014-2016) négocié avec les parties intéressées

Tarifs finaux basés sur le plan annuel (2013)

négocié avec les parties intéressées

Décision rendue par l’ONÉ avril 2015 avril 2014 mai 2013

Base de tarification moyenne au dossier tarifaire 340 millions $ 353 millions $ 363 millions $

FAITS SAILLANTS

PNGTS : Hausse des volumes transportés due aux températures plus froides et à de nouveaux contrats à court terme

PNGTS : Décision de la FERC, en février 2015, établissant les tarifs à 0,8543 $ US/DTH

RAPPORT DE GESTION

53


Exercice 2014

TQM - Entente pluriannuelle négociée 2014-2016

En novembre 2013, TQM a conclu une entente de règlement pluriannuelle avec ses parties intéressées, afin d’établir les mécanismes visant à déterminer le niveau des revenus requis de TQM pour la période allant de 2014 à 2016, en fonction des composantes coûts fixes et coûts transférés. Cette entente pluriannuelle a été approuvée par l’ONÉ en février 2014.

Dans le cadre de ce règlement, TQM a déposé, en novembre 2013, une demande pour l’approbation de tarifs provisoires pour son exercice 2014 auprès de l’ONÉ. Cette demande a été approuvée en décembre 2013 et les tarifs provisoires sont entrés en vigueur le 1er janvier 2014 et le sont demeurés jusqu’à ce que les tarifs finaux, déposés en mars 2014 par TQM, aient été approuvés par l’ONÉ en avril 2014.

Exercice 2015

TQM - Dossier tarifaire 2015

TQM a déposé en novembre 2014, une demande auprès de l’ONÉ pour l’approbation de tarifs provisoires pour son exercice 2015. Ces derniers, approuvés en décembre 2014, sont entrés en vigueur le 1er janvier 2015 et le sont demeurés jusqu’à l’approbation par l’ONÉ des tarifs finaux en avril 2015.

TQM - Coûts futurs de cessation d’exploitation

L’initiative de consultation sur les questions foncières de l’ONÉ traite de la cessation d’exploitation future des gazoducs et des questions financières connexes. Le but de cette initiative est de faire en sorte que toutes les sociétés pipelinières réglementées en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie (Canada) mettent en place un processus visant à percevoir et à mettre de côté des fonds pour financer les coûts futurs de cessation d’exploitation.

En mai 2014, l’ONÉ a approuvé les processus proposés par TQM afin :

d’établir une estimation des coûts liés à la cessation d’exploitation; d’établir les sommes annuelles devant être perçues et le mécanisme de prélèvement des

fonds au moyen d’une surcharge sur les services de transport; et d’établir une fiducie conformément aux règles d’une fiducie de l’environnement admissible

au sens de la Loi de l’impôt sur le revenu afin de conserver les sommes perçues dans le but

de financer les coûts futurs de cessation d’exploitation.

Dans sa décision, l’ONÉ a aussi ordonné aux sociétés pipelinières de commencer à percevoir les sommes qui serviront à financer les coûts futurs de cessation d’exploitation, à compter de 2015.

En septembre 2014, TQM a déposé auprès de l’ONÉ, aux fins d’approbation, sa convention de fiducie qui lui permettra de conserver les sommes perçues des clients pour les coûts futurs de cessation d’exploitation. En décembre 2014, une décision a été rendue par l’ONÉ dans laquelle elle demande à TQM, et aux autres sociétés pipelinières proposant d’utiliser un mécanisme de fiducie, d’apporter certaines modifications aux conventions de fiducie proposées. La convention de fiducie a été amendée en janvier 2015 et a été approuvée par l’ONÉ en février 2015. Toutes les mesures ont été instaurées afin d’établir une fiducie et d’amorcer la collecte des fonds, y compris la mise en place d’une convention de fiducie.

En novembre 2014, TQM a également déposé auprès de l’ONÉ une demande pour l’approbation de surcharges à percevoir des clients, durant son exercice 2015, pour le financement des coûts futurs de cessation d’exploitation. Cette demande inclut également l’estimation révisée des coûts de cessation d’exploitation. En décembre 2014, l’ONÉ a approuvé cette demande et les surcharges provisoires sont entrées en vigueur le 1er janvier 2015 et ont été confirmées par la décision finale de l’ONÉ rendue en mars 2015.

PNGTS - Dossiers tarifaires

PNGTS a déposé un dossier tarifaire à la FERC en mai 2010 afin de faire reconnaître une hausse de ses tarifs et une décision relative à ce dossier a été rendue en mars 2013. En avril 2013, PNGTS a déposé, à l’égard de cette décision, une demande de révision à la FERC afin que certains aspects spécifiques soient réévalués.

En février 2015, la FERC a rendu une décision rejetant la demande de PNGTS et établissant le tarif à 0,8543 $ US/DTH comparativement à 0,8685 $ US/DTH, soit le taux établi par la FERC dans sa décision de mars 2013. Ainsi, en mars 2015, PNGTS a enregistré une provision additionnelle de 2,3 millions $ US (0,9 million $ US représentant la quote-part de Gaz Métro) afin de refléter cet écart de tarif. En avril 2015, PNGTS a remboursé la totalité des sommes dues à ses clients, incluant les intérêts prescrits par la FERC. Rappelons que depuis 2010, PNGTS facturait un tarif de 1,32 $ US/DTH à ses clients et que la différence entre les tarifs facturés et ceux approuvés par la FERC était comptabilisée à titre de passif.

RAPPORT DE GESTION

54

Exercice 2016

TQM - Dossier tarifaire 2016

TQM prévoit déposer, au plus tard le 1er décembre 2015, une demande auprès de l’ONÉ pour l’approbation de tarifs provisoires pour son exercice 2016. À la suite de cette approbation, les tarifs provisoires seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et le demeureront jusqu’à ce que les tarifs finaux soient approuvés. Il est prévu que les tarifs finaux soient déposés au cours du deuxième trimestre de l’exercice 2016 alors que l’approbation de l’ONÉ sur ces derniers est prévue au cours du troisième trimestre de l’exercice 2016.

3. SECTEUR DE LA PRODUCTION D’ÉNERGIE

Production d’énergie



Revenus 58,3 34,8 23,5


BAI (perte avant impôts sur les bénéfices) 6,5 (1,4) 7,9

Bénéfice net (perte nette) : 5,4 (0,9) 6,3

Attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 3,6 (0,9) 4,5

Attribuable aux associés de Gaz Métro 1,8 - 1,8

Revenus

Ce secteur englobe les activités de production d’énergie non réglementées de Parcs 2 et 3 et de Parc 4. Les revenus de ce secteur pour l’exercice 2015 correspondent à 50 % des revenus générés par Parcs 2 et 3 et par Parc 4 depuis sa mise en service commerciale en décembre 2014. Comme indiqué à la section Parcs éoliens au Québec de la rubrique VALENER INC. ET SOCIÉTÉ

EN COMMANDITE GAZ MÉTRO du présent rapport de gestion, les hausses de 23,5 millions $ des revenus et de 438 502 MWh de la production respectivement durant l’exercice 2015 s’expliquent principalement par :

le fait que les parcs éoliens 2 et 3 ont été opérationnels au cours des 12 mois de l’exercice 2015 alors qu’à l’exercice 2014, leur mise en service commerciale avait eu lieu en novembre et en décembre 2013 respectivement;

la mise en service commerciale du parc éolien 4 en décembre 2014; et les vents favorables observés au cours de la période.

BAI

La hausse de 7,9 millions $ du BAI relié aux activités de ce secteur réalisé au cours de l’exercice 2015 s’explique principalement par :

la hausse du BAI réalisé par Parcs 2 et 3 due principalement à l’augmentation des revenus comme mentionné précédemment. Ce niveau de BAI a permis à Parcs 2 et 3 de générer des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 60,0 millions $ au cours de l’exercice 2015; et

la mise en service commerciale du parc éolien 4 en décembre 2014; atténuées par :

l’effet net défavorable des variations de l’inefficacité des accords de crédit croisé de Parcs 2 et 3.

Les variations de l’inefficacité relatives aux accords de crédit croisé s’expliquent par l’application de la norme comptable aux fins de mesure de l’inefficacité, qui peut parfois générer des résultats inattendus, entre autres, en incorporant le risque de crédit des contreparties. Selon les PCGR du Canada, toute portion inefficace des instruments financiers désignés en comptabilité de couverture est enregistrée à l’état des résultats.

Projets éoliens

Comme expliqué plus amplement à la section Parcs éoliens au Québec de la rubrique VALENER INC. ET SOCIÉTÉ EN COMMANDITE

GAZ MÉTRO du présent rapport de gestion, les résultats de l’appel d’offres lancé par Hydro-Québec, auquel Gaz Métro et ses partenaires ont participé, ont été annoncés en décembre 2014 et les soumissions déposées par ces derniers n'ont pas été

FAITS SAILLANTS

Parc 4 : Mise en service en décembre 2014 Parcs 2 et 3 et Parc 4 : Vents favorables haussant la production pour l’exercice 2015

RAPPORT DE GESTION

55

retenues par Hydro-Québec. Gaz Métro et ses partenaires demeurent à l’affût d’occasions pouvant se présenter afin d’investir dans d’autres projets éoliens.

4. SECTEUR DES SERVICES ÉNERGÉTIQUES, ENTREPOSAGE ET AUTRES

Services énergétiques, entreposage et autres



Revenus 55,8 54,3 1,5


BAI (perte avant impôts sur les bénéfices) 3,9 (0,7) 4,6

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés 2,4 (2,9) 5,3

Revenus

La hausse de 1,5 million $ ou 2,8 % des revenus de ce secteur réalisés au cours de l’exercice 2015 s’explique principalement par la hausse des revenus de Gaz Métro GNL de 2,8 millions $ à la suite de l’exécution de contrats à court terme d’approvisionnement en GNL découlant de la demande croissante, et permettant notamment de répondre à des besoins de pointe et de stockage préventif en Nouvelle-Angleterre. En effet, au cours de l’exercice 2015, Gaz Métro GNL a livré 23,9 millions de mètres cubes alors que 17,1 millions de mètres cubes avaient été livrés en 2014. Les autres activités relatives à ce secteur sont demeurées relativement stables au cours l’exercice 2015.

BAI

La hausse de 4,6 millions $ du BAI relié aux activités de ce secteur réalisé au cours de l’exercice 2015 s’explique principalement par :

la hausse du BAI de Gaz Métro GNL à la suite de l’exécution de contrats à court terme d’approvisionnement en GNL comme expliqué précédemment;

la hausse de la rentabilité générale de Gaz Métro Plus; et la hausse du BAI de CCUM expliquée par la baisse de ses coûts d’approvisionnement;

atténuées, en partie, par : la baisse de la rentabilité générale de Solutions Transport expliquée principalement par des délais survenus dans la

commercialisation, par les fournisseurs, de nouveaux moteurs pour camions alimentés au GNL.



Exercice 2015

Intragaz - Dossier tarifaire 2015

En mai 2013, la Régie a rendu une décision dans laquelle elle approuve, à compter du 1er mai 2013 et pour une période de 10 ans, une structure de capital moyenne de 46 % d’avoir présumé. De plus, elle fixe un revenu requis uniforme pour les sites combinés de Pointe-du-Lac et Saint-Flavien, procurant à Intragaz un taux de rendement sur l’avoir de l’actionnaire de l’ordre de 8,50 % pour cette même période.

Perspectives

GNL

Gaz Métro, par l’entremise de sa filiale Gaz Métro GNL, est impliquée dans le développement d’activités de production et de commercialisation du GNL. À cet effet, au cours du premier trimestre de l’exercice 2015, une entente de collaboration a été signée entre le groupe belge Fluxys, également impliqué dans le GNL, et Gaz Métro GNL, afin qu’ils s’aident mutuellement à développer des stratégies de valorisation et de mise en marché de ce produit.

FAITS SAILLANTS

Début des travaux à l’usine LSR pour la construction d’un deuxième train de liquéfaction de gaz naturel Entente de principe entre Gaz Métro et Hydro-Québec pour la construction d’un site de stockage, de

traitement et de regazéification de gaz naturel à Bécancour Mise en service par la STQ de son premier traversier alimenté au GNL et approvisionné par Gaz Métro

RAPPORT DE GESTION

56

En octobre 2014, Gaz Métro et le gouvernement du Québec, par l’entremise d’Investissement Québec (IQ), ont conclu un partenariat dans le projet visant à accroître la capacité de liquéfaction de l’usine LSR de Gaz Métro. Ce projet d’expansion qui permettra de tripler la capacité de liquéfaction de l’usine LSR représente un investissement total estimé à 118 millions $. La production et la commercialisation de GNL étant des activités non réglementées, ce projet sera réalisé par l’intermédiaire de la filiale Gaz Métro GNL. La participation du gouvernement du Québec dans ce projet se traduira par un investissement

maximum de 50 millions $, dans Gaz Métro GNL. Au 30 septembre 2015, Gaz Métro et IQ ont investi dans le projet 31,1 millions $ et 22,5 millions $, respectivement.

Les travaux d’agrandissement de l’usine LSR ont débuté en juin 2015 et devraient se poursuivre jusqu’en novembre 2016, afin de rendre disponible le GNL aux clients dès l’automne 2016. Les volumes additionnels de GNL issus de ce projet permettront de répondre à la demande croissante des marchés du transport routier et maritime, ainsi qu’à celle des régions éloignées du réseau gazier de Gaz Métro-daQ, particulièrement le Nord-du-Québec et la Côte-Nord. Des discussions sont en cours avec plusieurs clients potentiels dont certains ont déjà confirmé leur intention de s’approvisionner en GNL auprès de Gaz Métro GNL. C'est le cas de Stornoway Diamonds Corporation, qui sera la première entreprise minière du Québec à utiliser du GNL.

De plus, en septembre 2013, Gaz Métro GNL a conclu une entente avec la STQ pour l’achat de carburant destiné à alimenter trois traversiers en GNL. Le navire F.-A. Gauthier, tout premier traversier au GNL en Amérique du Nord a d’ailleurs fait son entrée au Québec le 18 avril dernier. Celui-ci assure actuellement la traversée Matane-Baie-Comeau et éventuellement Baie-Comeau-Godbout. Sa mise en service a été effectuée en juillet 2015. La STQ prendra possession de deux traversiers additionnels propulsés au GNL au cours de l’année 2016. Ces deux autres traversiers, également approvisionnés par Gaz Métro GNL, assureront la traversée Tadoussac-Baie-Ste-Catherine. Ces trois nouveaux traversiers émettront jusqu’à 25 % moins de GES que des navires équivalents utilisant du diesel marin.

Gaz Métro GNL poursuit également ses activités de mise en marché du GNL issu de la capacité actuelle et future de l’usine LSR, et ce tant à l’intérieur qu’à l’extérieur du Québec. Des contrats de vente à court et à moyen terme ont également été signés avec différents grossistes de GNL et distributeurs de gaz naturel.

Site de stockage et regazéification de GNL à Bécancour

Gaz Métro et ses filiales, Gaz Métro GNL et Gaz Métro Solutions Énergie, ont conclu une entente de principe avec Hydro-Québec Distribution afin de construire, d’approvisionner et d’exploiter un site de stockage, de traitement et de regazéification de GNL à proximité de la centrale de TransCanada Energy Ltd. (« TCE ») à Bécancour, dans le but de permettre la production de l’électricité requise lors des périodes de pointe hivernales. L’avis de projet a été déposé au ministère du Développement durable de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques en juin 2015 et le processus d'évaluation et d'examen des impacts sur l'environnement se poursuivra au cours des prochains mois en vue d’obtenir le certificat d’autorisation nécessaire. Il est toutefois à noter que Gaz Métro demeure en négociations avec les diverses parties prenantes concernant la portée globale de ce projet.

De son côté, en mai 2015, Hydro-Québec Distribution a fait une demande auprès de la Régie afin d’obtenir l’aval pour s’approvisionner en GNL à l’usine LSR et répondre aux besoins électriques de fine pointe dès l’hiver 2018. Cette solution novatrice consiste à permettre à la centrale de TCE à Bécancour, qui ne produit plus d’électricité depuis plusieurs années déjà, de devenir un outil stratégique pour répondre aux besoins des Québécois pendant les périodes de très grand froid, en l’approvisionnant en GNL pour l’équivalent d’environ 100 heures par année. En octobre 2015, la Régie a autorisé Hydro-Québec Distribution à utiliser la centrale TCE en période de pointe.

Gaz naturel comme carburant dans le transport routier

Initiée par Solutions Transport et inaugurée en 2011 avec Transport Robert 1973 Ltée (Transport Robert), la Route bleue est le premier réseau public de stations de ravitaillement de gaz naturel pour l’industrie du transport lourd au Canada. Actuellement, la Route bleue est composée de cinq stations de ravitaillement en gaz naturel, dont trois stations publiques situées à Lévis, à Cornwall, en Ontario et à Sainte-Julie. Solutions Transport poursuit sa stratégie de développement de la Route bleue qui vise à ajouter des points de ravitaillement en gaz naturel de façon stratégique, flexible et en fonction de la demande du marché.

Notons aussi qu’en parallèle à la Route bleue, des sites privés de ravitaillement en GNC ont vu le jour, étant donné l’avènement du marché du GNC comme carburant. Solutions Transport joue d’ailleurs un rôle important afin de stimuler davantage ce marché, en offrant notamment la location de stations de compression.

GAZ MÉTRO ET LE GOUVERNEMENT

DU QUÉBEC INVESTISSENT 118 M$

POUR TRIPLER LA CAPACITÉ DE

LIQUÉFACTION DE GAZ NATUREL

À L’USINE LSR

EN 2015, LE 1ER TRAVERSIER EN

AMÉRIQUE DU NORD

PROPULSÉ AU GNL A ÉTÉ MIS EN

SERVICE À MATANE, UNE AUTRE

SOLUTION POUR DIMINUER LES

ÉMISSIONS DE GES AU QUÉBEC

RAPPORT DE GESTION

57

5. SECTEUR DES AFFAIRES CORPORATIVES

Affaires corporatives



Revenus (27,1) (23,8) (3,3)

Marge bénéficiaire brute (0,9) (0,9) -

Perte avant impôts sur les bénéfices (7,7) (8,3) 0,6

Perte nette attribuable aux associés (9,2) (7,7) (1,5)

Perte avant impôts sur les bénéfices

La marge bénéficiaire brute de ce secteur est le reflet de l’élimination des revenus et des coûts directs intersectoriels. La perte avant impôts sur les bénéfices du secteur reflète, entre autres, des frais de développement reliés à différents projets, des revenus et des frais corporatifs non alloués aux autres secteurs de la Société.

Perspectives

Globalement, Gaz Métro poursuivra son développement en cherchant des occasions d’investissements dans le secteur de l’énergie, qui lui permettront d’accroître sa rentabilité tout en maintenant un profil de risque similaire.

RAPPORT DE GESTION

58

P) SITUATION FINANCIÈRE CONSOLIDÉE

Le tableau qui suit compare les principaux soldes inscrits aux bilans consolidés aux 30 septembre 2015 et 2014.

Rubriques du bilan

(en millions de dollars) 30 septembre Augmentation

(Diminution) Explications

2015 2014 (1)

Clients et autres débiteurs

222,7 211,9 10,8 Augmentation attribuable à (i) l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien et (ii) l’introduction du service SPEDE, atténuée par (iii) la baisse des volumes et du prix du gaz naturel

Stocks 117,7 114,9 2,8 Augmentation attribuable à (i) la hausse du tarif de transport de gaz naturel et (ii) l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien, atténuée par (iii) la baisse du prix du gaz naturel

Propriétés, aménagements et équipements

4 439,7 3 970,9 468,8 Augmentation attribuable à l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien et aux investissements dans (i) le réseau de distribution de gaz naturel de Gaz Métro-daQ, (ii) le réseau de distribution d’électricité de GMP, (iii) le projet d’agrandissement de l’usine LSR, (iv) les projets de développement de réseau de VGS (incluant le projet Addison) et (v) le parc éolien 4

Actifs incorporels 390,9 81,1 309,8 Augmentation attribuable principalement à (i) l’achat de droits d’émission de GES par Gaz Métro-daQ en vertu du Règlement SPEDE et (ii) l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien

Frais et crédits reportés 31,5 90,0 (58,5) Diminution attribuable à (i) l’augmentation des crédits reportés liés aux comptes de stabilisation tarifaire de Gaz Métro-daQ étant donné les températures plus froides que la normale, (ii) la baisse des comptes de frais reportés reliés au coût du gaz naturel de Gaz Métro-daQ en raison de l’application tardive des tarifs, et (iii) la hausse des crédits reportés liés au coût éventuel de retrait de Gaz Métro-daQ, compensée par (iv) la hausse du frais reporté lié au manque-à-gagner en transport et équilibrage dû à des températures plus froides que la normale

Placements et autres 948,1 736,8 211,3 Augmentation attribuable principalement à l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien et à l’investissement effectué par GMP dans Transco

Écarts d’acquisition 414,1 349,0 65,1 Augmentation attribuable à l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien

Autres éléments d’actif à long terme

70,2 74,6 (4,4) Diminution attribuable principalement à (i) l’encaissement d’un montant à recevoir du gouvernement provincial relatif aux coûts engagés dans le cadre des études de faisabilité du projet de desserte de la Côte-Nord, compensée par (ii) la hausse de l’actif au titre des prestations constituées des régimes de retraite de Gaz Métro-daQ

Emprunts bancaires 29,0 - 29,0 Augmentation attribuable au reclassement du crédit à terme de VGS venant à échéance en 2016

Fournisseurs et charges à payer

355,5 341,1 14,4 Augmentation attribuable à (i) la hausse des coûts d’approvisionnement de Gaz Métro-daQ, (ii) l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien et (iii) la hausse des investissements liés au projet d’agrandissement de l’usine LSR, atténuée par (iv) la baisse des investissements relatifs à la construction des parcs éoliens 2 et 3 et du parc éolien 4 compte tenu de leur mise en service

Dette à long terme, incluant les échéances courantes

3 564,3 3 167,8 396,5 Augmentation attribuable principalement (i) à l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien, (ii) au financement par Gaz Métro-daQ des droits d’émission de GES achetés conformément au Règlement SPEDE et (iii) au financement des investissements dans le développement des réseaux de Gaz Métro-daQ et de GMP

Passif net d’impôts futurs, incluant les portions à court terme

485,4 374,3 111,1 Augmentation attribuable principalement à l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien et à la variation des écarts temporaires des sociétés américaines

Autres éléments du passif à long terme

434,8 359,5 75,3 Augmentation attribuable principalement à (i) l’appréciation du dollar américain par rapport au dollar canadien, et (ii) la souscription de parts de Gaz Métro GNL par Investissement Québec

Capital 1 751,8 1 496,8 255,0 Émissions de parts aux associés en avril 2015 et en septembre 2015 dans le but de financer les besoins généraux de Gaz Métro-daQ dont l’achat de droits d’émission de GES en vertu du Règlement SPEDE, et ses divers projets de développement et afin de rétablir sa structure de capital

(1) Certaines données du 30 septembre 2014 ont été modifiées en fonction de la présentation adoptée pour le présent exercice.

RAPPORT DE GESTION

59

Q) GESTION DE LA TRÉSORERIE ET DES CAPITAUX

La stratégie de gestion de la trésorerie et des capitaux de Gaz Métro a pour objectif de maintenir un profil financier solide et de satisfaire ses besoins en liquidités. L’atteinte de ces objectifs permet à Gaz Métro de respecter ses obligations financières, de réinvestir dans ses actifs existants afin de maintenir sa capacité à générer des bénéfices conformément à la réglementation des tarifs et de réaliser les différents projets prévus dans le cadre de sa stratégie de croissance.

Cette section présente une analyse de la situation financière, des flux de trésorerie et des liquidités de la Société.

1. FAITS SAILLANTS DE L’EXERCICE 2015

Émissions en avril et septembre 2015 par Gaz Métro de 15 454 545 nouvelles parts à ses associés au prix unitaire de 16,50 $ par part, pour un produit total de 255,0 millions $;

Émission par GMi, à titre de commandité de Gaz Métro, de billets de premier rang, garantis par Gaz Métro, totalisant 100,0 millions $ US et dont le produit d’émission a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires;

Émission par GMi, à titre de commandité de Gaz Métro, d’obligations de première hypothèque de série R, garanties par Gaz Métro, totalisant 100,0 millions $ et dont le produit d’émission a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires;

Maintien des notations de crédit de Gaz Métro et de GMi par S&P et par DBRS; Ratio de la dette par rapport au capital investi de 66,3 %; et Investissements de 398,5 millions $ en acquisition de propriétés, aménagements et équipements.

(1) Correspond à la variation nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie, déduction faite du découvert bancaire et excluant l’incidence des fluctuations des taux de change sur la trésorerie et équivalents de trésorerie et le découvert bancaire.

2. SOMMAIRE DES FLUX DE TRÉSORERIE

Pour les exercices clos les 30 septembre (1)


Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation a 738,0 605,0 133,0 Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement b (978,6) (641,3) (337,3) Flux de trésorerie liés aux activités de financement c 216,2 75,3 140,9

(1) Les liquidités distribuables normalisées s’élèvent à 339,5 millions $ pour l’exercice 2015, comparativement à 153,5 millions $ pour l’exercice précédent. Il s’agit d’une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada faisant l’objet de recommandations formulées par l’ICCA dans la publication Liquidités distribuables normalisées des fiducies de revenu et autres entités intermédiaires – Lignes directrices concernant la rédaction et les informations à venir. L’objectif de cette mesure est de présenter les flux de trésorerie générés par les activités de la Société, au cours d’une période, qui pourraient être disponibles pour les distributions aux associés. Elle correspond aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, déduction faite des acquisitions de propriétés, aménagements et équipements. Bien que le calcul de cette mesure se veuille uniforme et comparable d’une entreprise à l’autre, elle ne représente pas, de l’avis de la direction, le meilleur reflet de la réalité économique de la Société, car elle ne tient pas compte de certains facteurs propres à ses activités.

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation738,0

Variation des emprunts bancaires28,4

Émissions de dettes à long terme212,4

Émissions de parts259,1

Variation des autres éléments du passif à long terme22,5

Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (1)

24,5

PROVENANCE DES FONDS EN 2015(en millions de dollars)

Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements398,5

Acquisitions d'actifs incorporels380,3

Autres investissements (incluant comptes de frais reportés)199,9

Remboursements de dettes à long terme11,3

Remboursements nets des crédits à terme108,3

Distributions186,6

AFFECTATION DES FONDS EN 2015(en millions de dollars)

RAPPORT DE GESTION

60

a) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

La hausse de 133,0 millions $ des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation s’explique, entre autres, par : la hausse des entrées de fonds provenant du secteur de la distribution d’énergie en raison principalement des revenus

supplémentaires générés par Gaz Métro-daQ attribuables au Règlement SPEDE; la hausse des entrées de fonds provenant du secteur de la production d’énergie, comme expliquée à la section Parcs

éoliens au Québec de la rubrique VALENER INC. ET SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO du présent rapport de gestion; et la variation favorable de 19,8 millions $ des éléments hors caisse du fonds de roulement attribuable principalement à :

o l’effet net favorable de 50,7 millions $ sur les éléments hors caisse du fonds de roulement de Gaz Métro-daQ découlant principalement de la baisse du prix du gaz naturel, ainsi que de l’effet favorable sur les fournisseurs et charges à payer des coûts d’approvisionnement plus élevés de l’exercice 2015 par rapport à l’exercice 2014;

atténuée en partie par : o l’effet défavorable de 39,9 millions $ sur les clients et autres débiteurs de Parcs 2 et 3 expliqué par le paiement

par Hydro-Québec d’un billet à recevoir, au cours de l’exercice 2014, lié à certains coûts de construction des parcs éoliens 2 et 3 et à l’encaissement de taxes de vente à recevoir au cours de l’exercice précédent.

b) Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement



Variation de l’encaisse affectée 21,2 (29,9) 51,1 Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements (398,5) (451,5) 53,0 Variation des frais et crédits reportés (198,7) (116,5) (82,2) Acquisitions d’actifs incorporels (380,3) (19,6) (360,7) Variation nette d’unités de fonds de placement (3,0) (0,4) (2,6) Variation d’une participation dans un satellite et autres placements (32,6) (25,2) (7,4) Autres 13,3 1,8 11,5

Total (978,6) (641,3) (337,3)

Variation de l’encaisse affectée

L’encaisse affectée est composée principalement de sommes dédiées à différents projets de construction. La variation est influencée par le financement et l’avancement des travaux. Plus précisément, la variation de l’encaisse affectée pour l’exercice 2015 s’explique principalement par l’évolution des projets des parcs éoliens 2 et 3 et du parc éolien 4.

Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements

La baisse de 53,0 millions $ des acquisitions de propriétés, aménagements et équipements par rapport à l’exercice 2014 provient principalement de :

la baisse de 78,8 millions $ des investissements du secteur de la production d’énergie attribuable aux investissements inférieurs dans les parcs éoliens 2 et 3 et dans le parc éolien 4 puisqu’ils ont été complétés au cours du premier trimestre des exercices 2014 et 2015 respectivement, comme prévu à l’échéancier; et

la baisse de 26,3 millions $ (excluant l’effet favorable du taux de change de 19,9 millions $ généré par les activités de distribution d’énergie au Vermont) des investissements du secteur de la distribution d’énergie expliquée principalement par les investissements inférieurs de Gaz Métro-daQ et de GMP dans les projets de développement de réseau;

compensée en partie par : la hausse de 42,5 millions $ des investissements de Gaz Métro GNL pour le projet d’agrandissement de l’usine LSR.

Variation des frais et crédits reportés

La hausse de 82,2 millions $ en fonds investis par rapport à l’exercice 2014 s’explique, entre autres, par : la hausse de 45,9 millions $ des investissements de Gaz Métro-daQ expliquée par les coûts d’approvisionnement plus

élevés observés au cours de l’exercice 2015 par rapport à l’exercice précédent et par l’attribution aux clients d’un excédent de rendement plus élevé au cours de l’exercice 2014 pour le service de distribution, atténuée en partie par l’effet de l’application tardive des tarifs de 2014 et de 2015; et

la hausse de 34,8 millions $ des investissements de GMP attribuable principalement à l’enregistrement, au cours de l’exercice 2015, d’un compte de frais reportés relativement à la tempête de neige survenue en décembre 2014, telle que décrite à la rubrique Dossiers réglementaires de GMP et de VGS de la section O) RÉSULTATS SECTORIELS ainsi qu’à la hausse des coûts d’approvisionnement en électricité par rapport à l’exercice 2014.

RAPPORT DE GESTION

61

Acquisitions d’actifs incorporels

La hausse de 360,7 millions $ s’explique principalement par l’achat de droits d’émission de GES par Gaz Métro-daQ en vertu du Règlement SPEDE, comme expliqué à la section M) CONTEXTE DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE ET DE GAZ MÉTRO.

Variation d’une participation dans un satellite et autres placements

La variation nette d’un montant de 7,4 millions $ pour l’exercice 2015 est principalement attribuable aux investissements totalisant 31,6 millions $ (27,2 millions $ US) effectués par GMP dans Transco au cours de l’exercice 2015, supérieurs de 7,2 millions $ (3,9 millions $ US) à l’exercice 2014, comme expliqué à la section O) RÉSULTATS SECTORIELS.

Autres

La hausse de 11,5 millions $ par rapport à l’exercice 2014 s’explique principalement par l’encaissement, au cours de l’exercice 2015, d’un montant à recevoir du gouvernement provincial relatif aux coûts engagés dans le cadre des études de faisabilité du projet de desserte de la Côte-Nord.

c) Flux de trésorerie liés aux activités de financement



Émissions de parts 259,1 3,6 255,5 Distributions (186,6) (169,1) (17,5) Variations des autres éléments du passif à long terme 22,5 - 22,5 Autres activités de financement 121,2 240,8 (119,6)

Total 216,2 75,3 140,9

Émissions de parts

La hausse de 255,5 millions $ s’explique principalement par les émissions de parts par Gaz Métro, par voie de placement privé, comme décrit dans le tableau suivant :

Date de l’émission Nombre de nouvelles parts émises

Prix unitaire par part (en $) Produit total (en millions $)

30 avril 2015 8 181 818 16,50 135,0

30 septembre 2015 7 272 727 16,50 120,0

Distributions

Le tableau suivant présente les distributions versées aux associés au cours de l’exercice 2015 :

Date de versement de la distribution

Date de déclaration de la distribution

Montant de la distribution par part (en $)

Montant en espèces

(en millions $)

1er octobre 2014 7 août 2014 0,28 42,5

5 janvier 2015 26 novembre 2014 0,28 42,5

1er avril 2015 11 février 2015 0,28 42,5

2 juillet 2015 13 mai 2015 0,28 44,8

Au cours de l’exercice 2015, Beaupré Éole et Beaupré Éole 4 ont versé des distributions totalisant respectivement 9,9 millions $ et 4,3 millions $ aux actionnaires ne détenant pas le contrôle.

En considérant les distributions trimestrielles de 0,28 $ par part versées au cours de l’exercice 2015, Gaz Métro est demeurée fidèle à sa pratique de distribuer la quasi-totalité de ses bénéfices puisqu’au 30 septembre 2015, elle a distribué à ses associés 98,3 % du bénéfice net généré depuis 1993, année de son entrée sur le marché public. Il est à noter que les parts de Gaz Métro se sont transigées sur le TSX de 1993 à 2010.

Comme indiqué à la section N) SOMMAIRE DE LA PERFORMANCE FINANCIÈRE ANNUELLE CONSOLIDÉE, Gaz Métro augmentera le niveau de distribution trimestrielle à 0,29 $ par part à compter du deuxième trimestre de l’exercice 2016. À cet égard, le conseil d’administration de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, a déclaré, le 26 novembre 2015, une distribution trimestrielle de 0,29 $ par part totalisant 48,5 millions $, payable le 5 janvier 2016, à ses associés.

RAPPORT DE GESTION

62

Variation des autres éléments du passif à long terme

Au cours de l’exercice 2015, Investissement Québec a souscrit à 22 541 680 parts de Gaz Métro GNL pour une contrepartie totale en espèces de 22,5 millions $. Les instruments de capitaux propres émis à Investissement Québec sont considérés comme des passifs à long terme puisqu’ils sont rachetables au gré du détenteur à partir de la 15e année suivant la mise en service du projet d’agrandissement de l’usine LSR. Pour plus de détails sur ces instruments de capitaux propres, se référer aux notes 2 et 15 des états financiers consolidés audités de Gaz Métro pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

Autres activités de financement

Les autres activités de financement donnent lieu à des émissions nettes de 121,2 millions $ (excluant l’effet du taux de change de 300,3 millions $) pour l’exercice 2015 et s’expliquent essentiellement par :

l’émission par GMi, à titre de commandité de Gaz Métro, de billets de premier rang, garantis par Gaz Métro, d’un montant de 114,4 millions $ (100,0 millions $ US). Ces billets portent intérêt au taux annuel de 3,22 % et viendront à échéance le 9 décembre 2024. Le produit de l’émission a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires et a été utilisé pour le refinancement de dettes existantes et aux fins générales de l’entreprise;

l’émission par GMi, à titre de commandité de Gaz Métro, d’obligations de première hypothèque de série R, garanties par Gaz Métro, d’un montant de 100,0 millions $. Ces obligations portent intérêt au taux annuel de 3,30 % et viendront à échéance le 31 mars 2045. Le produit de l’émission a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires et a été utilisé pour le refinancement de dettes existantes et aux fins générales de l’entreprise;

l’augmentation de 34,6 millions $ des crédits à terme de GMP qui a contracté une nouvelle facilité de crédit, supérieure de 46,6 millions $ (40,0 millions $ US) à l’ancienne qui fut annulée, afin de financer, entre autres, les investissements additionnels dans Transco; et

l’augmentation de 28,4 millions $ des emprunts bancaires de VGS reliés aux coûts engendrés pour le projet Addison; atténuées en partie par :

la diminution des crédits à terme de Gaz Métro-daQ de 126,3 millions $ alors que Gaz Métro a eu recours à d’autres sources de financement, telles que les dettes à long terme et les émissions de parts décrites précédemment; et

la diminution des crédits à terme de Parcs 2 et 3 liée aux remboursements totalisant 21,0 millions $ (10,5 millions $ représentant la quote-part de Gaz Métro).

3. STRUCTURE DE CAPITAL ET RATIO DE LA DETTE

Aux 30 septembre

(en millions de dollars, sauf lorsque indiqué autrement) 2015 2014

Emprunts bancaires 29,0 - Échéances courantes de la dette à long terme 33,3 27,0 Dette à long terme, nette des frais de financement 3 531,0 3 140,8

Total de la dette (1) 3 593,3 3 167,8 Avoir des associés (2) 1 829,6 1 482,4

Total du capital investi 5 422,9 4 650,2 Ratio de la dette par rapport au capital investi (3) 66,3 % 68,1 %

(1) La variation de la dette à long terme, nette des frais de financement, est expliquée précédemment à la rubrique Autres activités de financement.

(2) Pour plus de détails sur la composition de l’avoir des associés, se référer aux états consolidés de l’avoir des associés des états financiers consolidés audités de Gaz Métro pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

(3) Cette mesure est une mesure financière non définie en vertu des PCGR du Canada. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Mesures

financières non conformes aux PCGR du Canada et autre mesure financière conforme aux PCGR du Canada à la section L) APERÇU DE LA

SOCIÉTÉ ET AUTRES.

Le ratio de la dette par rapport au capital investi se situe à 66,3 %, en baisse de 1,8 %. Cette baisse est principalement expliquée par l’augmentation de l’avoir des associés attribuable, entre autres, aux émissions de parts effectuées par Gaz Métro au cours de l’exercice 2015. Ce niveau de ratio d’endettement se situe à l’intérieur des paramètres visés par Gaz Métro.

Incidences des fluctuations du taux de change sur la structure de capital

La Société, qui détient des investissements dans des sociétés américaines, est exposée au risque de fluctuation du dollar américain par rapport au dollar canadien puisqu’elle doit réévaluer les actifs et passifs (actif net) de ses filiales et de ses satellites américains au taux de change en vigueur à chaque fin de période et enregistrer l’effet de cette réévaluation à l’avoir des associés.

La Société a enregistré, au cours de l’exercice 2015, une réévaluation à la hausse de l’actif, nette des écarts de conversion relatifs aux activités de couverture, détenu en devises américaines de 103,5 millions $ à la suite de l’appréciation de la valeur du dollar américain par rapport au dollar canadien.

RAPPORT DE GESTION

63

La valeur de l’actif net de la Société détenu en devises américaines et exposé au risque de change après couverture s’élève à 681,5 millions $ (510,7 millions $ US) au 30 septembre 2015, comparativement à 503,8 millions $ (449,9 millions $ US) au 30 septembre 2014.

Les taux de change de fin de période suivants ont été utilisés pour convertir en dollars canadiens les actifs et les passifs libellés en dollars américains pour les exercices clos les :

30 septembre 2015 30 septembre 2014 Augmentation

Dollar américain 1,3345 $ 1,1200 $ 19,2 %

Les taux de change moyens suivants ont été utilisés pour convertir en dollars canadiens les revenus et les dépenses libellés en dollars américains pour les exercices clos les :

30 septembre 2015 30 septembre 2014 Augmentation

Dollar américain 1,2228 $ 1,0831 $ 12,9 %

Facilités de crédit non utilisées et perspectives de financement

La Société, en partie par l’entremise de son commandité GMi, bénéficie de différentes facilités de crédit à terme totalisant 1 448,7 millions $ et d’une facilité de crédit d’exploitation de 50,0 millions $ au 30 septembre 2015, lesquelles peuvent être utilisées pour financer les activités courantes et les diverses activités de développement. Compte tenu des montants empruntés et des lettres de crédit émises par Gaz Métro, ses filiales et coentreprises, les facilités de crédit inutilisées au 30 septembre 2015 sont de 670,6 millions $.

Le 28 janvier et le 1er février 2015, Gaz Métro, par l’entremise de son commandité GMi, a amendé sa facilité de crédit afin notamment d’augmenter le montant maximum autorisé de 600,0 millions $ à 800,0 millions $ et de prolonger son échéance jusqu’en mars 2020. Les modalités de la convention de crédit originale demeurent inchangées.

Le 27 juin 2014, TQM a amendé sa facilité de crédit, qui comprend maintenant une portion prêt à terme de 75,0 millions $ (37,5 millions $ représentant la quote-part de Gaz Métro) et une portion marge de crédit de 60,0 millions $ (30,0 millions $ représentant la quote-part de Gaz Métro). Une première tranche du prêt à terme de 35,0 millions $ (17,5 millions $ représentant la quote-part de Gaz Métro) a été contractée le 2 juillet 2014 et porte intérêt au taux annuel de 2,79 %, et sa deuxième tranche de 40,0 millions $ (20,0 millions $ représentant la quote-part de Gaz Métro) a été contractée le 15 septembre 2014 et porte intérêt au taux annuel de 2,82 %. Ces emprunts ont servi à rembourser une partie des obligations de Série K venues à échéance le 15 septembre 2014. La portion marge de crédit demeure à taux variable. La facilité de crédit amendée viendra à échéance le 19 août 2018.

Au cours de l’exercice 2016, la Société prévoit avoir besoin de liquidités afin de financer : ses investissements en propriétés, aménagements et équipements, qui pourraient se situer à environ 485 millions $ et

qui sont liés principalement aux expansions et aux améliorations à apporter aux réseaux de distribution d’énergie au Québec et au Vermont (environ 454 millions $) et au projet d’agrandissement de l’usine LSR (environ 31 millions $);

ses opportunités d’investissements; les apports en capitaux nécessaires pour les filiales, coentreprises et satellites de Gaz Métro; l’achat potentiel de droits d’émission de GES par Gaz Métro-daQ en vertu du Règlement SPEDE; le refinancement ou le remboursement pour un montant de 33,3 millions $ de dette à long terme venant à échéance au

cours de l’exercice 2016; et les distributions à ses associés.

Les sources de financement internes et externes disponibles sont : les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation; les facilités de crédit à terme et marges de crédit d’exploitation disponibles; et le cas échéant, de nouveaux financements sous forme d’émissions de dettes ou de parts.

En matière de financement, Gaz Métro, ayant comme pratique de distribuer la quasi-totalité de son bénéfice net, doit se tourner vers les marchés des capitaux et ses associés pour financer ses projets d’investissements importants qui ne sont pas de nature courante. La Société comble habituellement ses besoins pour Gaz Métro-daQ en émettant de la dette ou des parts à ses associés afin de maintenir une structure de capital moyenne, telle qu’autorisée par la Régie, composée de 54 % de dette et de 46 % d’avoir des associés.

La Société croit qu’elle sera en mesure de refinancer ou de rembourser les dettes à long terme totalisant 33,3 millions $, qui viendront à échéance au cours de l’exercice 2016, car elle n’a jamais connu de réduction importante de sa capacité d’accéder aux marchés des capitaux, et ce, même durant les périodes d’instabilité économique qui ont prévalu dans le passé. Les

RAPPORT DE GESTION

64

émissions par GMi de billets de premier rang garantis de 100,0 millions $ US et d’obligations de première hypothèque de 100,0 millions $, ainsi que le maintien des notations de crédit accordées par les agences S&P et DBRS, attribuées à Gaz Métro et GMi au cours de l’exercice 2015, sont la preuve tangible de la confiance des marchés financiers à l’égard de Gaz Métro et de ses associés. Cette situation propre à Gaz Métro s’explique entre autres par :

la gestion de son capital qui tient compte des structures de capital prescrites par les différents organismes de réglementation et respecte les clauses restrictives des conventions de crédit et des actes de fiducie et autres conventions régissant sa dette à long terme;

sa politique interne de fixer le taux d’intérêt sur environ 75 % de sa dette, ce qui réduit son exposition au risque de fluctuation des taux d’intérêt; et

sa stratégie de croissance prudente et ciblée.

Clauses limitatives

Les actes de fiducie et autres conventions régissant la dette à long terme prévoient que Gaz Métro n’émettra pas de nouvelle dette à long terme si, compte tenu de celle-ci, le ratio de la dette à long terme par rapport au capital investi de Gaz Métro excède 65 % et le ratio de couverture des intérêts sur la dette à long terme est inférieur à 1,5, sur la base de ses états financiers non consolidés. Il est à noter que le total du capital investi correspond à la somme du total de la dette à long terme et de l’avoir des associés. Les actes de fiducie et autres conventions régissant la dette à long terme prévoient aussi que Gaz Métro ne fera aucune distribution à ses associés si, compte tenu de celle-ci, le ratio de la dette à long terme par rapport au capital investi de la Société excède 75 % sur la base de ses états financiers non consolidés.

Le ratio de couverture des intérêts sur la dette à long terme est obtenu en faisant le rapport entre le total des intérêts sur la dette à long terme et le bénéfice net avant les intérêts sur la dette à long terme et les impôts sur les bénéfices.

Le tableau suivant présente ces ratios sur la base des états financiers non consolidés de Gaz Métro aux 30 septembre 2015 et 2014.

2015 2014

Ratio de la dette à long terme par rapport au capital investi 52,8 % 55,6 % Ratio de couverture des intérêts sur la dette à long terme 2,94 fois 3,01 fois

Les actes de fiducie et autres conventions régissant la dette à long terme prévoient que le total des intérêts détenus par Gaz Métro dans des activités non réglementées reliées à l’énergie et dans des activités non reliées à l’énergie ne doit pas représenter plus de 10 % de son actif total non consolidé. Aux 30 septembre 2015 et 2014, les actifs détenus par Gaz Métro dans ces activités représentent respectivement 3,17 % et 2,95 % de son actif total non consolidé. De plus, dans le cas des activités non reliées à l’énergie, les intérêts détenus par Gaz Métro dans ces activités ne doivent pas représenter plus de 5 % de son actif total non consolidé. Aux 30 septembre 2015 et 2014, Gaz Métro ne détient aucun intérêt dans ces activités.

Aux 30 septembre 2015 et 2014, GMi et Gaz Métro et ses filiales et coentreprises respectent toutes les exigences auxquelles elles sont soumises en vertu des divers actes de fiducie et autres conventions de crédit à terme régissant la dette à long terme. Sous réserve des restrictions usuelles contenues dans les facilités de crédit des filiales, coentreprises et satellites de la Société, il n’y a pas de restrictions d’ordre juridique ou pratique à la capacité des filiales, coentreprises ou satellites de transférer des fonds à Gaz Métro.

Politique interne de fixation des taux d’intérêt

Au 30 septembre 2015, 89,7 % de la dette à long terme est à taux fixe, comparativement à 86,0 % au 30 septembre 2014. Bien que la politique interne de la Société soit de fixer les taux d’intérêt sur environ 75 % de sa dette, Gaz Métro a profité de la baisse des taux d’intérêt à long terme au cours des derniers exercices pour fixer à long terme son coût de financement.

Notations de crédit

Les notations de crédit de Gaz Métro et GMi accordées par les agences de notations S&P et DBRS se sont maintenues au cours de l’exercice 2015.


2015 2014

Obligations de première hypothèque (S&P/DBRS) (1) A+/A A+/A Papier commercial (S&P/DBRS) (1) A-1(moyen)/R-1(bas) A-1(moyen)/R-1(bas)

(1) Par l’entremise de son commandité, GMi.

En décembre 2014, S&P a révisé les perspectives de la notation de crédit corporative BBB+ de GMP, de stable à positive.

RAPPORT DE GESTION

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4. ARRANGEMENTS HORS BILAN

Programme de titrisation

Le 27 mars 2015, Gaz Métro a mis fin à la convention d’achat de créances dont elle bénéficiait (aussi appelée « entente de titrisation ») et qui lui permettait de céder à une fiducie de titrisation, avec un recours limité, des créances sur une base mensuelle. Au cours du premier trimestre de l’exercice 2015, la Société avait cédé et décomptabilisé des créances pour un montant totalisant 59,0 millions $ (nil au 30 septembre 2014), net des droits subordonnés conservés par Gaz Métro. Au 30 septembre 2015, la Société n’a plus aucune obligation en vertu de cette entente de titrisation et n’a négocié aucune nouvelle convention d’achat de créances.

Garanties

Dans le cours normal de leurs activités et dans le cadre de la construction des différents projets, Gaz Métro et GMi, en tant que commandité, fournissent ou peuvent fournir différentes garanties soit sous forme de lettres de crédit, de cautionnements d’exécution ou de soumission, de collatéral ou autres. Pour plus de détails sur les garanties émises par Gaz Métro, se référer à la note 26 des états financiers consolidés audités de Gaz Métro pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

5. OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Le tableau ci-dessous présente les versements à effectuer au titre des obligations contractuelles au cours des cinq prochains exercices et par la suite :

(en millions de dollars) Total Moins de

un an 1 an à 3 ans

4 ans à 5 ans

Par la suite

Passifs financiers Découvert bancaire 6,4 6,4 - - - Emprunts bancaires 29,0 29,0 - - - Fournisseurs et charges à payer 355,5 355,5 - - - Distributions à payer 44,8 44,8 - - - Passifs financiers dérivés 37,4 5,1 4,7 0,2 27,4 Dette à long terme 3 597,6 33,3 356,4 615,6 2 592,3 Intérêts (1) 2 289,1 162,3 292,2 261,4 1 573,2

Total 6 359,8 636,4 653,3 877,2 4 192,9 Contrats d'approvisionnement (2) Fourniture d'énergie 3 954,9 241,4 514,0 457,7 2 741,8 Transport 2 219,5 523,7 630,2 445,0 620,6 Entreposage 74,7 18,3 23,5 13,7 19,2

Total 6 249,1 783,4 1 167,7 916,4 3 381,6

Contrats de service et d'entretien (3) 39,6 1,4 21,0 2,3 14,9 Contrats de construction (4) 44,4 18,9 25,5 - - Contrats de location (5) 24,3 2,6 3,0 2,4 16,3

Total des obligations contractuelles 12 717,2 1 442,7 1 870,5 1 798,3 7 605,7

(1) Les intérêts sont présentés selon les échéances contractuelles et selon les taux en vigueur au 30 septembre 2015. (2) Les contrats d'approvisionnement sont présentés selon les prix et taux en vigueur à la date du bilan, à l'exception des contrats à prix fixe.

Les coûts relatifs à ces contrats seront récupérés auprès des clients dans les exercices correspondants. (3) Correspond aux contrats de service et d'entretien des éoliennes pour Parcs 2 et 3 et Parc 4. (4) Correspond au contrat relatif à l’accroissement de la capacité de liquéfaction de l’usine LSR. (5) Gaz Métro, ses filiales et coentreprises se sont engagées dans des contrats de location-exploitation pour les locaux commerciaux et autres

actifs utilisés dans le cours normal de leurs activités.

En 2015 et 2014, dans le cadre des mesures mises en place afin d’assurer la sécurité et la diversité des approvisionnements gaziers, Gaz Métro-daQ et VGS ont conclu des ententes préalables sur des capacités de transport et des ententes de remboursement des coûts, advenant la résiliation de celles-ci, afin d’augmenter la capacité de transport de gaz naturel à partir du carrefour de Dawn, en Ontario. Les ententes relatives au transport auront une durée de 15 ans et devraient entrer en vigueur en novembre 2016 pour Gaz Métro-daQ et en novembre 2017 pour VGS. Ces ententes sont nécessaires afin de répondre aux besoins d’approvisionnement du Québec et du Vermont et permettront d’assurer un accès aux sources de gaz naturel diversifiées et abordables à partir du carrefour de Dawn.

RAPPORT DE GESTION

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Pour plus de détails sur les engagements, se référer à la note 26 des états financiers consolidés audités de Gaz Métro pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

R) FACTEURS DE RISQUE DE GAZ MÉTRO

Pour les fins de la présente section, le terme « Gaz Métro » signifie Gaz Métro, Gaz Métro-daQ et les filiales et coentreprises de Gaz Métro.

Cette section décrit les principaux risques qui pourraient avoir un effet important sur les activités, la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro et, par ricochet, sur la situation financière et le bénéfice net consolidé de Valener. Les risques sont classés par catégorie de risque et, à l’intérieur de chaque catégorie, en fonction de leur gravité. D’autres risques, dont Gaz Métro n’a actuellement pas connaissance ou qu’elle estime négligeables pour le moment, pourraient également nuire à ses activités. Dans la mesure du possible, Gaz Métro a élaboré et appliqué des pratiques d’identification, d’évaluation et de gestion des risques afin de diminuer la nature et la portée de ces risques.

RISQUES RÉGLEMENTAIRES ET POLITIQUES

Les activités de Gaz Métro sont assujetties à une réglementation importante imposée par divers organismes gouvernementaux, tant au Canada qu’aux États-Unis. Il existe toujours un risque que les politiques gouvernementales et les lois soient modifiées, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur les activités, la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Réglementation des activités

La teneur des décisions rendues par les organismes de réglementation, et plus particulièrement celles rendues par la Régie et l’ONÉ, au Canada, et le VPSB et la FERC, aux États-Unis, entre autres quant (i) aux tarifs de distribution, de transport et d’entreposage du gaz naturel, (ii) aux tarifs de distribution et de transport de l’électricité, (iii) au rendement autorisé sur l’avoir présumé lié à ces activités, et (iv) aux investissements reliés au développement et à l’entretien des actifs liés à ces activités, pourrait avoir un effet important sur les résultats financiers de Gaz Métro et avoir une incidence défavorable sur la valeur des investissements dans certaines filiales ou coentreprises de Gaz Métro assujetties à de telles décisions. La presque totalité des revenus consolidés de Gaz Métro pour l’exercice 2015 provenait d’activités qui sont réglementées et donc soumises à ces décisions.

Les tarifs sont établis par ces organismes de réglementation, habituellement sur une base annuelle, en fonction des données projetées fournies par Gaz Métro-daQ, les filiales et les coentreprises concernées de Gaz Métro. Tout écart entre les projections et les données réelles, principalement au niveau des livraisons pour un exercice donné, pourrait, selon sa nature, avoir un effet favorable ou défavorable sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro pour l’exercice en question. De plus, si une ou plusieurs décisions d’un organisme de réglementation établissant des tarifs avaient ou étaient susceptibles d’avoir une incidence défavorable importante sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro et sur sa situation financière, cela pourrait ultimement avoir une incidence défavorable sur les notations de crédit de Gaz Métro et de GMi ou sur celles des filiales ou coentreprises concernées de Gaz Métro, le cas échéant.

Gaz Métro-daQ et certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro ayant des activités à tarifs réglementés adoptent des programmes d’investissement et évaluent les dépenses d’exploitation et d’entretien actuelles et futures à engager pour l’exploitation continue de leurs réseaux de distribution ou de transport d’énergie. L’analyse de la direction repose sur des hypothèses concernant le coût du service, les dépenses en immobilisations, les exigences réglementaires, les approbations des besoins en revenus et d’autres questions comportant un certain degré d’incertitude. Si les coûts réels dépassent les hypothèses soumises et approuvées par les organismes de réglementation, il n’est pas certain que les organismes de réglementation approuveront le recouvrement des coûts additionnels dans les tarifs futurs facturés à la clientèle. Toutefois, historiquement, les coûts engagés de manière prudente ont été recouvrés dans les tarifs facturés à la clientèle et il est probable que cette pratique se perpétue. Cependant, l’incapacité de Gaz Métro-daQ et de certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro ayant des activités à tarifs réglementés de recouvrer des coûts additionnels pourrait avoir une incidence défavorable sur la situation financière et le bénéfice net de Gaz Métro-daQ et de certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro ayant des activités à tarifs réglementés et, par conséquent, sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Le défaut d’obtenir des tarifs selon le dossier tarifaire déposé ou le défaut d’obtenir l’approbation des investissements reliés au développement et à l’entretien des actifs liés à ces activités pourrait avoir une incidence défavorable sur les activités de Gaz Métro-daQ ou de certaines filiales ou coentreprises de Gaz Métro ayant des activités à tarifs réglementés, sur la mise en chantier ou l’échéancier des projets d’investissement proposés, sur les notations de crédit de Gaz Métro et de GMi ou sur celles des filiales ou coentreprises ayant des activités à tarifs réglementés et sur l’émission de titres de créance à long terme et, par conséquent, pourrait avoir une incidence défavorable importante sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

RAPPORT DE GESTION

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Le mécanisme incitatif à la performance de Gaz Métro-daQ est expiré depuis septembre 2012. Par conséquent, le mode d’établissement des tarifs de Gaz Métro-daQ se fait depuis cette date selon la méthode du coût de service. Selon cette méthode, le coût projeté pour exercer les activités de Gaz Métro-daQ est utilisé afin de déterminer ses tarifs. Dans ce contexte, à la fin de l’exercice, un écart positif entre le bénéfice permissible de Gaz Métro-daQ et le bénéfice net réalisé est désigné, en totalité ou en partie, comme un trop-perçu, sujet à partage avec les clients selon les paramètres approuvés par la Régie, et un écart négatif est désigné comme un manque à gagner, à l’unique charge de Gaz Métro-daQ. Conséquemment, rien ne garantit que Gaz Métro-daQ sera en mesure de recouvrer tous les coûts effectivement engagés et, par conséquent, de dégager les taux de rendement autorisés.

Gaz Métro est très vigilante à l’égard du risque réglementaire et accorde une grande importance au maintien de bonnes relations avec les divers organismes de réglementation et les groupes d’intervenants reconnus par ces derniers.

Risque politique

Les changements dans les politiques gouvernementales ou l’adoption de nouvelles initiatives gouvernementales, notamment sur les questions énergétiques et environnementales, peuvent avoir une incidence sur le cadre réglementaire des activités de Gaz Métro. Par conséquent, des modifications aux politiques gouvernementales ou l’adoption de nouvelles initiatives gouvernementales, que ce soit à l’échelle nationale ou locale, pourraient avoir une incidence défavorable sur les activités, la position concurrentielle, la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Changements de référentiel comptable

Tel que plus amplement expliqué à la section S) RÉCENTS CHANGEMENTS DE NORMES ET DE MÉTHODES COMPTABLES, Gaz Métro et ses associés utiliseront les PCGR des États-Unis pour la préparation de leurs états financiers consolidés annuels et intermédiaires des exercices 2016 à 2018 inclusivement.

Afin d’arrimer le traitement réglementaire aux PCGR des États-Unis, Gaz Métro a présenté, en septembre 2015, une demande auprès de la Régie afin de modifier des traitements réglementaires utilisés aux fins de l’établissement des tarifs. Dans le cas où la Régie refuserait les modifications demandées, certains APR actuellement constatés en vertu de la Partie V du Manuel ne pourraient plus l’être pour les fins de la préparation des états financiers consolidés en vertu des PCGR des États-Unis. Conséquemment, le bénéfice net consolidé de Gaz Métro ne serait pas représentatif du rendement financier réel pour la période de présentation de l’information financière pertinente, ce qui ne serait pas le cas si la Partie V du Manuel continuait d’être utilisée.

De plus, cette volatilité et les conséquences qui en découlent seraient également présentes si Gaz Métro convertissait aux IFRS et que l’éventuelle norme définitive sur les ATR des IFRS ne permettait pas de présenter adéquatement la réalité économique des ATR dans les états financiers consolidés.

RISQUES LIÉS À LA CONJONCTURE ÉCONOMIQUE

La conjoncture économique générale, la concurrence, le coût de l’énergie et la perte de clients majeurs, a un effet sur les ventes de Gaz Métro et, par conséquent, sur la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Situation de l'économie

Les activités de Gaz Métro subissent l’influence de la conjoncture économique générale. Habituellement, une conjoncture difficile affecte négativement les activités chez les clients industriels et commerciaux de Gaz Métro et, par ricochet, la demande en gaz naturel ou en électricité et en services connexes.

Toutefois, comme un nombre important de clients du secteur de la distribution doivent conclure un contrat pour l’alimentation en gaz naturel de leurs installations et qu’un nombre important d’entre eux garantissent le paiement d’une portion importante du service de distribution qu’il y ait ou non consommation, le risque résultant d’une telle baisse de la demande est ainsi atténué. Le régime de réglementation de GMP permet également de réduire ce risque pour ce qui est de l’électricité. Ledit régime permet le report des répercussions de la perte de revenus attribuable à une baisse de la consommation des clients et comprend un mécanisme d’ajustement advenant qu’il y ait une majoration inattendue des coûts. Par ailleurs, Gaz Métro-daQ vise, depuis plusieurs années déjà, une poussée dans le marché résidentiel afin d’accroître les parts de marché du gaz naturel, lui permettant ainsi de réduire, en partie, sa vulnérabilité face aux marchés industriel et commercial. L’augmentation du nombre de clients dans le marché résidentiel, intimement liée au nombre de nouvelles mises en chantier et au prix du gaz naturel, est, par conséquent, aussi tributaire de la conjoncture économique générale.

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Concurrence

Gaz Métro-daQ Au Québec, le gaz naturel est en concurrence avec d’autres sources d’énergie disponibles telles que le mazout et l’électricité. Ainsi, la capacité de Gaz Métro-daQ à atteindre de bons résultats financiers est notamment tributaire de la position concurrentielle du gaz naturel par rapport aux autres sources d’énergie disponibles.

L’électricité représente la plus grande part du marché résidentiel pour des raisons historiques. Considérant cette position de l’électricité au Québec, et ce, malgré les hausses successives des tarifs de l’électricité depuis 2004, le gaz naturel doit constamment faire face à une situation de forte concurrence dans le marché résidentiel. Bien que le gaz naturel ait présentement un coût inférieur à celui de l’électricité, l’écart de coût entre ces deux sources d’énergie est plus faible lorsque les clients utilisent des appareils au gaz naturel standard par rapport à des appareils électriques.

Dans le marché commercial, la situation concurrentielle du gaz naturel est généralement favorable face à l’électricité.

Le prix du mazout no 2 étant présentement plus élevé que celui du gaz naturel, celui-ci jouit d’une situation concurrentielle favorable par rapport au mazout no 2 dans les marchés résidentiel et commercial, et ce, malgré la récente baisse des cours des produits pétroliers. Une détérioration de la position concurrentielle de Gaz Métro pourrait avoir une incidence défavorable sur sa situation financière ou son bénéfice net consolidé.

Dans le marché industriel, la situation concurrentielle du gaz naturel peut connaître des fluctuations importantes, puisqu’elle est intimement liée aux fluctuations du prix du gaz naturel par rapport au prix du mazout lourd. La majorité des clients de ce marché peuvent utiliser plus d’une source d’énergie pour couvrir leurs besoins énergétiques. Le faible tarif de distribution facturé à ces clients, sur une base volumétrique, a un effet positif sur la situation concurrentielle du gaz naturel; toutefois, l’impact des fluctuations du prix de la molécule de gaz naturel est plus significatif pour les clients de ce marché que pour les clients résidentiels ou commerciaux en raison des volumes importants qu’ils consomment. Gaz Métro-daQ peut offrir à ses clients industriels un rabais tarifaire établi en fonction du prix du mazout, et ce, pour des périodes qui peuvent varier de quelques jours à près d’une année, dans l’éventualité où sa position concurrentielle serait défavorable. Enfin, la récente baisse des prix des produits pétroliers met une pression additionnelle sur la position concurrentielle du gaz naturel dans le marché industriel. Toutefois, cet effet est atténué par la chute du dollar canadien en 2015, laquelle implique une hausse des prix des produits pétroliers en dollar canadien qui se transigent à l’échelle mondiale en dollars américains. En résumé, malgré ces effets récents, la position concurrentielle du gaz naturel dans le marché industriel demeure généralement favorable.

De plus, la position concurrentielle du gaz naturel est également tributaire des tarifs de transport puisque le gaz naturel provient de l’extérieur du Québec et que les clients de Gaz Métro-daQ doivent en assumer les coûts de transport. Des hausses importantes des tarifs de transport pourraient donc affecter la capacité de Gaz Métro-daQ de concurrencer les autres sources d’énergie. Pour plus de détails, se référer à la rubrique Approvisionnements en énergie de la présente section.

Par ailleurs, depuis l’entrée en vigueur du Règlement SPEDE, Gaz Métro-daQ, tout comme les distributeurs de carburant et de combustibles, doit couvrir les émissions relatives à son réseau de distribution ainsi que celles relatives à la combustion du gaz naturel de ses clients, autres que celles générées par les clients émettant annuellement 25 000 tonnes de GES et plus qui doivent couvrir directement leurs émissions. La couverture des émissions doit se faire par l’acquisition de droits d’émission lors des ventes aux enchères organisées par les gouvernements du Québec et de la Californie ou encore par des transactions de gré à gré de droits d’émission valides ou de crédits compensatoires reconnus par le Règlement SPEDE. Comme les coûts relatifs à l’acquisition des droits d’émission sont facturés aux clients de Gaz Métro-daQ assujettis aux tarifs du service SPEDE ou assumés directement par les clients émettant annuellement 25 000 tonnes de GES et plus, cette obligation a une incidence défavorable sur la situation concurrentielle du gaz naturel par rapport à l’électricité, qui n’est que très marginalement assujettie à une telle obligation, mais a un effet favorable par rapport au mazout, qui lui émet davantage de GES que le gaz naturel.

Activité de la distribution de gaz naturel au Vermont, États-Unis Au Vermont, le gaz naturel jouit généralement d’une situation concurrentielle très favorable par rapport aux autres sources d’énergie pour la chauffe de l’air et de l’eau dans les marchés résidentiel, commercial et industriel. Toutefois, une hausse importante du prix du gaz naturel combinée à une baisse du prix des carburants concurrentiels pourraient atténuer cet avantage concurrentiel.

Activité de la distribution d’électricité au Vermont, États-Unis En plus de l’électricité, les clients de GMP peuvent recourir au propane, au gaz naturel ou au mazout, selon le cas, pour le chauffage ou la chauffe de l’eau. Il est également possible pour les municipalités situées dans le territoire desservi par GMP de créer et de détenir, avec l’approbation des citoyens, des entreprises de service public. De plus, l’autogénération, les programmes de gestion de la demande d’électricité et la cogénération peuvent constituer des menaces concurrentielles pour les ventes d’électricité du réseau en déplaçant la demande d’électricité au sein du territoire desservi par GMP et en réduisant éventuellement le bassin de clients entre lesquels les coûts de GMP sont répartis.

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Coût de l’énergie Gaz Métro-daQ n’est exposée au risque de fluctuation du coût de la molécule de gaz naturel qu’au niveau de l’impact sur sa position concurrentielle, puisque Gaz Métro-daQ doit vendre à sa clientèle la molécule à son prix coûtant, éliminant donc la possibilité de réaliser un gain ou une perte sur la vente de celle-ci. Toutes les fluctuations du prix du gaz naturel sont comptabilisées dans des comptes de frais ou de crédits reportés afin d’être reflétées dans les tarifs futurs, tel qu’autorisé par la Régie.

Pour les activités de distribution de gaz naturel et d’électricité au Vermont, VGS et GMP sont également des fournisseurs à prix coûtant et utilisent des instruments financiers dérivés liés au gaz naturel et à l’électricité, respectivement, afin de gérer l’exposition de leur clientèle à la volatilité des prix de ces types d’énergie. De plus, VGS et GMP bénéficient de mécanismes d’ajustement réglementaire qui permettent de minimiser les risques liés aux fluctuations à court terme des prix de ces types d’énergie.

Perte de clients majeurs Au Québec, les clients majeurs de Gaz Métro-daQ, représentant environ 400 comptes clients, ont consommé un peu plus de 55 % des volumes de gaz naturel livrés par Gaz Métro-daQ au cours de l’exercice 2015, correspondant à un peu plus de 19 % de ses revenus totaux. Certains de ces comptes clients peuvent individuellement représenter entre 5 % et 10 % des volumes de gaz livrés par Gaz Métro-daQ, mais entre 0 % et 2 % des revenus de distribution. Les livraisons de gaz naturel aux clients majeurs ont été, et continueront d’être, tributaires notamment de leur capacité à poursuivre l’exercice de leurs activités malgré une conjoncture économique difficile et de la situation concurrentielle du gaz naturel par rapport aux autres sources d’énergie, notamment les produits pétroliers. Une baisse significative de la demande en gaz naturel de ces clients pourrait avoir une incidence défavorable sur la situation financière ou le bénéfice net consolidé de Gaz Métro. Toutefois, comme un nombre important de ces clients doit conclure un contrat pour l’alimentation en gaz naturel de leurs installations et qu’un nombre important d’entre eux garantit le paiement d’une portion importante du service de distribution, qu’il y ait consommation ou non, le risque résultant d’une telle baisse de la demande est atténué. Certains clients fournissent également un dépôt de garantie atténuant ainsi l’impact de défauts de paiement. De plus, un traitement réglementaire permet de différer les effets de mauvaises créances majeures d’un exercice afin de les inclure dans les tarifs d’un exercice suivant. Par ailleurs, bien que les effets défavorables sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro peut faire l’objet d’un ajustement des tarifs de distribution au cours de l’exercice suivant, une telle pression à la hausse sur les tarifs de distribution pourrait affecter la position concurrentielle du gaz naturel face aux autres sources d’énergie.

Dans le secteur du transport de gaz naturel, les filiales et coentreprises concernées de Gaz Métro dépendent d’un nombre restreint de clients. Le défaut d’un de ces clients de s’acquitter de ses obligations pourrait avoir une incidence défavorable sur la situation financière ou sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

RISQUES D’EXPLOITATION

Risque lié aux volumes

La capacité à accroître les volumes de gaz naturel livrés pose plusieurs défis. Plus particulièrement pour Gaz Métro-daQ, le marché industriel est arrivé à une certaine maturité en raison de la croissance modérée de l’économie. De plus, les volumes livrés sont tributaires de l’essor des appareils à haute efficacité énergétique et des autres technologies ainsi que des efforts déployés par les clients en matière d’économie d’énergie qui exercent une pression à la baisse sur la consommation. L’absence de croissance ou une baisse des volumes de gaz naturel livrés pourrait créer une pression à la hausse sur les tarifs de distribution qui pourrait affecter la capacité de Gaz Métro-daQ de concurrencer les autres sources d’énergie. Gaz Métro-daQ vise depuis

plusieurs années déjà une poussée dans le marché résidentiel, afin d’accroître les parts de marché du gaz naturel dans ce marché, lui permettant ainsi de réduire, en partie, sa vulnérabilité face aux marchés industriel et commercial. L’augmentation du nombre de clients dans le marché résidentiel, intimement liée au nombre de nouvelles mises en chantier et au prix du gaz naturel, est cependant tributaire de la conjoncture économique générale.

Risque lié aux conditions météorologiques et aux variations saisonnières

Les activités de distribution d’énergie sont assujetties aux variations saisonnières, la majeure partie de la demande de gaz naturel et d’électricité se produisant pendant la saison de chauffage d’hiver et la saison de climatisation d’été, dont la durée varie dans chaque territoire. Avec les changements climatiques, rien ne garantit que les tendances météorologiques historiques à long terme demeureront inchangées.

Gaz Métro-daQ et VGS bénéficient d’un mécanisme de normalisation de leurs revenus lié principalement aux fluctuations de température. Pour ce faire, Gaz Métro-daQ et VGS normalisent les volumes de gaz naturel distribués et, par la suite, reflètent cet ajustement dans leurs revenus en utilisant leurs comptes de stabilisation tarifaire. Toutefois, l’effet des températures inhabituelles ou extrêmes pourraient ne pas être reflété adéquatement par le mécanisme de normalisation des revenus et, ainsi, pourrait avoir une incidence défavorable sur la situation financière et le bénéfice net consolidé.

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De son côté, la quantité d’électricité distribuée par GMP peut varier considérablement en réponse aux variations saisonnières des conditions météorologiques et des températures inhabituelles ou extrêmes. GMP dispose d’un régime de réglementation qui atténue certaines des incidences sur le bénéfice des écarts de coûts et de volumes dans la vente d’électricité résultant des conditions météorologiques et des températures. Des variations importantes et soutenues pourraient toutefois avoir une incidence défavorable sur la situation financière et le bénéfice net de GMP et, par conséquent, sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Approvisionnements en énergie

Gaz Métro-daQ et VGS dépendent de divers fournisseurs, transporteurs et exploitants de centres d’entreposage pour leur approvisionnement en gaz naturel, lequel provient de l’extérieur du Québec et du Vermont. Le défaut d’un de ces tiers de livrer le gaz naturel ou de fournir les services accessoires, de même qu’une perturbation importante de la chaîne d’approvisionnement, sans recours possible à des sources d’approvisionnement alternatives, pourraient avoir une incidence défavorable sur Gaz Métro-daQ et sa capacité, ou celle de VGS, de distribuer le gaz naturel à ses clients.

Maintien des activités

Les réseaux de distribution et de transport d’énergie de Gaz Métro-daQ et de certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro nécessitent de l’entretien, des améliorations et des remplacements continus. Ces réseaux de distribution et de transport sont exposés à divers risques d’exploitation, tels que des bris accidentels causés à une conduite, des fissures et de la corrosion, des pannes ou défaillances des équipements ou des systèmes informatiques, des incendies, des explosions, des catastrophes naturelles, des pannes de courant, des actes de guerre ou de terrorisme, des cyberattaques, et d’autres situations du même genre. Les fuites dans les réseaux de distribution et de transport constituent un risque inhérent aux activités de Gaz Métro et de ses filiales et coentreprises concernées.

Certaines portions du réseau de Gaz Métro-daQ et de VGS ont atteint un niveau élevé de saturation. Un manque de capacité du réseau pour desservir, en temps opportun, les clients existants ou potentiels, pourrait avoir des répercussions sur la clientèle et sur les résultats d’exploitation.

L’efficacité des activités de Gaz Métro est tributaire du développement, de la gestion et du maintien de systèmes d’information et d’une infrastructure de technologie de l’information complexes qui (i) procurent un soutien à l’exploitation des installations de transport et de distribution, (ii) fournissent aux clients des informations sur la facturation et la consommation et (iii) appuient les volets financier et général de l’exploitation des activités de Gaz Métro. Ainsi, toute atteinte à la sécurité ou panne des systèmes d’information et des infrastructures de technologie de l’information pourrait entraîner l’interruption de fonctions liées à l’exploitation, endommager les actifs, avoir un impact sur la sécurité des installations ou des clients et occasionner un désavantage concurrentiel.

Les activités de Gaz Métro sont directement touchées par les conditions météorologiques rigoureuses comme les tempêtes de grêle et de neige, les vents forts et les catastrophes naturelles qui peuvent causer des pannes et des dommages matériels et, ainsi, entraîner des coûts additionnels qui pourraient ne pas être entièrement assurés et exiger des approbations réglementaires particulières en vue d’être recouvrés auprès des clients. Bien que Gaz Métro-daQ et certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro reçoivent généralement de telles approbations, il n’est pas garanti qu’elles seront données de manière suffisante ou en temps opportun. L’incidence du défaut de Gaz Métro-daQ et de certaines filiales et coentreprises de Gaz Métro d’exercer leurs activités comme prévu dans de telles conditions serait particulièrement contraignante pendant une période de demande de pointe.

Gaz Métro pourrait aussi être touchée par des problèmes de santé publique, incluant une épidémie à l’échelle régionale, nationale ou mondiale. Une pandémie pourrait nuire à sa capacité à disposer d’un personnel adéquat et ainsi entraîner une interruption soudaine de ses opérations pendant une période prolongée. Gaz Métro et GMP ont mis en place un plan de continuité des opérations, notamment en cas de pandémie pour atténuer les effets d’une telle situation et maintenir aussi leurs opérations critiques. De plus, les activités des sociétés cocontractantes de Gaz Métro et de GMP pourraient être perturbées et une hausse du prix des produits et des services qu’elles fournissent pourrait avoir lieu.

La survenance de l’une ou l’autre de ces situations pourrait causer l’interruption des services, avec des répercussions sur la clientèle et sur les résultats d’exploitation, et entraîner une incidence défavorable sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro. Elle pourrait également entraîner des conséquences pour l’environnement ou la santé et la sécurité des employés, des partenaires d’affaires, des clients et de la collectivité, et entraîner une incidence défavorable sur la réputation et l’image de Gaz Métro et de ses filiales et coentreprises. Des retards dans l’exécution de travaux sur les réseaux de distribution ou de transport d’énergie au Québec et au Vermont pourraient également entraîner une incidence défavorable sur la réputation et l’image de Gaz Métro.

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Par ailleurs, l’intensification prévue des travaux d’infrastructure des municipalités et des gouvernements au Québec pourrait accroître le risque de bris accidentels causés par des tiers à une conduite de Gaz Métro-daQ.

Gaz Métro et ses filiales et coentreprises ont adopté des mesures raisonnables pour minimiser ces risques. Gaz Métro-daQ s’est dotée d’un programme de gestion des actifs pour permettre l’amélioration et le remplacement des conduites vieillissantes. Par ailleurs, Gaz Métro et ses filiales et coentreprises ont mis en place des politiques très strictes en matière de protection des actifs (incluant notamment un programme d’entretien et de surveillance) et des données, qu’elles suivent très rigoureusement. De plus, elles encouragent les entrepreneurs avec qui elles travaillent à adopter les meilleures pratiques de l’industrie afin de réduire les risques de bris. Gaz Métro et ses filiales et coentreprises ont aussi mis en place un système de gestion des mesures d’urgence qui s’appliquent dans le cas d’événements d’origine naturelle ou technologique ou résultant d’une intervention humaine, ainsi que dans les cas de situations telles qu’une pandémie.

Par ailleurs, Gaz Métro et certaines de ses filiales et coentreprises doivent prévoir les coûts liés à la mise hors service de certains de leurs actifs durant leur vie utile. Lorsqu’une obligation juridique existe, Gaz Métro et ses filiales et coentreprises constatent à titre de passif la juste valeur d’une obligation liée à la mise hors service de propriétés, aménagements et équipements dans la période au cours de laquelle cette obligation est contractée, pourvu qu’une estimation raisonnable de la juste valeur puisse être établie.

Cependant, pour certaines activités à tarifs réglementés, comme il n’est pas possible de déterminer la portée exacte des obligations juridiques, ni le moment où des coûts devraient être engagés pour s’acquitter de ces obligations, Gaz Métro n’est pas en mesure d’établir une estimation raisonnable de la juste valeur du passif connexe. Toutefois, si des coûts liés à la mise hors service de ces propriétés, aménagements et équipements étaient engagés, l’encadrement réglementaire de ces activités à tarifs réglementés devrait permettre de récupérer ces coûts à même les tarifs des exercices futurs. Bien que Gaz Métro-daQ et certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro reçoivent généralement des approbations pour récupérer ces coûts, il n’est pas garanti que les décisions seront rendues en temps opportun et qu’elles permettront la récupération totale de ces coûts.

Risques liés aux couvertures d’assurance

Gaz Métro maintient en tout temps des couvertures d’assurance auprès d’assureurs réputés, pour des montants et à des conditions qu’elle juge acceptables compte tenu de tous les facteurs pertinents, y compris la nature de ses activités et de sa taille.

Ces couvertures d’assurance font régulièrement l’objet de réexamen par les assureurs et il est impossible de garantir que Gaz Métro pourra à l’avenir obtenir ou maintenir des couvertures d’assurance adéquates, à des conditions acceptables et raisonnables sur le plan économique, ni que les couvertures couvriront tous les événements pouvant survenir dans l’exercice des activités de Gaz Métro qui pourraient donner lieu à une perte ou à un sinistre éventuel.

Des réclamations non assurées importantes ou des réclamations excédant les limites des assurances ainsi maintenues ou encore l’incapacité de renouveler les contrats d’assurance à des conditions acceptables et raisonnables pourraient avoir une incidence défavorable sur la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Risque lié à la cybersécurité

Gaz Métro utilise des systèmes de technologies de l’information, y compris ceux fournis par des tiers, et une infrastructure en réseau intégrée pour assurer la gestion de ses activités dans le cours normal des affaires, y compris pour traiter, transmettre et stocker l’information électronique, notamment les données dont elle se sert pour exploiter ses actifs. Lesdits systèmes de technologies de l’information et l’infrastructure en réseau intégrée de Gaz Métro comportent des contrôles associés aux systèmes interreliés de ses activités de production, de distribution et de transport, qui sont quelquefois partagés avec des tiers à des fins opérationnelles. Ainsi, Gaz Métro est exposée à des risques liés aux cyberattaques et aux tentatives d’accès non autorisé à ses données de nature délicate ou confidentielle, de même qu’à celles de ses clients, de ses fournisseurs, de ses contreparties et de ses employés (notamment des renseignements permettant d’identifier des personnes et des renseignements de crédit), par la voie du piratage informatique, de virus, de logiciels malveillants, d’attaques par déni de service (attaques visant à rendre les services informatiques inaccessibles pour nuire à Gaz Métro ou véhiculer des messages), de vandalisme, de vol, d’altération, de destruction, etc. (collectivement les « menaces à la cybersécurité »).

Les menaces à la cybersécurité augmentent et évoluent constamment. Elles obligent donc Gaz Métro à s’adapter continuellement pour les surveiller et les détecter. Malgré le fait que Gaz Métro a une stratégie de cybersécurité globale qui comporte une politique et des directives, des mesures de contrôle et de gouvernance, des mesures de contrôle des accès à plusieurs niveaux, des mesures de surveillance, des mesures de sécurité des infrastructures et des réseaux, une méthodologie de gestion de ses cyber risques et qu’elle s’implique activement avec l’industrie et le gouvernement pour améliorer sa protection, les systèmes, actifs et renseignements de Gaz Métro ne sont pas à l’abri de cyberattaques et d’autres failles de sécurité des données qui pourraient causer une défaillance des systèmes, interrompre ou arrêter des volets clés des activités, entraîner une panne de service pour la clientèle ainsi que causer des fuites de renseignements de nature délicate ou confidentielle.

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Si des menaces à la cybersécurité se concrétisaient, elles pourraient engendrer des coûts, des dépenses, des pertes et des dommages imprévus pour Gaz Métro, coûts que celle-ci pourrait ne pas être en mesure de quantifier préalablement ou de recouvrer en totalité ou en partie.

Environnement, santé et sécurité

Les activités et installations de Gaz Métro sont soumises à des lois et règlements exhaustifs en matière d’environnement, de santé et de sécurité régissant notamment les émissions de contaminants, le transport et le stockage de matières dangereuses, l’élimination des déchets et la décontamination de sites contaminés. Pour exercer ses activités, Gaz Métro doit maintenir en vigueur plusieurs autorisations environnementales ou autres permis délivrés par les autorités compétentes. Tout manquement à ces obligations peut entraîner des amendes ou des sanctions civiles ou pénales ou l’application de mesures coercitives, y compris des ordonnances réglementaires ou judiciaires ordonnant ou suspendant certaines activités ou exigeant que des mesures correctives soient prises, ce qui pourrait entraîner des coûts importants pour Gaz Métro et certaines de ses filiales et coentreprises.

Gaz Métro pourrait faire face à des enjeux environnementaux inconnus qui découlent d’activités qu’elle a exercées par le passé ou qu’elle exerce actuellement ou pourrait se voir attribuer des responsabilités environnementales imprévues à l’avenir. Les incidences en matière de coûts des lois et des règlements environnementaux futurs dépendent des obligations spécifiques qui y seront prévues et ne peuvent donc être déterminées à l’heure actuelle.

De plus, certains réseaux de Gaz Métro passent à proximité de zones densément peuplées et un accident grave pourrait causer des blessures. Un accident compromettant la sécurité du public pourrait nuire à la réputation de Gaz Métro et entraîner des coûts de réparations importants et des frais d’exploitation et d’assurance des actifs plus élevés. En outre, compte tenu des dangers naturels inhérents aux activités de Gaz Métro, les travailleurs et les entrepreneurs sont exposés à des risques de sécurité personnelle. Les mesures prises par Gaz Métro pour réduire la probabilité et la gravité d’un accident compromettant la sécurité du public sont exécutées au moyen d’un plan de gestion des actifs et d’intervention en cas d’urgence. De plus, Gaz Métro s’assure d’informer les parties prenantes à ses projets des mesures mises en place et de recueillir leurs questions et leurs préoccupations.

Gaz Métro croit en l’adhésion des employés et des entrepreneurs à une culture de la tolérance zéro à l’égard des accidents qui compromettent la sécurité et elle vise une cible de zéro accident. En ce qui concerne les employés, des objectifs de sécurité ont été intégrés à tous les échelons de Gaz Métro, dans le cadre des mesures de rémunération du personnel. Les entrepreneurs sont choisis au moyen d’un processus de sélection rigoureux, notamment la complète adhésion à la culture de Gaz Métro en matière de sécurité.

Réglementation environnementale

Les activités et les installations de Gaz Métro sont assujetties, tant à l’échelle nationale que régionale et locale à une législation et à une réglementation en matière d’environnement, dont notamment :

Au Québec

Le Règlement SPEDE est entré en vigueur le 1er janvier 2012. En vertu du Règlement SPEDE, Gaz Métro-daQ est tenue depuis le 1er janvier 2015, de couvrir : (i) ses émissions de GES, (ii) celles issues de son réseau et des bris causés par les tiers et (iii) celles de ses clients, autres que ceux qui sont eux-mêmes des émetteurs au sens du Règlement SPEDE, et qui sont attribuables à l’utilisation ou à la combustion du gaz naturel pour leurs établissements visés par le Règlement SPEDE au Québec. Pour remplir ces obligations, Gaz Métro-daQ doit acheter des droits d’émission de GES ou réduire ses émissions de GES. Gaz Métro-daQ a pris les mesures nécessaires lui permettant d’acheter les droits d’émission de GES lorsque requis afin de se conformer au Règlement SPEDE. Celui-ci crée une pression à la hausse sur les tarifs et affecte donc la capacité de Gaz Métro-daQ de concurrencer les autres sources d’énergie. Son impact monétaire dépendra notamment des prix auxquels se transigeront les droits d’émission. Ainsi, en prévision des achats de droits d’émission de GES qu’elle doit effectuer, Gaz Métro-daQ surveille le marché des droits d’émission de GES et ajuste sa stratégie d’achat, le cas échéant.

En juin 2012, le gouvernement du Québec a rendu public le Plan d’action 2013-2020 sur les changements climatiques (PACC 2020). Pour le gouvernement du Québec, la lutte aux changements climatiques représente une opportunité de diminuer la dépendance des Québécois à l’égard des énergies fossiles. Les principaux secteurs visés par les actions gouvernementales découlant du PACC 2020 seront les transports, l’industrie et les bâtiments. Gaz Métro-daQ suit également de près la mise en œuvre des priorités définies dans le PACC 2020 afin de déterminer comment celles-ci influenceront ses perspectives de croissance et sa position concurrentielle.

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Au Vermont :

GMP est assujettie à une politique étatique qui encourage le développement de ressources énergétiques

renouvelables au Vermont et l’achat ou la vente d’énergie renouvelable par les distributeurs d’électricité de l’État. Plus particulièrement, en juin 2015, la législature du Vermont a adopté une nouvelle loi sur l’énergie renouvelable (« H.40 » ou « LER ») établissant une norme obligatoire en matière d’énergie renouvelable pour les services publics d’électricité du Vermont. Cette loi abroge le programme « Sustainably Priced Energy Development » (SPEED) du Vermont institué en 2005 et exige expressément que les fournisseurs d’électricité (i) incluent une quantité minimum d’électricité renouvelable dans leur portefeuille d’approvisionnement; (ii) appuient des projets relativement petits (≤ 5 MW) d’énergie renouvelable reliés au réseau du Vermont (appelés « projets de production décentralisée d’énergie renouvelable »); et (iii) investissent dans des projets visant la réduction de l’utilisation de combustibles fossiles pour le chauffage et le transport (appelés « projets de conversion d’énergie »). Les exigences de la nouvelle loi en ce qui concerne les ressources commenceront à s’appliquer en 2017 et deviendront de plus en plus importantes à chaque année jusqu’en 2032. GMP surveillera de près l’incidence du programme sur ses coûts et sa position concurrentielle à mesure qu’elle commencera à acheter des attributs d’énergie renouvelable en 2015 et en 2016 pour se conformer à la nouvelle loi. Toutefois, GMP prévoit continuer de vendre sur le marché de la Nouvelle-Angleterre les attributs dont elle n’aura pas besoin aux fins du nouveau programme en provenance de ses sources d’énergie renouvelable. Les revenus que GMP tire de la vente d’attributs provenant de ses sources d’énergie renouvelable varient entre 25,0 et 30,0 millions $ US annuellement et mitigent ses hausses tarifaires, mais la nouvelle loi devrait réduire cet avantage net à l’avenir.

GMP participe à l’initiative régionale en matière de GES (« Regional Greenhouse Gas Initiative » ou « RGGI »), une

initiative de collaboration des États américains du Nord-Est et du Mid-Atlantic visant à réduire les émissions de dioxyde de carbone (CO2) via l’implantation d’une bourse du carbone avec un système de plafonnement et d’échange de droits d’émission entre les États. La turbine alimentée au mazout située à Berlin, Vermont, est la seule installation de production électrique de GMP présentement assujettie au RGGI. GMP doit acheter des crédits d’émission de CO2 afin de compenser les émissions totales de CO2 générées par cette installation. À l’heure actuelle, le coût de la participation à ce programme est faible et GMP ne prévoit pas que ce coût varie de façon significative au cours de son exercice financier 2016. La conformité au RGGI est assujettie à des périodes de conformité de trois ans. À la fin de chaque période de conformité, chaque centrale réglementée doit remettre un crédit d’émission de CO2 assujetti au RGGI par tonne de CO2 émise au cours des trois années précédentes. La troisième, et dernière, période de conformité a débuté le 1er janvier 2015 et se terminera le 31 décembre 2017.

VGS est assujettie à la législation du Vermont encourageant les réductions d’émissions de GES. Actuellement, cette

législation ne lui impose pas de cibles précises de réduction de GES, mais il est possible que la réglementation se resserre avec le temps; ce qui pourrait obliger VGS à engager des coûts supplémentaires et ainsi affecter sa position concurrentielle.

Au cours de l’exercice 2015, les exigences en matière de protection de l'environnement n'ont pas engendré pour Gaz Métro d’incidences financières ou opérationnelles importantes sur (i) ses acquisitions de propriétés, aménagements et équipements, (ii) son bénéfice net consolidé et (iii) sa position concurrentielle, à l’exception de l’incidence du Règlement SPEDE. Toutefois, les coûts relatifs aux exigences en matière de protection de l'environnement ne peuvent pas être facilement identifiés distinctement puisque ceux-ci sont intégrés dans les programmes d’entretien et de développement de réseau.

Sous réserve des impacts du Règlement SPEDE, la direction est d’avis que les exigences actuelles en matière de protection de l'environnement n’engendreront pas d’incidences financières ou opérationnelles importantes au cours des prochains exercices. Dans la mesure où de nouvelles pratiques seraient proposées ou requises en vertu d’une loi ou d’un règlement à l’égard d’une entité à tarifs réglementés, Gaz Métro-daQ ou les filiales ou coentreprises de Gaz Métro concernées chercheraient à récupérer les coûts de ces pratiques à même leurs tarifs futurs. Toutefois, rien ne garantit que les organismes de réglementation accueilleraient favorablement les demandes soumises et, par conséquent, les coûts non recouvrés, s’ils étaient élevés, pourraient avoir une incidence défavorable sur la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Parcs éoliens de la Seigneurie de Beaupré

La production d’électricité par Parcs 2 et 3 et par Parc 4 dépend principalement des fluctuations dans l’intensité du vent ainsi que de plusieurs autres facteurs, notamment : (i) l’effet des facteurs climatiques incluant notamment l’accumulation de glace sur les éoliennes, (ii) l’accès aux sites, (iii) les pertes par effet de sillage et les pertes de transmission et le cisaillement du vent, (iv) l’incidence des variations topographiques, (v) la possibilité que des pertes électriques surviennent avant la livraison, et (vi) la possibilité que les installations ne fonctionnent pas comme prévu en raison notamment de l’usage, d’un défaut caché ou d’une erreur de conception. L’intensité du vent ainsi que les facteurs énumérés ci-dessus auront donc un impact direct sur les produits d’exploitation et sur la rentabilité de Parcs 2 et 3 et de Parc 4 et, par conséquent, pourraient avoir une incidence défavorable sur la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

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Ressources humaines

Le personnel de Gaz Métro est composé d’employés syndiqués et non syndiqués. Si Gaz Métro n’était pas en mesure de négocier le renouvellement des conventions collectives à échéance, cela pourrait donner lieu à des conflits ou à des interruptions de travail, qui pourraient avoir une incidence défavorable sur ses activités courantes. Gaz Métro entretient de bonnes relations avec les divers syndicats et leurs représentants. Toutefois, il n’y a aucune assurance que les relations actuelles se poursuivront dans le cadre des négociations futures, ni que les conditions aux termes des conventions collectives actuelles seront renouvelées à des conditions que Gaz Métro estime acceptables sans arrêt de travail.

Par ailleurs, la clé du succès de Gaz Métro réside en partie dans les compétences et connaissances spécialisées nécessaires pour exercer l’ensemble de ses activités, principalement pour l’exploitation et le maintien du réseau de distribution de gaz naturel et d’électricité. Ces compétences sont présentement disponibles; toutefois, pour contrer le risque de pénurie future de certains emplois spécialisés attribuable notamment au taux croissant de départs à la retraite prévus, Gaz Métro offre des programmes de rémunération concurrentiels ainsi que la formation nécessaire au maintien des compétences. Gaz Métro a également élaboré un plan de relève permettant de planifier la succession en assurant le transfert des compétences en fonction des départs à la retraite prévus de ses employés.

Partenaires commerciaux

Pour certains projets, Gaz Métro conclut des contrats avec des partenaires en coentreprise. Le succès de ces projets dépend notamment de l’exécution satisfaisante de leurs obligations. Le défaut d’un de ces partenaires de s’acquitter de ses obligations pourrait imposer à Gaz Métro des obligations financières et d’exécution additionnelles qui pourraient entraîner une hausse des coûts de ces projets ou avoir une incidence défavorable sur sa réputation et son image.

Dépendance vis-à-vis certains fournisseurs

Gaz Métro entretient des liens contractuels avec un petit nombre d’entreprises commerciales, d’entrepreneurs généraux et autres fournisseurs de services pour le développement, l’entretien et l’amélioration de son réseau de distribution et de transport d’énergie. Le risque d’inexécution par un fournisseur de services peut être évalué et, si possible, restreint, mais ne peut être entièrement éliminé. Les fournisseurs de services pourraient se retrouver dans l’incapacité de respecter leurs obligations, ce qui se traduirait par des obligations financières additionnelles pour Gaz Métro, ce qui créerait une pression à la hausse sur les coûts et, le cas échéant, les tarifs de distribution et de transport et pourrait donc affecter sa capacité de concurrencer les autres sources d’énergie. De plus, des problèmes de non-exécution de la part d’un fournisseur de services ou l’absence de disponibilité d’un tel fournisseur pourraient avoir une incidence défavorable sur les projets de développement de Gaz Métro.

Attaque terroriste

Compte tenu de l’importance des secteurs du gaz naturel et de l’électricité au Canada et aux États-Unis, Gaz Métro pourrait faire face à des menaces terroristes. Conséquemment, les coûts en capital et d’exploitation de Gaz Métro et de certaines de ses filiales et coentreprises pourraient augmenter en raison de la mise en place de mesures de sécurité additionnelles. De plus, tout dommage ou perte des installations découlant d’un acte terroriste pourrait ne pas toujours être couvert par les assurances. Gaz Métro pourrait donc être tenue d’investir des sommes d’argent importantes afin de réparer toute perte ou tout préjudice, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur son bénéfice net consolidé et ses activités.

RISQUES LIÉS AU DÉVELOPPEMENT DE NOUVEAUX PROJETS

Construction et développement dans les activités de production et de distribution d’énergie

Le développement, la construction et l’exploitation future des installations de production et des réseaux de distribution de gaz naturel ou d’énergie peuvent être touchés par des modifications de politique gouvernementale et des lois et règlements, par des retards dans l’obtention des permis, par des préoccupations environnementales, par des augmentations des dépenses en immobilisations et des coûts de construction, par des retards dans la construction, par les conditions météorologiques défavorables et par une augmentation des taux d’intérêt ou d’autres facteurs, sur lesquels Gaz Métro n’a peu ou pas de contrôle et qui pourraient être significatifs. Si un de ces facteurs se produit, les résultats réels pourraient différer sensiblement des prévisions, notamment des prévisions des coûts, des revenus futurs et des bénéfices. De plus, le défaut d’obtenir l’acceptation sociale pour un projet pourrait ralentir ou même empêcher le développement, la construction et l’exploitation future et entraîner la radiation des sommes investies dans le développement d’un nouveau projet.

Aussi, les nouvelles installations pourraient ne pas produire le rendement prévu, ce qui se répercuterait sur la situation financière et le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

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RISQUE LIÉ À LA RÉPUTATION

Le risque lié à l’opinion publique ou à la réputation est le risque que des changements touchant la réputation de Gaz Métro auprès des parties prenantes, des groupes d’intérêts, des dirigeants politiques, des médias ou d’autres entités aient des incidences défavorables sur les activités commerciales, l’exploitation, les projets de développement et, par conséquent, la situation financière de Gaz Métro.

Chaque décision d’affaires de Gaz Métro est susceptible de porter préjudice à sa réputation et tous les risques peuvent avoir une incidence sur sa réputation, ce qui peut alors nuire à ses activités. Le risque lié à la réputation ne peut être géré indépendamment des autres formes de risque. Les répercussions négatives d’une réputation ternie peuvent comprendre la perte de produits tirés de ses activités ordinaires, une diminution de sa clientèle et la dévalorisation de sa situation financière et son bénéfice net consolidé.

RISQUES LIÉS AUX ACQUISITIONS ET À L’EXPANSION

Gaz Métro prévoit, de temps à autre, chercher de façon sélective des occasions d’acquisition stratégiques ainsi que des opportunités d’expansion de ses activités actuelles. La capacité de Gaz Métro de réaliser des acquisitions futures et des projets de développement significatifs et de les intégrer à des conditions qu’elle juge favorables pourrait être restreinte par le nombre de cibles d’acquisition attrayantes, les demandes internes qui en découlent pour les ressources de Gaz Métro et, dans la mesure nécessaire, la capacité de Gaz Métro d’obtenir du financement ou d’en obtenir à des conditions satisfaisantes. Les acquisitions ou les projets de développement peuvent exposer Gaz Métro à des risques supplémentaires, dont (i) des difficultés à intégrer les systèmes administratifs, les systèmes de communication de l’information financière, le système d’exploitation et le système d’information, (ii) des difficultés à gérer les activités nouvellement acquises ou nouvellement développées et, si nécessaire, à améliorer leur efficience d’exploitation, (iii) des difficultés à maintenir des normes, des contrôles, des procédures et des politiques adéquats et efficaces pour mitiger les risques dans l’ensemble des activités de Gaz Métro, (iv) des difficultés à l’entrée sur les marchés où Gaz Métro a peu d’expérience directe ou à obtenir ou maintenir les autorisations requises des autorités gouvernementales, (v) des difficultés à garder les employés clés des activités acquises et (vi) la perturbation des activités courantes de Gaz Métro. De plus, les acquisitions futures ou l’expansion d’activités actuelles pourraient obliger Gaz Métro à contracter des dettes supplémentaires, à engager des coûts et l’exposer à des responsabilités éventuelles. Gaz Métro pourrait également engager des coûts pour des acquisitions potentielles ou des projets d’expansion qui ne seront jamais réalisés et qui détourneraient l’attention de la direction. Pour les acquisitions qui seront réalisées, les synergies prévues pourraient ne pas se concrétiser. L’incapacité de Gaz Métro de répondre de façon adéquate aux risques et enjeux susmentionnés pourrait avoir une incidence défavorable sur ses activités, sa situation financière et son bénéfice net consolidé.

Acquisition de CVPS

Réalisation des avantages de l’acquisition de CVPS

Il existe un risque que les avantages prévus de l’acquisition de CVPS ne se matérialisent pas totalement ou ne se réalisent pas dans les délais prévus par Gaz Métro. La réalisation de ces avantages peut être touchée par divers facteurs, dont bon nombre sont indépendants de la volonté de Gaz Métro. Plus précisément, une des conditions relatives à l’approbation de la fusion de GMP et de CVPS est que les clients de la société résultant de la fusion bénéficient, au cours de la décennie suivant ladite fusion, d’économies d’au moins 144 millions $ US. La réalisation de ces économies dépend de la mise en place de synergies opérationnelles qui pourraient ne pas se concrétiser ou partiellement se concrétiser et, par conséquent, avoir une incidence défavorable sur les résultats financiers futurs de GMP.

RISQUES FINANCIERS

Incertitude quant au versement de distributions

Il existe une incertitude quant au versement de distributions futures par Gaz Métro à ses associés et au montant de ces distributions, étant donné que la décision d’effectuer des distributions aux associés de Gaz Métro et les fonds disponibles pour de tels versements à l’occasion dépendront notamment (i) des distributions que Gaz Métro recevra de ses filiales, coentreprises et satellites, (ii) des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de Gaz Métro, (iii) des fonds requis pour effectuer des versements d’intérêt et des versements de capital en vertu des conventions de financement qui lient Gaz Métro et (iv) du respect des conditions prévues à la convention de société en commandite de Gaz Métro et aux conventions de financement qui lient Gaz Métro concernant les distributions aux associés.

Avantages sociaux futurs du personnel

Gaz Métro-daQ et certaines des filiales et coentreprises de Gaz Métro offrent à leurs employés des régimes de retraite à prestations déterminées et à cotisations déterminées ainsi que des avantages complémentaires de retraite. Les informations financières présentées aux états financiers consolidés audités de Gaz Métro au 30 septembre 2015 portant sur les régimes de

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retraite à prestations déterminées et les avantages complémentaires de retraite, ont été établies au moyen d’évaluations actuarielles basées sur des hypothèses démographiques et des hypothèses de nature financière, dont notamment le rendement prévu des actifs des régimes, le taux d’actualisation des flux de trésorerie anticipés, l’évolution future des niveaux de salaires et des coûts de couvertures supplémentaires de soins de santé et d’assurance-vie, l’âge de départ à la retraite des employés et l’espérance de vie des participants. La capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées et de certains avantages complémentaires de retraite est établie également selon des hypothèses actuarielles ainsi que, le cas échéant, conformément aux lois et règlements applicables.

Même si Gaz Métro et ses filiales et coentreprises visées considèrent que ces hypothèses sont raisonnables, les écarts par rapport aux résultats réels et les changements qui surviennent dans les marchés, qui influent sur ces hypothèses, pourraient occasionner des changements aux cotisations à verser et aux informations financières présentées aux états financiers consolidés et ce, tant au niveau des régimes de retraite à prestations déterminées que des avantages complémentaires de retraite. Ainsi, toute détérioration substantielle de la situation financière de ces régimes pourrait entraîner une hausse du coût et des cotisations requises.

Les changements dans les taux d’intérêt et la volatilité dans les marchés des capitaux pourraient avoir une incidence sur les valeurs marchandes des actifs détenus, selon le cas, et sur l’évaluation des obligations au titre des prestations constituées, et ce, tant pour les régimes de retraite que pour les avantages complémentaires de retraite. Ces changements dans les valeurs des actifs et dans l’évaluation des obligations pourraient par conséquent modifier la portion des dépenses d’exploitation qui a trait aux régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite et la capacité de Gaz Métro et de certaines de ses filiales et coentreprises à s’acquitter de leurs obligations futures en matière de régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite.

Actuellement, en vertu d’un traitement réglementaire, Gaz Métro-daQ constate dans ses résultats et récupère, par l’entremise de ses tarifs de distribution, les coûts liés aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux régimes d’avantages complémentaires de retraite de ses employés lorsque ceux-ci sont déboursés. Un changement dans les cotisations à verser pourrait entraîner une certaine volatilité, voire une hausse des dépenses d’exploitation présentées aux états financiers consolidés. Toutefois, considérant ce traitement réglementaire, une telle modification n’aurait pas d’effet significatif sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro puisqu’en fonction de la méthode des déboursés, les tarifs de distribution varieraient selon les mêmes proportions que la variation des dépenses d’exploitation. Par contre, ceci pourrait créer une pression à la hausse sur les tarifs de distribution qui pourrait affecter la capacité de Gaz Métro-daQ de concurrencer les autres sources d’énergie.

Fluctuation du taux de change

Une partie du bénéfice net consolidé de Gaz Métro provenant des secteurs de la distribution d’énergie et du transport de gaz naturel est libellée en dollars américains. Par conséquent, les résultats d’exploitation de Gaz Métro sont affectés par la fluctuation de cette devise par rapport au dollar canadien. Ainsi, toute variation substantielle du dollar américain par rapport au dollar canadien aurait une incidence sur le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

De plus, pour contrer le risque de change relativement à son investissement net dans des établissements étrangers autonomes, Gaz Métro désigne certaines dettes libellées en dollars américains comme élément de couverture d’une portion équivalente de cet investissement net. Ainsi, toute variation substantielle du dollar américain par rapport au dollar canadien aurait, considérant cette relation de couverture, une incidence moindre sur l’avoir des associés de Gaz Métro.

Fluctuation des taux d’intérêt

Gaz Métro et ses filiales et coentreprises sont exposées au risque de fluctuation des taux d’intérêt. Gaz Métro gère ce risque principalement par une politique de fixation des taux d’intérêt qui lui permet de maintenir une portion importante de sa dette à long terme à taux fixe.

Gaz Métro et ses filiales et coentreprises sont par contre exposées au risque de taux d’intérêt sur leurs emprunts bancaires et sur la portion de leur dette à long terme qui portent intérêt à des taux variables. Certaines filiales et coentreprises de Gaz Métro ont recours à des accords de crédit croisé de taux d’intérêt afin de fixer les taux d’intérêt sur une portion de la dette à long terme à taux variable. Pour Gaz Métro-daQ, en vertu d’un traitement réglementaire, les effets financiers des différences entre les taux d’intérêt réels et ceux utilisés lors de l’établissement des tarifs de distribution au cours d’un exercice donné sont reflétés dans les tarifs de distribution d’un exercice futur.

RISQUE DE LIQUIDITÉ ET DE FINANCEMENT

Pour satisfaire leurs besoins financiers, Gaz Métro et ses filiales et coentreprises dépendent notamment des liquidités générées par leurs activités. Le risque de liquidité est le risque que celles-ci ne soient pas en mesure de faire face à leurs engagements financiers à leur échéance. Elles gèrent le risque de liquidité en établissant des prévisions de flux de trésorerie afin de déterminer

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leurs besoins en financement et en s’assurant qu’elles disposent des liquidités et des facilités de crédit suffisantes pour combler ces besoins et pour respecter leurs engagements à leur échéance. Ainsi, un amalgame de facilités de crédit engagées et à demande ainsi que l’accès aux marchés des capitaux, directement par Gaz Métro ou par certaines de ses filiales ou coentreprises ou par l’entremise de GMi ou de Valener, permettent de répondre à ces besoins. Cependant, toute réduction importante de la capacité de GMi, Valener ou Gaz Métro ou de certaines des filiales ou coentreprises de Gaz Métro d’accéder aux marchés des capitaux à des conditions acceptables et à des coûts de financement adéquats ou toute hausse importante de leur coût de financement, en raison notamment de toute détérioration importante de la conjoncture économique, de l’état général des marchés financiers, de la perception négative sur les marchés financiers de leur situation ou de leurs perspectives financières ou d’une révision à la baisse significative de leurs notations de crédit, pourrait avoir un effet défavorable sur les activités, la situation financière ou le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

Le risque de crédit lié aux contreparties représente le risque qu’une contrepartie à un instrument financier conclu avec Gaz Métro ne remplisse pas ses obligations conformément aux conditions des ententes intervenues avec elle. À la date du bilan, le risque maximal lié aux contreparties de Gaz Métro en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspond aux clients et autres débiteurs, au fonds de placement, ainsi qu’aux actifs financiers dérivés. Le non-respect des obligations de leurs contreparties pourrait entraîner une perte financière pour Gaz Métro.

Ce risque est atténué par l’utilisation de techniques de gestion du risque de crédit comportant une évaluation de la solvabil ité d’une contrepartie et la surveillance de son évolution, la conclusion d’ententes avec plusieurs contreparties, l’établissement de limites de risque, le contrôle des risques en fonction de ces limites, l’établissement d’accords de soutien au crédit ainsi que l’obtention de garanties financières et de dépôts de garantie lorsque les circonstances le justifient. Gaz Métro surveille et gère assidûment la concentration du risque de crédit lié aux contreparties.

S) RÉCENTS CHANGEMENTS DE NORMES ET DE MÉTHODES COMPTABLES



Gaz Métro a choisi d’utiliser l’exemption prévue à l’Introduction de la Partie I du Manuel, intitulée Normes internationales d’information financière, permettant aux entités admissibles ayant des ATR de reporter l’application de la Partie I jusqu’aux

exercices ouverts le ou après le 1er janvier 2015 (Période de report). Par conséquent, Gaz Métro présente ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada pour l’exercice 2015.

En 2014, la Société avait annoncé son intention d’adopter les IFRS et d’appliquer la norme IFRS 14, Comptes de report réglementaires à compter de son exercice 2016. Avant la publication de la norme IFRS 14, la conversion aux IFRS présentait

un enjeu majeur pour Gaz Métro puisque contrairement aux PCGR du Canada et aux PCGR des États-Unis, les IFRS n’incluaient pas de norme spécifique sur les ATR.

Malgré le fait que cette norme prévoit que les entités puissent continuer à appliquer les méthodes comptables de leur référentiel comptable actuel en ce qui a trait aux ATR, et ce jusqu’à ce qu’une norme définitive soit publiée, les analyses détaillées menées au cours du premier semestre de l’exercice 2015 dans le cadre du projet de conversion aux IFRS ont permis d’identifier les impacts significatifs de l’application de la norme IFRS 14. En effet, cette norme temporaire exige que les effets des ATR pour tous les éléments des états financiers soient regroupés et présentés distinctement par le recours à des totaux partiels. Les autres normes IFRS s'appliquent aux soldes de comptes de report réglementaires (APR) de la même manière qu'aux entités n’ayant pas d’ATR, sauf pour certaines exceptions et exemptions prévues à la norme IFRS 14. Ainsi, les montants devant être comptabilisés aux termes d’une autre norme IFRS sont exclus des comptes de report réglementaires. Ces exigences de présentation distincte sont applicables tant à l’état du résultat net, à l’état du résultat global qu’au bilan. Cette norme exige également que des informations relatives aux variations durant la période, aux risques et à la période de recouvrement ou d’amortissement prévue des comptes de report réglementaires distincts soient présentés.

La norme IFRS 14, en plus d’entraîner des impacts très importants sur les informations financières divulguées, est provisoire. En effet, cette norme intérimaire a été publiée par l’IASB en attendant que son projet de norme finale prévu à son calendrier de travail soit finalisé. Ce projet pourrait se poursuivre pendant plusieurs années. À ce sujet, en septembre 2014, l’IASB a publié un document de travail dans lequel il cherche à déterminer quelles informations sur les ATR sont les plus utiles aux utilisateurs des états financiers et quelles approches sont possibles pour présenter les incidences financières de la réglementation des tarifs. Les parties prenantes avaient jusqu’au 15 janvier 2015 pour soumettre leurs commentaires directement à l’IASB. Gaz Métro s’est joint à un regroupement d’entreprises de l’industrie de la distribution du gaz naturel au Canada afin de soumettre une lettre soutenant le projet. À la suite de ces réponses, l’IASB a décidé de travailler à un deuxième document de travail qui devrait être publié au cours des prochains mois aux fins de commentaires. Ce nouveau document de travail vise à proposer une solution

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répondant à la réalité des entités ayant des ATR. La finalité relative aux travaux de l’IASB est fondamentale pour Gaz Métro puisque la conclusion de ce projet pourrait avoir des incidences majeures sur les informations financières présentées dans ses états financiers consolidés.

Cette incertitude entourant la comptabilité des ATR en vertu des IFRS ainsi que les impacts substantiels de l’application de la norme IFRS 14 ont amené Gaz Métro et ses associés à reconsidérer l’utilisation des PCGR des États-Unis qui permettent pour leur part de maintenir la comptabilisation des APR, de limiter la volatilité sur les résultats financiers consolidés et de restreindre les modifications au niveau de la présentation et des informations à divulguer.

Gaz Métro et ses associés sont d’avis que l’utilisation des PCGR des États-Unis permettrait de présenter des informations financières reflétant davantage la réalité économique des ATR de Gaz Métro. De plus, les informations financières seraient plus comparables aux états financiers consolidés publiés au cours des exercices précédents, puisque les PCGR des États-Unis permettent de maintenir la comptabilisation des APR. Aussi, comme plusieurs entreprises canadiennes ayant des ATR ont opté pour l’application des PCGR des États-Unis, l’utilisation de ce référentiel comptable permettrait à Gaz Métro de fournir des états financiers comparables à ceux de ses pairs de l’industrie.

Par conséquent, en mai 2015, les associés de Gaz Métro, GMi et Valener, ont obtenu de nouvelles dispenses de trois ans des Autorités canadiennes en valeurs mobilières, leur permettant de préparer leurs états financiers consolidés en vertu des PCGR des États-Unis afin de répondre à leurs obligations d’information continue au Canada. Ces exemptions sont valides jusqu’à la première des dates suivantes : (i) le 1er janvier 2019; (ii) le premier jour de l’exercice suivant l’arrêt des ATR par Gaz Métro, le cas échéant; (iii) la date de prise d’effet prescrite par l’IASB pour l’application obligatoire d’une norme IFRS permanente et spécifique propre aux entités exerçant des ATR. GMi et Valener utiliseront donc les PCGR des États-Unis pour la préparation de leurs états financiers consolidés annuels et intermédiaires des exercices 2016 à 2018 inclusivement. Gaz Métro, n’ayant aucune obligation d’information du public au sens du Manuel, adoptera la stratégie préconisée par ses associés.

Ces nouvelles dispenses succèdent à celles qui avaient préalablement été obtenues en juillet 2011 et qui permettaient à GMi et Valener d’utiliser les PCGR des États-Unis pour les exercices 2013 à 2015 inclusivement. Ces dispenses n’avaient pas été utilisées compte tenu de la période de report octroyée par le CNC à la suite de l’ajout au programme de travail de l’IASB en décembre 2012 d’un projet global sur les ATR ainsi que le développement d’une norme provisoire.

Projet de conversion aux PCGR des États-Unis

Un premier projet de conversion aux PCGR des États-Unis avait été amorcé en 2011 (Projet initial) et avait été suspendu en mars 2013 à la suite de la réactivation par l’IASB de son projet de norme finale sur les ATR et de la prolongation de la période de report du CNC. À la suite des développements expliqués précédemment, le projet de conversion aux PCGR des États-Unis a été repris en mai 2015.

La Société a rétabli une structure formelle de gouvernance du projet de conversion aux PCGR des États-Unis de l’exercice 2016 (Projet 2016) et des présentations sont effectuées au conseil de gestion et au comité d’audit de GMi. Afin de s’assurer de la bonne marche du Projet 2016, l’équipe responsable du projet IFRS est maintenant dédiée complètement à la conversion aux PCGR des États-Unis. Les professionnels composant cette équipe ont l’expertise requise pour superviser la transition et y participer activement. Les auditeurs externes sont aussi informés et consultés dans le cadre du Projet 2016.

Le Projet 2016 comporte les étapes suivantes :

Étapes Description des activités Période

Étape 1 - Évaluation initiale et détaillée

Identification des différences engendrées par la conversion aux PCGR des États-Unis.

Identification des incidences des PCGR des États-Unis sur la comptabilité et la présentation de l’information financière, incluant notamment des choix de méthodes comptables, sur les systèmes et les processus, sur les affaires, sur les employés et autres.

2e semestre de l’exercice 2015

Étape 2 - Conception Révision des processus comptables et des systèmes informatiques qui seront affectés par les conclusions et les choix de méthodes comptables effectués à l’étape de l’évaluation détaillée.

2e semestre de l’exercice 2015

Étape 3 - Mise en œuvre Implantation des changements relatifs aux politiques, aux procédures, aux pratiques ainsi qu’aux systèmes informatiques.

Test du processus en parallèle portant sur les données de l’exercice 2015, soit celui précédant la première année d’adoption des PCGR des États-Unis.

4e trimestre de l’exercice 2015 et 1er trimestre de l’exercice 2016

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Depuis mai 2015, la Société a revu les différences identifiées dans le cadre du Projet initial, les mises à jour des PCGR des États-Unis survenues depuis l’arrêt du Projet initial et les différences identifiées par ses pairs de l’industrie lors de leur conversion aux PCGR des États-Unis. Cette mise à jour a permis à Gaz Métro de prioriser les analyses à effectuer à l’étape 1 en fonction des impacts potentiels que ceux-ci pourraient avoir sur les états financiers consolidés.

De plus, les activités de planification et les analyses d’identification des différences entre les PCGR du Canada et les PCGR des États-Unis pour la conversion des filiales, coentreprises et satellites sont finalisées. Un plan de communication et de conversion des filiales, coentreprises et satellites a été développé et il a été communiqué aux entités concernées au cours du troisième trimestre de l’exercice 2015. Les activités prévues à l’étape 2 sont majoritairement terminées et celles de l’étape 3 sont en cours, comme prévu au calendrier de travail.

Principales implications comptables

Le tableau ci-dessous présente un sommaire des principales différences identifiées et pouvant avoir une incidence importante sur les états financiers consolidés de Gaz Métro :

Sujet PCGR du Canada PCGR des États-Unis Impacts prévus pour Gaz Métro

Établissement du bilan d’ouverture

Les PCGR des États-Unis n’incluent pas de directives spécifiques relativement à leur première application comme c’est le cas de la norme IFRS 1 applicable lors de la première application des IFRS. Par conséquent, toutes les normes prévues en vertu des PCGR des États-Unis doivent être appliquées de façon rétroactive à la date de transition.

La date de transition de Gaz Métro est le 1er octobre 2014, soit le premier jour de l’exercice comparatif 2015. Ainsi, les soldes des états financiers consolidés au 1er octobre 2014 seront retraités comme si Gaz Métro avait toujours appliqué les PCGR des États-Unis. L’effet net des retraitements sera comptabilisé à titre d’ajustement du déficit ou du cumul des autres éléments du résultat étendu.

Participations dans des coentreprises

Les participations dans des coentreprises sont comptabilisées selon la méthode de la consolidation proportionnelle.

Les participations dans des coentreprises sont comptabilisées selon la méthode de la valeur de consolidation.

À partir du 1er octobre 2015, Gaz Métro devra comptabiliser ses participations dans des coentreprises selon la méthode de la valeur de consolidation. Il est prévu que cette modification n’aura aucun impact sur le déficit ni sur le bénéfice net.

Avantages sociaux futurs – Soldes non amortis

Les écarts actuariels non amortis ainsi que les coûts non amortis des services passés (soldes non amortis) sont présentés par voie de note aux états financiers et ne sont pas comptabilisés dans l’actif ou le passif au titre des prestations constituées (PTPC).

Les soldes non amortis sont comptabilisés en totalité dans le PTPC et en contrepartie, le cumul des autres éléments du résultat étendu est ajusté.

À partir du 1er octobre 2015, Gaz Métro devra comptabiliser les soldes non amortis dans le PTPC avec retraitement du bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 et de l’exercice comparatif 2015 et en contrepartie, les éléments suivants seront ajustés : Régimes de retraite liés aux ATR :

Comptes de report réglementaires Régimes de retraite liés aux non ATR et

les autres avantages complémentaires de retraite (AACR) : Cumul des autres éléments du résultat étendu

Il est prévu que cette modification n’aura aucun impact sur le déficit ni sur le bénéfice net de l’exercice comparatif.

Se référer à la section Plan de communication avec la Régie présentée ci-après pour des informations additionnelles et les impacts prévus pour les exercices 2016 et subséquents de la demande de modification de traitements réglementaires déposée en août 2015.

APR – Autres avantages complémentaires de retraite

Les charges relatives aux AACR (régime d’assurance collective des retraités) de Gaz Métro-daQ sont comptabilisées à l’état des résultats selon la méthode des déboursés, telle qu’approuvée par l’organisme de réglementation. L’écart entre cette charge et celle établie par calcul actuariel selon la méthode de répartition des prestations au prorata des années

Les charges relatives aux AACR doivent être comptabilisées à l’état des résultats selon la méthode actuarielle et l’écart entre cette charge et celle établie en fonction de la méthode des déboursés, tel qu’autorisée par l’organisme de réglementation, ne peut pas être comptabilisé à titre d’APR.

À compter du 1er octobre 2015, Gaz Métro devra comptabiliser les charges relatives aux AACR selon la méthode actuarielle, avec retraitement du bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 et de l’exercice comparatif 2015.

Lors de la préparation du bilan d’ouverture ainsi que du retraitement des états financiers de l’exercice 2015 en vertu des PCGR des États-Unis, les ajustements suivants seront requis puisque le traitement réglementaire

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Sujet PCGR du Canada PCGR des États-Unis Impacts prévus pour Gaz Métro

de service admissibles (méthode actuarielle) est comptabilisé au bilan consolidé à titre d’APR.

en vigueur à ces dates pour les coûts liés aux AACR est la méthode des déboursés :

Bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 : Radiation des APR et ajustement du déficit en contrepartie

États des résultats trimestriels et annuels de l’exercice 2015 : Ajustement à la hausse des coûts directs afin d’inclure la charge relative aux AACR basée sur la méthode actuarielle et en contrepartie, radiation des APR

Se référer à la section Plan de communication avec la Régie présentée ci-après pour des informations additionnelles et les impacts prévus pour les exercices 2016 et subséquents de la demande de modification de traitements réglementaires déposée en août 2015.

Avantages sociaux futurs – Date de mesure

La date de mesure des actifs du régime et de l'obligation au titre des prestations constituées doit correspondre à la date des états financiers annuels ou à une date qui se situe dans les trois mois précédant la date des états financiers annuels, à condition que cette méthode soit appliquée de façon uniforme d'une année à l'autre.

La date de mesure doit être la même que la date des états financiers.

La date de mesure utilisée pour certains régimes de Gaz Métro est le 30 juin de chaque année, soit trois mois avant la date de fin d’exercice. En vertu des PCGR des États-Unis, à partir du 1er octobre 2015, Gaz Métro devra utiliser le 30 septembre comme date de mesure pour tous ses régimes, avec retraitement du bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 et de l’exercice comparatif 2015. L’effet de la réévaluation de l’ATPC au bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 en raison de ce changement sera comptabilisé de la façon suivante : Régimes de retraite liés aux ATR :

Comptes de report réglementaires Régimes de retraite liés aux non ATR et

les AACR : Ajustement du déficit et du cumul des autres éléments du résultat étendu

APR – Comptes de stabilisation tarifaire relié à la température et au vent

Les comptes de stabilisation tarifaire reliés à la température et au vent de Gaz Métro-daQ sont amortis sur une période de cinq ans, à compter du deuxième exercice suivant leur constatation initiale.

Afin d’être reconnus, les APR découlant des « Alternative Revenue Programs », tels que définis en vertu des PCGR des États-Unis, doivent être récupérés dans les 24 mois suivant la fin de l’exercice financier au cours duquel ils ont été constatés.

Ainsi, ces APR qui sont recouvrables au-delà de 24 mois ne peuvent pas être constatés en vertu des PCGR des États-Unis.

Les comptes de stabilisation tarifaire reliés à la température et au vent de Gaz Métro-daQ étant amortis sur 5 ans, une portion de ceux-ci pourrait ne pas être constatée en vertu des PCGR des États-Unis si le traitement actuel était maintenu.

Considérant la demande de modification de traitement réglementaire déposée à la Régie en août 2015, il est prévu que Gaz Métro puisse continuer de constater les APR relatifs aux comptes de stabilisation. Se référer à la section Plan de communication avec la Régie présentée ci-après pour des informations additionnelles et les impacts prévus pour les exercices 2016 et subséquents.

Crédits d’impôts à l’investissement

Les crédits d’impôts à l’investissement sont comptabilisés selon la méthode de la réduction du coût. Selon cette méthode, les crédits d'impôt à l'investissement sont comptabilisés en diminution des dépenses correspondantes (au même rythme que celles-ci).

Les crédits d’impôts à l’investissement sont comptabilisés soit (i) selon la méthode de la réduction du coût, soit (ii) à titre de réduction de la charge d’impôts sur les bénéfices.

À compter du 1er octobre 2015, Gaz Métro a choisi de présenter les crédits d’impôts à l’investissement en réduction de la charge d’impôts sur les bénéfices, avec retraitement de l’exercice comparatif.

Il est prévu que cette modification n’aura aucun impact sur le bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 ni sur le bénéfice net de l’exercice 2015.

En plus des modifications présentées dans le tableau précédent, Gaz Métro modifiera les méthodes suivantes à la suite de la conversion aux PCGR des États-Unis.

RAPPORT DE GESTION

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Pour ce qui est de la présentation à l’état des flux de trésorerie des variations des APR, Gaz Métro utilise en vertu des PCGR du Canada, une méthode selon laquelle ces variations sont présentées dans les activités d’exploitation et d’investissement, selon leur nature. En vertu des PCGR des États-Unis, à compter du 1er octobre 2015, Gaz Métro utilisera une méthode selon laquelle la totalité des variations des APR sera présentée dans les activités d’exploitation à l’état des flux de trésorerie, peu importe leur nature. Il est prévu que cette modification entraînera le reclassement à l’état des flux de trésorerie de l’exercice 2015, des variations des APR présentées dans les activités d’investissement dans les activités d’exploitation, sans aucun impact sur le bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 ni sur le bénéfice net de l’exercice 2015.

Ensuite, en vertu des PCGR du Canada, Gaz Métro utilise une méthode selon laquelle l’amortissement trimestriel des APR est établi selon la méthode linéaire, soit 25 % par trimestre. En vertu des PCGR des États-Unis, à compter du 1er octobre 2015, Gaz Métro utilisera une méthode selon laquelle l’amortissement trimestriel des APR sera constaté au même rythme où ceux-ci sont collectés dans les tarifs, soit en fonction de la consommation des clients. Il est prévu que cette modification entraînera une modification du bénéfice net trimestriel mais aucun changement au bénéfice net annuel et qu’elle n’aura aucun impact sur le bilan d’ouverture au 1er octobre 2014 ni sur le bénéfice net de l’exercice 2015.


À la suite des analyses menées dans le cadre du projet de conversion aux PCGR des États-Unis, Gaz Métro a déposé en août 2015 une demande auprès de la Régie afin d’arrimer les traitements réglementaires relatifs aux avantages sociaux futurs et aux comptes de stabilisation tarifaire reliés à la température et au vent avec les exigences prévues en vertu des PCGR des États-Unis et ce, à partir du 1er octobre 2016. Une rencontre technique sur le sujet s’est tenue en octobre 2015 et Gaz Métro a répondu à des demandes de renseignements de la Régie et de l’intervenant au dossier en novembre 2015. Une décision est attendue en décembre 2015.

En ce qui a trait aux avantages sociaux futurs, Gaz Métro a demandé à la Régie d’utiliser la méthode actuarielle, telle qu’exigée en vertu des PCGR des États-Unis, pour l’établissement de la charge à inclure dans les tarifs. La demande prévoyait aussi, notamment, la création des APR suivants, à inclure dans la base de tarification à compter du 1er octobre 2016 : (i) APR liés aux écarts actuariels non amortis à amortir selon la méthode du corridor, (ii) APR liés aux coûts non amortis des services passés à amortir linéairement sur la durée estimative moyenne d’activité des employés et (iii) APR liés à l’année de transition à amortir linéairement sur 20 ans.

Dans la situation où la Régie accepterait les modifications demandées par Gaz Métro relativement aux avantages sociaux futurs, les soldes non amortis liés aux AACR seraient constatés à titre d’APR plutôt que d’être comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu. Ensuite, les APR liés à l’année de transition seraient pour leur part à nouveau constatés au bilan consolidé, résultant en un ajustement unique à la hausse du bénéfice net de la Société au cours de la période où la décision serait rendue. Par la suite, les dépenses incluses dans les tarifs seraient équivalentes à celles établies en vertu des PCGR des États-Unis, sans impact sur le bénéfice net.

En ce qui a trait aux comptes de stabilisation tarifaire reliés à la température et au vent, Gaz Métro a demandé à la Régie d’amortir ces comptes sur une période de 24 mois à compter de l’exercice suivant sa constatation initiale plutôt que sur une période de cinq ans à compter du deuxième exercice suivant sa comptabilisation initiale. Puisque Gaz Métro juge probable de pouvoir recouvrer ou remettre ultérieurement dans les tarifs les sommes relatives aux comptes de stabilisation tarifaire reliés à la température et au vent, en respectant les exigences prévues en vertu des PCGR des États-Unis, il est prévu que les APR relatifs à ces comptes continueront d’être constatés au bilan consolidé.

À ce jour, il s’agit des seules demandes de modification identifiées et la direction n’anticipe pas d’autres modifications aux traitements réglementaires actuels. Des informations supplémentaires seront divulguées tout au long de l’avancement du dossier en cours auprès de la Régie.

Systèmes d’information et contrôles internes à l’égard de l’information financière

La Société ne prévoit aucun impact significatif sur ses systèmes d’information et sur ses contrôles internes à l’égard de l’information financière à la suite de la conversion aux PCGR des États-Unis.

T) INSTRUMENTS FINANCIERS

Une partie importante du bilan consolidé de la Société se compose d’instruments financiers. Les actifs financiers de la Société comprennent la trésorerie et équivalents de trésorerie, l’encaisse affectée, les clients et autres débiteurs, les billets à recevoir, les fonds de placement et les instruments financiers dérivés dont la juste valeur est positive. Les passifs financiers de la Société comprennent le découvert bancaire, les emprunts bancaires, les fournisseurs et charges à payer, les distributions à payer, les instruments financiers dérivés dont la juste valeur est négative, la dette à long terme, le passif relié à l’élimination de combustible nucléaire irradié ainsi que la participation d’IQ dans Gaz Métro GNL. Le classement des instruments financiers ainsi que les

RAPPORT DE GESTION

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informations quantitatives relatives à leur comptabilisation sont présentés aux notes 2 et 24 afférentes aux états financiers

consolidés audités de la Société pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014 et la gestion des risques reliés aux instruments financiers est abordée à la note 25 afférente aux états financiers consolidés audités de la Société pour les exercices

clos les 30 septembre 2015 et 2014.

Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour réduire ou éliminer les risques inhérents à certaines opérations et soldes identifiables qui surviennent dans le cours normal des activités. Les risques inhérents que présentent ces opérations et soldes identifiables découlent des variations des prix du gaz naturel et de l’électricité, des taux d’intérêt et des taux de change. L’utilisation d’instruments financiers dérivés vise donc à s’assurer que les variations des flux de trésorerie découlant de ces opérations et soldes soient contrebalancées par les variations des flux de trésorerie des instruments financiers dérivés. Aucun instrument financier dérivé n’est détenu ni n’a été émis à des fins spéculatives.

Instruments financiers dérivés relatifs aux activités réglementées

Des instruments financiers dérivés liés au coût de l’énergie sont utilisés pour gérer l’exposition à la volatilité des prix du gaz naturel et de l’électricité. Les prix payés sont basés sur des indices et sont donc variables. Les outils utilisés permettent soit de fixer les prix, soit de les circonscrire selon des balises temporelles, volumétriques et financières approuvées par la Régie dans le cadre des activités de Gaz Métro-daQ, ou par la direction dans le cas de VGS. En 2014, la Régie a toutefois mis fin à ce programme et Gaz Métro-daQ ne peut plus contracter de nouveaux instruments financiers dérivés liés au coût de l’énergie. Les derniers dérivés acquis antérieurement à cette date par Gaz Métro-daQ sont venus à échéance en octobre 2015. GMP a recours à des contrats d’échange à prix fixe pour gérer son risque lié à la fluctuation des prix de capacité. Des contrats de change à terme sont également utilisés afin de gérer l’exposition au risque de change lié à une portion importante des achats de gaz naturel libellés en dollars canadiens pour VGS et à certaines dépenses libellées en dollars américains pour Gaz Métro.

Les instruments financiers dérivés relatifs aux activités réglementées ne sont pas désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture. Les gains et pertes découlant des variations de juste valeur de ces instruments financiers sont constatés à titre d’ajustement des frais ou crédits reportés, comme approuvé par la Régie et par le VPSB, puisqu’ils seront remboursés ou récupérés à même les tarifs futurs.

Instruments financiers dérivés désignés comme instrument de couverture

La comptabilité de couverture est appliquée pour les transactions qui y sont admissibles, ce qui comprend les couvertures de flux de trésorerie et les couvertures de l’investissement net dans les établissements étrangers autonomes. En effet, pour contrer le risque de change sur son investissement net dans ses établissements étrangers autonomes, certaines dettes libellées en dollars américains sont désignées comme élément de couverture d’une portion équivalente de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes qui ont comme monnaie fonctionnelle le dollar américain.

Toutes les relations entre les instruments de couverture et les éléments couverts sont documentées formellement, de même que les objectifs et la stratégie de gestion de risque motivant les opérations de couverture. De plus, l’efficacité de la couverture est évaluée au moment de sa mise en place, à chaque date de bilan ainsi qu’à l’échéance de la désignation de couverture. La comptabilité de couverture est abandonnée prospectivement lorsque la relation de couverture n’est plus efficace ou lorsque les éléments de couverture ou couverts cessent d’exister puisqu’ils sont vendus ou liquidés ou si la désignation de couverture cesse.

Dans le cas d’une relation de couverture des flux de trésorerie, la partie efficace des variations de la juste valeur d’un instrument financier dérivé désigné comme élément de couverture est comptabilisée dans les Autres éléments du résultat étendu et la partie inefficace est immédiatement comptabilisée dans les résultats. Les montants antérieurement constatés au Cumul des autres éléments du résultat étendu sont reclassés aux résultats au cours des périodes où la variation des flux de trésorerie de l’élément couvert influe sur les résultats ou lorsque l’élément couvert est réglé.

Des accords de crédit croisé à terme de taux d’intérêt sont utilisés afin de fixer à un taux d’intérêt spécifique un emprunt à taux fixe de Gaz Métro dont l’émission est prévue d’ici la fin de l’exercice 2017. Ces instruments financiers dérivés sont désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Des accords de crédit croisé de taux d’intérêt sont utilisés afin de fixer les taux d’intérêt sur une portion des emprunts à taux variable et des contrats de change à terme ont été utilisés jusqu’en octobre 2013 afin de gérer l’exposition au risque de change lié à une portion importante d’achats d’équipements en euros pour les parcs éoliens 2 et 3. Ces instruments financiers dérivés sont désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Un accord de crédit croisé de taux d’intérêt est utilisé afin de fixer le taux d’intérêt sur un emprunt à taux variable d’Intragaz. Cet instrument financier dérivé est désigné comme instrument de couverture admissible à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

RAPPORT DE GESTION

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Des contrats de change à terme sont utilisés afin de gérer l’exposition au risque de change liée à des revenus en dollars américains dans des contrats de Gaz Métro GNL. Ces instruments financiers dérivés sont désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Dans le cas d’une relation de couverture de l’investissement net dans les établissements étrangers autonomes, la partie efficace des gains et pertes de change à la conversion des dettes désignées comme élément de couverture est incluse dans les Autres éléments du résultat étendu et la partie inefficace est immédiatement comptabilisée dans les résultats. Les gains ou pertes de change latents sur ces éléments de couverture constatés au Cumul des autres éléments du résultat étendu sont reclassés aux résultats lorsque l’investissement net correspondant est réduit, soit au même moment où les gains ou pertes de change latents sur conversion des états financiers des établissements étrangers autonomes sont constatés aux résultats.

Une portion d’un solde d’encaisse libellé en euros était utilisée afin de gérer l’exposition au risque de change lié à une portion importante d’achats d’équipements en euros pour le parc éolien 4. Cet instrument financier était désigné comme instrument de couverture admissible à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie. Cette relation de couverture a pris fin au cours de l’exercice 2015, soit au moment de la mise en service de Parc 4.

Couverture d’investissement net dans des établissements étrangers autonomes

Les billets garantis de rang supérieur ainsi qu’une portion des crédits à terme de Gaz Métro, libellés en dollars américains, sont désignés comme élément de couverture de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes ayant comme monnaie fonctionnelle le dollar américain. Au 30 septembre 2015, la valeur comptable de ces passifs financiers désignés comme élément de couverture totalise 771,5 millions $ (578,1 millions $ US) (644,3 millions $ (575,3 millions $ US) au 30 septembre 2014). La comptabilité de couverture a été appliquée par la Société à ces désignations. La partie efficace des pertes de change latentes sur couverture de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes s’élève à 124,0 millions $ pour l’exercice clos le 30 septembre 2015 (51,7 millions $ de pertes en 2014) et est comptabilisée dans les Autres éléments du résultat étendu.

Risques liés aux instruments financiers dérivés

Bien que Gaz Métro ne détienne ni n’émette aucun instrument financier dérivé à des fins spéculatives, elle est exposée aux risques de marché, de crédit et de liquidité. Au 30 septembre 2015, le risque de crédit lié aux contreparties aux instruments financiers dérivés est faible puisque la Société est en situation de passif pour la quasi-totalité de ses contreparties. La Société pourrait donc être exposée à un risque de liquidité si un événement donnant lieu à une résiliation survenait, obligeant ainsi Gaz Métro, ses filiales et coentreprises à régler le solde de ce passif d’instruments financiers dérivés avant son échéance. Toutefois, la majorité de ces contreparties possèdent une notation de crédit élevée et au moins égale à celle de Gaz Métro, ce qui atténue grandement ce risque. Aucun changement n’est survenu dans les méthodes de gestion du risque de crédit lié aux contreparties aux instruments financiers dérivés depuis le 30 septembre 2014. La Société continue donc de surveiller et de gérer assidûment le risque de crédit lié à ces contreparties.

Juste valeur des instruments financiers dérivés

Tous les instruments financiers dérivés présentés au bilan consolidé de la Société au 30 septembre 2015 reflètent la situation des marchés financiers à cette date puisqu’ils sont comptabilisés à la juste valeur.

La juste valeur des instruments financiers dérivés reflète les montants que la Société estimerait recevoir au règlement de contrats favorables ou serait tenue de payer afin de mettre fin aux contrats défavorables à la date du bilan. Cette juste valeur des instruments financiers dérivés est estimée en fonction des taux au comptant ou des taux ou prix à terme en vigueur à la fermeture des marchés, à la date du bilan. En l’absence de cette information pour un instrument donné, la Société utilise le taux ou le prix à terme d’un instrument équivalent. Une prime de risque est ajoutée au taux d’intérêt sans risque lors de l’estimation de la juste valeur pour tenir compte du risque de crédit propre à la Société et ses filiales et coentreprises ainsi que du risque de crédit de chaque contrepartie.

RAPPORT DE GESTION

84

Le tableau ci-dessous présente les principales hypothèses utilisées dans l’évaluation de la juste valeur des instruments financiers dérivés au 30 septembre 2015 :

Modèle d’évaluation

Taux d’actualisation

Volatilité implicite des prix Prix à terme

Accords de crédit croisé (1) 2,80 % S.O S.O Contrats de change à terme (1) 1,96 % S.O S.O Instruments liés au gaz naturel :

Contrats d’échange à prix fixe (1) 1,38 % S.O 2,52 $/GJ à 2,84 $/GJ Colliers Black-Scholes 1,31 % - (2) 2,72 $/GJ

Instruments liés à l’électricité : Contrats d’échange à prix fixe de capacité (1) 1,90 % S.O 9,55 $ US/kW

(1) La juste valeur de ces instruments financiers dérivés a été calculée selon la méthode des flux de trésorerie futurs actualisés en fonction des hypothèses indiquées dans ce tableau.

(2) La volatilité est nulle au 30 septembre 2015 due au fait que le sous-jacent lié à cet instrument financier est connu à cette date.

Pour les instruments financiers dérivés de la Société ayant trait aux activités à tarifs réglementés, toute variation de la juste valeur affecte les comptes de frais ou de crédits reportés en vertu d’un mécanisme réglementaire. Les instruments financiers dérivés qui n’ont pas trait aux activités réglementées sont comptabilisés en vertu de la comptabilité de couverture de flux de trésorerie, tel que décrit précédemment.

U) ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés de la Société, selon les PCGR du Canada, exige que la direction pose des hypothèses et exerce son jugement afin de procéder à des estimations. Ces estimations, fondées sur l’expérience historique et les conditions actuelles, pourraient différer de manière importante des résultats réels. Les estimations comptables critiques sont décrites ci-après.

Réglementation

Gaz Métro-daQ ainsi que certaines filiales, certaines coentreprises et certains satellites de Gaz Métro, exercent des activités qui sont soumises à la réglementation des tarifs. Dans l’exercice de leurs pouvoirs, les organismes de réglementation rendent des décisions, entre autres, en matière de développement de réseaux, de fixation des tarifs et d’utilisation de certaines méthodes comptables sous-jacentes qui diffèrent de celles autrement appliquées par les entreprises non réglementées.

Certaines estimations sont parfois nécessaires, car les cadres réglementaires dans lesquels les services publics réglementés de la Société exercent leurs activités exigent souvent que des montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu’à ce qu’ils soient établis définitivement, conformément à des décisions réglementaires ou à d’autres processus de réglementation.

Les montants définitifs approuvés aux fins de report par les organismes de réglementation à titre d’actifs réglementaires et de passifs réglementaires peuvent parfois différer des attentes initiales. Tout ajustement par rapport aux estimations initiales est présenté dans les résultats de la période au cours de laquelle il est confirmé. La nature des actifs et des passifs réglementaires est décrite à la note 4 afférente aux états financiers consolidés audités de la Société pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

Amortissement des propriétés, aménagements et équipements

L’amortissement est une estimation fondée principalement sur la durée de vie utile des actifs. L’estimation de durée de vie utile se fonde sur des faits actuels et sur l’information historique et elle prend en compte la durée de vie anticipée des actifs. En raison de l’importance de cette catégorie d’actifs pour la Société, les variations des taux d’amortissement peuvent avoir une incidence importante sur la dépense d’amortissement.

Dans le cadre du processus d’établissement des tarifs reliés aux services publics réglementés de la Société, des taux d’amortissement appropriés sont approuvés par les organismes de réglementation. Ces taux d’amortissement pour les actifs des activités à tarifs réglementés sont révisés et approuvés périodiquement par les différents organismes de réglementation et, dans certains cas, ils tiennent compte de l’estimation du coût éventuel de retrait. Périodiquement, de tierces parties effectuent des études sur l’amortissement des propriétés, aménagements et équipements des services publics réglementés et, selon les résultats de ces études, l’incidence de tout amortissement ou sous-amortissement attribuable à un écart entre les données réelles et les données prévues est reflétée dans les taux d’amortissement futurs et la dépense d’amortissement future. Les sommes correspondantes sont soit remboursées aux clients ou récupérées à même les tarifs qui leur sont facturés.

RAPPORT DE GESTION

85

Évaluation des écarts d’acquisition

Les écarts d’acquisition représentent l’excédent du coût d’acquisition sur le montant net des valeurs attribuées à tous les éléments de l’actif acquis et du passif pris en charge au moment de l’acquisition d’une entreprise et ne sont pas amortis. Les écarts d’acquisition sont soumis à un test de dépréciation annuellement, ou plus fréquemment, lorsque des événements ou des changements de situation indiquent que les écarts d’acquisition pourraient ne pas être recouvrables.

Les tests de dépréciation des écarts d’acquisition sont effectués soit le 1er avril ou le 1er juillet de chaque exercice, selon l’unité d’exploitation testée, afin de déceler une moins-value possible, en fonction des informations courantes et des évaluations de la juste valeur au marché des unités d’exploitation examinées. La juste valeur d’une unité d’exploitation est établie selon la méthode des flux de trésorerie futurs actualisés ou en fonction d’évaluations externes. Aucune dépréciation n’a été enregistrée au cours des exercices 2015 et 2014 à la suite de ces tests de dépréciation.

Avantages sociaux futurs

La Société comptabilise le coût des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d’avantages complémentaires de retraite par calcul actuariel selon la méthode de répartition des prestations au prorata des années de service admissibles. Ces calculs actuariels sont basés sur des hypothèses clés fondées sur les meilleures estimations faites par la direction portant notamment sur (i) le taux d’actualisation, (ii) le rendement prévu des actifs des régimes, (iii) l’évolution future des niveaux de salaires et des coûts des couvertures supplémentaires de soins de santé et d’assurance-vie et (iv) l’âge de départ à la retraite des employés. En effectuant ces hypothèses, la direction doit notamment tenir compte de la conjoncture actuelle du marché et de données démographiques. Les coûts des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d’avantages complémentaires de retraite pourraient fluctuer, en raison d’une variation de ces hypothèses. Se référer à la note 19 des états financiers consolidés audités de la Société pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014 pour les hypothèses utilisées dans le cadre du calcul actuariel et une analyse de sensibilité sur quelques-unes de ces hypothèses.

Il est par contre important de se rappeler que Gaz Métro bénéficie de traitements réglementaires pour la comptabilisation de la dépense liée aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux régimes d’avantages complémentaires de retraite. Ces traitements réglementaires atténuent l’impact des variations des hypothèses sur la dépense comptabilisée à l’état des résultats consolidés de Gaz Métro. Pour plus de détails sur ces traitements réglementaires, se référer à la note 4 des états financiers consolidés audités de la Société pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

Impôts sur les bénéfices

Gaz Métro et ses filiales et coentreprises constituées en sociétés en commandite ne présentent pas de dépense d’impôts sur les bénéfices car, selon les lois fiscales en vigueur, les bénéfices sont imposables au niveau des associés. Les filiales et coentreprises constituées en sociétés par actions utilisent la méthode du passif fiscal pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices.

Selon cette méthode, les actifs et les passifs d’impôts futurs sont déterminés en fonction de l’écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs. Ils sont mesurés en appliquant, à la date des états financiers consolidés, les taux d’imposition et les lois fiscales en vigueur ou pratiquement en vigueur pour les exercices au cours desquels les écarts temporaires sont censés se résorber. L’incidence d’une modification des taux d’imposition sur les actifs et passifs d’impôts futurs est incluse dans les résultats de la période au cours de laquelle la modification est entrée en vigueur ou pratiquement entrée en vigueur. Cette méthode exige donc, de la part de la direction, l’exercice de son jugement pour la détermination du moment prévu de la réalisation des écarts temporaires ainsi que pour la détermination des taux d’imposition qui seront en vigueur ou pratiquement en vigueur à ce moment. Dans tous les cas, les actifs d’impôts futurs sont comptabilisés seulement s’il est plus probable qu’improbable qu’ils seront réalisés.

Ainsi, la comptabilisation des actifs d’impôts futurs requiert la formulation d’un jugement important par la direction sur la possibilité qu’il soit plus probable qu’improbable que les écarts temporaires déductibles se résorberont et que les pertes fiscales inutilisées seront recouvrées à partir des bénéfices imposables futurs, avant qu’elles n’expirent.

RAPPORT DE GESTION

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V) INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES

Parts en circulation

Au 25 novembre 2015, le nombre de parts en circulation s’élève à 167 250 908.

Opérations entre apparentés


Gaz Métro-daQ a engagé des frais d’entreposage de gaz naturel totalisant 16,8 millions $ au cours de l’exercice 2015 (16,8 millions $ en 2014) avec Intragaz, une de ses coentreprises détenue en partenariat avec GDF Québec Inc. La quote-part de la Société dans les revenus d’Intragaz, qui est éliminée lors de la consolidation proportionnelle, s’élève à 10,1 millions $ en 2015 (10,1 millions $ en 2014). La portion non éliminée de ces frais d’entreposage de gaz naturel est présentée à titre de Coûts directs à l’état consolidé des résultats.

Au cours de l’exercice 2015, Transco a fourni à GMP des services de transmission d’électricité totalisant 34,2 millions $ (22,7 millions $ en 2014), présentés à titre de Coûts directs à l’état consolidé des résultats.

Dans le cadre de la convention d’administration et de soutien de gestion intervenue avec Valener, échéant en 2025, Valener a facturé à Gaz Métro des frais administratifs généraux (y compris les coûts afférents aux sociétés ouvertes) de 1,7 million $ pour l’exercice 2015 (1,8 million $ en 2014). Ces dépenses sont présentées à titre de Frais d’exploitation et d’entretien à l’état consolidé des résultats.

Litiges

La Société fait l’objet de réclamations et de poursuites dans le cours normal de ses activités, y compris en matière d’environnement. De l’avis de la direction, ces réclamations et ces poursuites font, pour la plupart, l’objet d’une couverture d’assurance adéquate. Le dénouement des réclamations et poursuites ne devrait pas avoir d’incidence significative sur les résultats ou sur la situation financière de la Société.

RAPPORT DE GESTION

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W) RÉSULTATS TRIMESTRIELS


Revenus 696,0 1 014,6 520,1 489,9 2 720,6

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés 72,6 143,7 (3,2) (28,7) 184,4

Bénéfice net (perte nette) de base et dilué(e) par part attribuable aux associés (en $) 0,48 0,95 (0,02) (0,18) 1,19


Revenus 675,5 969,7 480,0 411,5 2 536,7 Bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés 75,8 132,5 (3,3) (30,3) 174,7 Bénéfice net (perte nette) de base et dilué(e) par part

attribuable aux associés (en $) 0,50 0,87 (0,02) (0,20) 1,15

Résultats du quatrième trimestre de l’exercice 2015

Les variations saisonnières de la température et du vent influencent la consommation d’énergie des clients et la production d’énergie des parcs éoliens, et se reflètent dans les résultats financiers intermédiaires consolidés de la Société, comme en témoigne le tableau ci-dessus. Ces résultats financiers intermédiaires sont également tributaires, sans toutefois s’y restreindre, des excédents de rendements ou manques à gagner, des décisions des divers organismes qui réglementent les tarifs de la Société et de ses filiales, coentreprises et satellites, ainsi que des impacts de la variation du dollar américain par rapport au dollar canadien. Étant donné la nature saisonnière de ses activités et la faiblesse habituelle de la demande en énergie durant les mois d’été, les deux premiers trimestres donnent lieu historiquement à des revenus et à une rentabilité supérieurs aux autres trimestres du même exercice financier.

La baisse de la perte nette attribuable aux associés de 1,6 million $ (0,02 $ par part) par rapport au quatrième trimestre de l’exercice 2014 s’explique principalement par :

la hausse de 5,9 millions $ au niveau de Gaz Métro-daQ expliquée principalement par les paramètres de son dossier tarifaire, dont un décalage entre le profil de reconnaissance des revenus, qui suit le profil de la consommation des clients, et celui des coûts; et

la hausse de 3,0 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur le BAI généré par les activités de distribution d’énergie au Vermont;

compensée par : la baisse de 9,0 millions $ du BAI réalisé par la distribution d’énergie au Vermont, excluant l’effet de la variation du taux

de change, expliquée principalement par l’enregistrement d’une provision de 10,3 millions $ US avant impôts liée aux coûts de la phase I du projet Addison à la suite de l’entente conclue avec le VDPS.

76 132 (3) (30)

73 143 (3) (29)

208 205

175

216 213

184

Bénéfice net (perte nette) attribuable aux associés

(en millions de dollars)

2014 2015

Cumul 2014 Cumul 2015

1er 2e 3e 4e

0,50 0,87 (0,02) (0,20)

0,48 0,95 (0,02) (0,18)

1,37 1,35

1,15

1,43 1,41

1,19

Bénéfice net (perte nette) de base et dilué(e)par part attribuable aux associés

(en dollars)

2014 2015

Cumul 2014 Cumul 2015

1er 2e 3e 4e

RAPPORT DE GESTION

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Sommaire des résultats trimestriels

Les éléments significatifs ayant influencé les autres résultats trimestriels des exercices 2015 et 2014 sont les suivants : 3es trimestres : La baisse de 0,1 million $ (nil par part) de la perte nette attribuable aux associés par rapport à la même

période de l’exercice 2014 s’explique principalement par : o la hausse de 2,8 millions $ du BAI réalisé par les activités de production d’énergie expliquée principalement

par la hausse des revenus étant donné les vents favorables observés et la mise en service du parc éolien 4 en décembre 2014; et

o la hausse de 2,0 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur le BAI généré par les activités de distribution d’énergie au Vermont;

compensée par : o la baisse de 3,2 millions $ du BAI réalisé par la distribution d’énergie au Vermont, excluant l’effet de la variation

du taux de change, expliquée principalement par la baisse de la marge brute de GMP découlant de la diminution des revenus de vente d’électricité; et

o la baisse de 1,7 million $ au niveau de Gaz Métro-daQ expliquée principalement par les paramètres de son dossier tarifaire, dont un décalage entre le profil de reconnaissance des revenus, qui suit le profil de la consommation des clients, et celui des coûts.

2es trimestres : La hausse de 11,2 millions $ (0,08 $ par part) du bénéfice net attribuable aux associés par rapport à la

même période de l’exercice 2014 s’explique principalement par : o la hausse de 4,9 millions $ du BAI réalisé par les activités de production d’énergie expliquée principalement

par la hausse des revenus étant donné les vents favorables observés et par la mise en service du parc éolien 4 en décembre 2014;

o la hausse de 4,1 millions $ au niveau de Gaz Métro-daQ expliquée principalement par un décalage entre le profil de reconnaissance des revenus, qui suit le profil de la consommation des clients, et celui des coûts; et

o la hausse de 3,9 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur le BAI généré par les activités de distribution d’énergie au Vermont.

1ers trimestres : La baisse de 3,2 millions $ (0,02 $ par part) du bénéfice net attribuable aux associés par rapport à la

même période de l’exercice 2014 s’explique principalement par : o la baisse de 3,8 millions $ au niveau de Gaz Métro-daQ expliquée principalement par un décalage entre le

profil de reconnaissance des revenus, qui suit le profil de la consommation des clients, et celui des coûts pour un montant de 2,4 millions $ et par la hausse des frais financiers; et

o la baisse de 2,8 millions $ du BAI réalisé par la distribution d’énergie au Vermont, excluant l’effet de la variation du taux de change, expliquée principalement par la baisse de la marge brute de GMP découlant de la diminution des revenus de vente d’électricité;

compensée par : o la hausse de 2,0 millions $ du BAI réalisé par Gaz Métro GNL à la suite de l’exécution de contrats à court

terme d’approvisionnement en GNL; et o la hausse de 2,0 millions $ représentant l’effet favorable du taux de change sur le BAI généré par les activités

de distribution d’énergie au Vermont.

X) ÉVÉNEMENT POSTÉRIEUR À LA DATE DU BILAN

Déclaration d’une distribution

Le 26 novembre 2015, le conseil d’administration de GMi, agissant à titre de commandité de Gaz Métro, a déclaré une distribution trimestrielle de 48,5 millions $, payable le 5 janvier 2016, à ses associés.

Ce rapport de gestion a été préparé en date du 27 novembre 2015. Vous trouverez des renseignements additionnels sur Valener, y compris les états financiers consolidés audités pour l’exercice clos le 30 septembre 2015 et éventuellement la notice annuelle 2015, sur SEDAR, à l’adresse www.sedar.com et sur le site Internet de Valener à l’adresse www.valener.com/investisseurs/documents-financiers.

http://www.sedar.com/

RAPPORT DE GESTION

89

GLOSSAIRE

Le tableau suivant dresse une liste des abréviations les plus courantes utilisées dans ce rapport.

UNITÉS DE MESURE ET TERMES GÉNÉRAUX

Actions privilégiées de série A

Actions privilégiées à taux rajustable et à dividende cumulatif de série A

APR Actifs et passifs réglementaires ATR Activités à tarifs réglementés CPG Certificate of public Good DBRS Dominion Bond Rating Service Direction La direction de GMi, en sa qualité de

commandité de Gaz Métro Direction du gestionnaire La direction de GMi, en sa qualité de

commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener

DTH Dekatherm GES Gaz à effet de serre GJ Gigajoule GNC Gaz naturel comprimé GNL Gaz naturel liquéfié KCW Kingdom Community Wind Km Kilomètres kW Kilowatts MW Mégawatts MWh Mégawattheure PGEÉ Plan global en efficacité énergétique Parcs éoliens 2 et 3 Parcs éoliens de Parcs 2 et 3 Parc éolien 4 Parc éolien de Parc 4 Projets Seigneurie Projets éoliens (y compris

parcs éoliens 2 et 3 et parc éolien 4) qui sont et seront développés, construits et exploités sur les terres privées de la Seigneurie de Beaupré

Règlement Fonds vert Règlement relatif à la redevance annuelle au Fonds vert

Règlement SPEDE Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre

S&P Standard and Poor’s TSX Bourse de Toronto Usine LSR Usine de liquéfaction, de stockage et de

regazéification de gaz naturel de Gaz Métro-daQ

ORGANISMES GOUVERNEMENTAUX ET DE RÉGLEMENTATIONS

FERC Federal Energy Regulatory Commission (États-Unis)

ISO-NE Independent System Operator, ISO-New England

ONÉ Office national de l’énergie (Canada) Régie Régie de l’énergie (Québec) VDPS Vermont Department of Public Service VPSB Vermont Public Service Board

TERMES COMPTABLES OU FINANCIERS

BAI Bénéfice avant impôts sur les bénéfices CNC Conseil des normes comptables IASB International Accounting Standards Board ICCA Institut Canadien des Comptables Agréés IFRS Normes internationales d’information

financière Manuel Manuel de CPA Canada-Comptabilité PCGR des États-Unis Principes comptables généralement

reconnus des États-Unis PCGR du Canada Principes comptables généralement

reconnus du Canada (selon la Partie V du Manuel, intitulée Normes comptables pré-basculement)

RRD Régime de réinvestissement des dividendes

ENTITÉS

Beaupré Éole Beaupré Éole S.E.N.C. Beaupré Éole 4 Beaupré Éole 4 S.E.N.C. Boralex Boralex Inc. CCUM Climatisation et Chauffage Urbains de

Montréal, s.e.c. Champion Corporation Champion Pipe Line Limitée CVPS Central Vermont Public Service

Corporation Gaz Métro / Société Société en commandite Gaz Métro Gaz Métro Éole Gaz Métro Éole inc. Gaz Métro Éole 4 Gaz Métro Éole 4 inc. Gaz Métro GNL Gaz Métro GNL 2013 S.E.C., ou

Gaz Métro GNL S.E.C., selon le contexte

Gaz Métro Plus Société en commandite Gaz Métro Plus Gaz Métro Solutions Énergie

Gaz Métro Solutions Énergie, S.E.C.

Gaz Métro-daQ Activité de distribution de gaz naturel au Québec de Gaz Métro

GMi Gaz Métro inc. GMP Green Mountain Power Corporation HydroSolution HydroSolution, s.e.c. Intragaz L’ensemble des entreprises suivantes :

Intragaz inc., Intragaz Holding, société en commandite, Intragaz Exploration, société en commandite, Intragaz, société en commandite et leurs filiales respectives

Parcs 2 et 3 Parcs éoliens de la Seigneurie de Beaupré 2 et 3, Société en nom collectif

Parc 4 Parc éolien de la Seigneurie de Beaupré 4 S.E.N.C.

PNGTS Portland Natural Gas Transmission System

Solutions Transport Gaz Métro Solutions Transport, S.E.C. STQ Société des traversiers du Québec TCPL TransCanada PipeLines Limited TQM Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. à

titre de mandataire de Société en commandite Gazoduc TQM

Transco Vermont Transco LLC Union Gas Union Gas Limited Valener / Compagnie Valener Inc. Valener Éole Valener Éole Inc. Valener Éole 4 Valener Éole 4 Inc. Velco Vermont Electric Power Company, Inc. VGS Vermont Gas Systems, Inc. VYNPC Vermont Yankee Nuclear Power

Corporation

90

VALENER INC. ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS DES EXERCICES CLOS LES 30 SEPTEMBRE 2015 ET 2014

SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS DES EXERCICES CLOS LES 30 SEPTEMBRE 2015 ET 2014

91

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

EXERCICES CLOS LES 30 SEPTEMBRE 2015 ET 2014

VALENER INC. SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

Rapport de la direction du gestionnaire ................................................. 92 Rapport de la direction .......................................................................... 107

Rapport des auditeurs indépendants ..................................................... 93 Rapport des auditeurs indépendants ..................................................... 108

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS ET ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT ÉTENDU .......................................... 94

ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS ET ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT ÉTENDU........................................... 109

ÉTATS CONSOLIDÉS DE L’AVOIR DES ACTIONNAIRES ............................ 95 ÉTATS CONSOLIDÉS DE L’AVOIR DES ASSOCIÉS .................................... 110

BILANS CONSOLIDÉS ............................................................................. 96 BILANS CONSOLIDÉS ............................................................................. 111

ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE .................................... 97 ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE ..................................... 112

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ................... 98 NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ................... 113

92

RAPPORT DE LA DIRECTION DU GESTIONNAIRE

RELATIVEMENT AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS DE VALENER INC.

Les états financiers consolidés de Valener Inc. ainsi que toute l’information contenue dans ce rapport relèvent de la responsabilité de la direction de Gaz Métro inc. (GMi), en sa qualité de commandité de Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro), agissant à titre de gestionnaire de Valener Inc. (la direction du gestionnaire). La responsabilité de la direction du gestionnaire à cet égard inclut la sélection des méthodes comptables appropriées ainsi que l’exercice d’un jugement éclairé dans l’établissement d’estimations raisonnables et justes, en accord avec les principes comptables généralement reconnus du Canada et les ordonnances des organismes qui régissent les différentes activités de Valener Inc. L’information financière présentée ailleurs dans le présent rapport est compatible avec celle des états financiers consolidés. Cette information et les états financiers consolidés sont publiés avec l’approbation du conseil d’administration de Valener Inc.

La direction du gestionnaire s’est dotée de systèmes comptables et de contrôle interne conçus en vue de fournir une assurance raisonnable quant à la fiabilité des registres comptables et à la protection de l’actif.

Pour sa part, le conseil d’administration assume ses responsabilités à l’égard des états financiers consolidés principalement par l’entremise de son comité d’audit composé exclusivement d’administrateurs qui ne font pas partie de la direction du gestionnaire. Le comité d’audit a révisé toute l’information contenue dans ce rapport et les états financiers consolidés annuels et en a recommandé l’approbation par le conseil d’administration. Le comité d’audit étudie aussi de façon suivie les résultats financiers trimestriels et les résultats des travaux effectués par les auditeurs internes de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener Inc., et par les auditeurs externes indépendants sur les méthodes comptables ainsi que sur les systèmes de contrôle interne. De plus, il incombe à ce comité de recommander au conseil d’administration le choix des auditeurs externes. Les auditeurs externes et internes ont l’entière liberté de communiquer avec le comité d’audit.

Les états financiers consolidés de Valener Inc. aux 30 septembre 2015 et 2014 et pour les exercices clos à ces dates ont été audités par KPMG s.r.l./S.E.N.C.R.L., société de comptables professionnels agréés, selon les normes canadiennes d’audit. Ses audits ont comporté l’application de sondages et autres procédures qu’elle a jugés nécessaires dans les circonstances. Son opinion indépendante sur ces états financiers consolidés est présentée ci-après.

(signé) (signé)

SOPHIE BROCHU

La présidente et chef de la direction de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener Inc.

PIERRE DESPARS, FCPA, FCMA, CA

Le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener Inc.

Montréal (Canada) Le 27 novembre 2015

93

RAPPORT DES AUDITEURS INDÉPENDANTS

AUX ACTIONNAIRES DE VALENER INC.

Nous avons effectué l’audit des états financiers consolidés ci-joints de Valener Inc., qui comprennent les bilans consolidés au 30 septembre 2015 et au 30 septembre 2014, les états consolidés des résultats, du résultat étendu, de l’avoir des actionnaires et des flux de trésorerie pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes, qui comprennent un résumé des principales méthodes comptables et d’autres informations explicatives.

Responsabilité de la direction pour les états financiers consolidés

La direction de Gaz Métro inc., en sa qualité de commandité de Société en commandite Gaz Métro, agissant à titre de

gestionnaire de Valener Inc., est responsable de la préparation et de la présentation fidèle de ces états financiers consolidés conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada, ainsi que du contrôle interne qu’elle considère comme nécessaire pour permettre la préparation d’états financiers consolidés exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs.

Responsabilité des auditeurs

Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les états financiers consolidés, sur la base de nos audits. Nous avons effectué nos audits selon les normes d'audit généralement reconnues du Canada. Ces normes requièrent que nous nous conformions aux règles de déontologie et que nous planifiions et réalisions l'audit de façon à obtenir l'assurance raisonnable que les états financiers consolidés ne comportent pas d'anomalies significatives.

Un audit implique la mise en œuvre de procédures en vue de recueillir des éléments probants concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers consolidés. Le choix des procédures relève de notre jugement, et notamment de notre évaluation des risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d'erreurs. Dans l'évaluation de ces risques, nous prenons en considération le contrôle interne de l'entité portant sur la préparation et la présentation fidèle des états financiers consolidés afin de concevoir des procédures d'audit appropriées aux circonstances, et non dans le but d'exprimer une opinion sur l'efficacité du contrôle interne de l'entité. Un audit comporte également l'appréciation du caractère approprié des méthodes comptables retenues et du caractère raisonnable des estimations comptables faites par la direction, de même que l'appréciation de la présentation d'ensemble des états financiers consolidés.

Nous estimons que les éléments probants que nous avons obtenus dans le cadre de nos audits sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion d'audit.

Opinion

À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière consolidée de Valener Inc. au 30 septembre 2015 et au 30 septembre 2014, ainsi que de ses résultats d’exploitation consolidés et de ses flux de trésorerie consolidés pour les exercices clos à ces dates, conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada.

(signé) KPMG s.r.l./S.E.N.C.R.L. 1 Montréal (Canada) Le 27 novembre 2015

1 CPA auditeur, CA, permis de comptabilité publique n° A119245

94

VALENER INC. ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS ET

ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT ÉTENDU


(en milliers de dollars)

ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS

2015 2014

REVENUS Quote-part du bénéfice net de Gaz Métro 53 487 $ 50 372 $ Quote-part du bénéfice net (perte nette) de Beaupré Éole 3 501 (686) Quote-part du bénéfice net (perte nette) de Beaupré Éole 4 8 (266) Autres revenus liés à la convention d’administration

et de soutien de gestion (note 10) 1 747 1 756

58 743 51 176

FRAIS

Frais généraux et d’administration 2 128 2 524

Intérêts sur la dette à long terme 1 593 1 357

Frais financiers et autres 483 361

Variation de la juste valeur des instruments financiers dérivés (note 12) 3 951 -

8 155 4 242

BÉNÉFICE AVANT IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES 50 588 46 934

Impôts sur les bénéfices (note 8)

Exigibles 1 804 870 Futurs 1 637 5 072

3 441 5 942

BÉNÉFICE NET 47 147 $ 40 992 $

BÉNÉFICE NET DE BASE ET DILUÉ PAR ACTION ORDINAIRE

(en dollars) (note 6) 1,12 $ 0,97 $


2015 2014

BÉNÉFICE NET 47 147 $ 40 992 $ AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU

Quote-part des autres éléments du résultat étendu de Gaz Métro 40 806 15 550

Impôts sur les bénéfices (5 411) 28

Quote-part des autres éléments du résultat étendu de Beaupré Éole (5 048) (3 257)

Impôts sur les bénéfices 1 361 872

Quote-part des autres éléments du résultat étendu de Beaupré Éole 4 (5) 6

Impôts sur les bénéfices 1 (2)

AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU 31 704 13 197

RÉSULTAT ÉTENDU 78 851 $ 54 189 $

Les notes afférentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.

95

VALENER INC. ÉTATS CONSOLIDÉS DE L’AVOIR DES ACTIONNAIRES

Exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014


Capital-actions Déficit

Cumul des autres éléments du

résultat étendu (note 7)

Avoir des actionnaires

Solde au 30 septembre 2013 732 810 $ (17 192) $ (18 384) $ 697 234 $ Bénéfice net - 40 992 - 40 992 Autres éléments du résultat étendu - - 13 197 13 197 Régime de réinvestissement des

dividendes (note 6) 4 316 - - 4 316 Dividendes aux actionnaires ordinaires - (37 926) - (37 926) Dividendes aux actionnaires privilégiés - (4 350) - (4 350)

Solde au 30 septembre 2014 737 126 $ (18 476) $ (5 187) $ 713 463 $

Bénéfice net - 47 147 - 47 147

Autres éléments du résultat étendu - - 31 704 31 704

Régime de réinvestissement des dividendes (note 6) 5 105 - - 5 105

Dividendes aux actionnaires ordinaires - (39 386) - (39 386)

Dividendes aux actionnaires privilégiés - (4 350) - (4 350)

Solde au 30 septembre 2015 742 231 $ (15 065) $ 26 517 $ 753 683 $


96

VALENER INC. BILANS CONSOLIDÉS

Aux 30 septembre


2015 2014

ACTIF Actif à court terme

Trésorerie 1 449 $ 757 $ Montant à recevoir de Gaz Métro 294 387 Distributions à recevoir de Gaz Métro 12 991 12 327 Impôts sur les bénéfices à recevoir 427 3 001 Impôts futurs (note 8) 750 50 Autres actifs 3 81

15 914 16 603

Participations dans des satellites (note 4) 901 551 797 121 Impôts futurs (note 8) 229 2 018

917 694 $ 815 742 $

PASSIF Passif à court terme

Fournisseurs et charges à payer 450 $ 921 $ Dividendes à payer aux actionnaires ordinaires 9 973 9 509 Dividendes à payer aux actionnaires privilégiés 1 088 1 088 Impôts futurs (note 8) 1 006 292

12 517 11 810

Dette à long terme (note 5) 121 038 66 780 Impôts futurs (note 8) 26 505 23 689 Instruments financiers dérivés (note 12) 3 951 -

164 011 102 279

AVOIR DES ACTIONNAIRES Capital-actions (note 6) 742 231 737 126 Déficit (15 065) (18 476) Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 7) 26 517 (5 187)

11 452 (23 663)

753 683 713 463

917 694 $ 815 742 $

Événements postérieurs à la date du bilan (note 14) Les notes afférentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.

Au nom du conseil d’administration,

(signé) (signé)

PIERRE MONAHAN

Administrateur RÉAL SUREAU, FCPA, FCA

Administrateur

97

VALENER INC. ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE



2015 2014

ACTIVITÉS D’EXPLOITATION Bénéfice net 47 147 $ 40 992 $ Distributions reçues des satellites 64 231 49 054 Éléments hors caisse :

Quote-part du bénéfice net de Gaz Métro (53 487) (50 372) Quote-part du (bénéfice net) perte nette de Beaupré Éole (3 501) 686 Quote-part du (bénéfice net) perte nette de Beaupré Éole 4 (8) 266 Perte sur instruments financiers dérivés (note 12) 3 951 - Impôts futurs (note 8) 1 637 5 072 Autres 237 237

60 207 45 935 Variation des éléments hors caisse du fonds de roulement (note 9) 2 691 (2 797)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 62 898 43 138

ACTIVITÉS D’INVESTISSEMENT Acquisition de parts dans Gaz Métro (note 4) (73 956) - Acquisition de parts dans Beaupré Éole (note 4) (309) (2 269) Acquisition de parts dans Beaupré Éole 4 (note 4) (3 768) (1 363) Autres (27) (284)

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (78 060) (3 916)

ACTIVITÉS DE FINANCEMENT Dette à long terme :

Émissions 356 021 340 940 Remboursements (302 000) (342 000)

Dividendes aux actionnaires ordinaires (33 817) (33 537) Dividendes aux actionnaires privilégiés (4 350) (4 350)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement 15 854 (38 947)

VARIATION NETTE DE LA TRÉSORERIE 692 275 TRÉSORERIE AU DÉBUT 757 482

TRÉSORERIE À LA FIN 1 449 $ 757 $ Les notes afférentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.

98

VALENER INC. NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

(les montants indiqués dans les tableaux sont exprimés en milliers de dollars)

1. NATURE DES ACTIVITÉS

Valener Inc. (Valener ou la Compagnie), dont le siège social est situé au 1717, rue du Havre, Montréal (Québec) Canada H2K 2X3, est constituée en vertu de la Loi canadienne sur les sociétés par actions.

Valener détient, entre autres, une participation de 29,0 % dans Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro), dont les activités principales sont la distribution de gaz naturel au Québec et au Vermont (États-Unis) et la distribution d’électricité au Vermont. Valener détient également, une participation de 49,0 % dans Beaupré Éole S.E.N.C. (Beaupré Éole) qui détient une participation de 50,0 % dans Parcs éoliens de la Seigneurie de Beaupré 2 et 3, société en nom collectif (Parcs 2 et 3). Valener détient aussi, une participation de 49,0 % dans Beaupré Éole 4 S.E.N.C. (Beaupré Éole 4) qui détient une participation de 50,0 % dans Parc éolien de la Seigneurie de Beaupré 4 S.E.N.C. (Parc 4). Les activités de Parcs 2 et 3 et de Parc 4 sont essentiellement l’exploitation de parcs éoliens situés sur les terres privées de la Seigneurie de Beaupré.

Les actions ordinaires et les actions privilégiées à taux rajustable et à dividende cumulatif de série A (actions privilégiées de série A) de Valener sont inscrites et se négocient à la Bourse de Toronto (TSX) sous les symboles « VNR » et « VNR.PR.A », respectivement.

2. MÉTHODES COMPTABLES

PRÉSENTATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les états financiers consolidés de Valener sont dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada inclus à la Partie V du Manuel de CPA Canada – Comptabilité (Manuel), intitulée Normes comptables pré-basculement (PCGR du Canada).

PÉRIMÈTRE DE CONSOLIDATION

Les états financiers consolidés de la Compagnie comprennent les comptes de Valener et de ses filiales. Toutes les transactions et tous les soldes intersociétés ont été éliminés.

UTILISATION D’ESTIMATIONS

Afin de dresser les états financiers consolidés, la direction de Gaz Métro inc. (GMi), en sa qualité de commandité de Gaz Métro, agissant à titre de gestionnaire de Valener (la direction du gestionnaire), doit faire des estimations et établir des hypothèses qui ont une incidence sur les montants de l’actif et du passif figurant au bilan consolidé, sur les éventualités mentionnées à la date des états financiers consolidés et sur les montants des composantes des états consolidés des résultats et du résultat étendu de l’exercice. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations. Les éléments des états financiers consolidés qui requièrent davantage l’utilisation d’estimations comprennent l’évaluation des actifs à long terme, plus particulièrement l’évaluation des participations dans des satellites, ainsi que de l’impôt sur les bénéfices, incluant notamment l’évaluation de la provision pour moins-value et l’estimation des échéanciers, des sources et du niveau du bénéfice imposable futur pour l’établissement des impôts futurs ainsi que la juste valeur des instruments financiers.

PARTICIPATIONS DANS DES SATELLITES

La Compagnie comptabilise ses participations dans des satellites à la valeur de consolidation. La valeur de consolidation est une méthode de comptabilisation selon laquelle la Compagnie comptabilise initialement le placement au coût et ensuite vient ajuster la valeur comptable en enregistrant la quote-part des résultats et la quote-part des opérations affectant l’avoir de la société satellite. La direction du gestionnaire procède périodiquement à une analyse individuelle des participations de la Compagnie dans des satellites et lorsqu'elles subissent une moins-value durable, la valeur comptable est ramenée à la juste valeur et la perte est comptabilisée dans les résultats.

Participation dans Gaz Métro

Les activités de distribution de gaz naturel au Québec de Gaz Métro sont réglementées par la Régie de l’énergie. De plus, Gaz Métro exerce, par l’intermédiaire de certaines filiales, certaines coentreprises et certains satellites, d’autres activités qui sont soumises à la réglementation d’autres organismes, tels que le Vermont Public Service Board, l’Office national de l’énergie et la Federal Energy Regulatory Commission. Dans l’exercice de leurs pouvoirs, les organismes de réglementation rendent des décisions, entre autres, en matière de développement de réseaux, de fixation des tarifs et d’utilisation de certaines méthodes comptables sous-jacentes qui diffèrent de celles autrement appliquées par les entreprises non réglementées.

VALENER INC.

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS


99

En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, la valeur comptable de la participation dans Gaz Métro et la quote-part des bénéfices de Gaz Métro auraient été différentes considérant les traitements réglementaires utilisés par cette dernière. La Compagnie n’est pas en mesure de faire une estimation raisonnable des incidences de ces pratiques, liées à la réglementation des tarifs, sur la valeur comptable de sa participation dans Gaz Métro et sur la quote-part des bénéfices de celle-ci.


Valener est imposable sur l’ensemble de ses bénéfices, tel que déterminé par les lois fiscales en vigueur, incluant les bénéfices provenant de ses participations dans des satellites constitués en sociétés en commandite. Ces sociétés en commandite ne présentent pas de dépense d’impôts sur les bénéfices car, selon les lois fiscales en vigueur, leur bénéfice est imposable au niveau de leurs associés.

La Compagnie utilise la méthode du passif fiscal pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices. Selon cette méthode, les actifs et les passifs d’impôts futurs sont déterminés en fonction des écarts temporaires entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs de la Compagnie ainsi que sa quote-part des écarts temporaires des satellites constitués en sociétés en commandite. Ils sont mesurés en appliquant, à la date des états financiers consolidés, les taux d’imposition et les lois fiscales en vigueur ou pratiquement en vigueur pour les exercices au cours desquels les écarts temporaires sont censés se résorber. L’incidence d’une modification des taux d’imposition sur les actifs et passifs d’impôts futurs est incluse dans les résultats de la période au cours de laquelle la modification est entrée en vigueur ou pratiquement entrée en vigueur. Dans tous les cas, les actifs d’impôts futurs sont comptabilisés seulement s’il est plus probable qu’improbable qu’ils se réaliseront. La contrepartie des impôts futurs relatifs aux activités assujetties à la réglementation des tarifs est reflétée dans la participation dans Gaz Métro.

INSTRUMENTS FINANCIERS

Un instrument financier est un contrat qui donne lieu à un actif financier pour l’une des parties au contrat et un passif financier ou un instrument de capitaux propres pour l’autre partie. Les instruments financiers sont comptabilisés au bilan consolidé lorsque la Compagnie devient partie aux obligations contractuelles de l’instrument.

Les actifs et les passifs financiers sont initialement comptabilisés à la juste valeur et les évaluations subséquentes sont effectuées en fonction de leur classement, décrit ci-après.

La Compagnie a établi les classements suivants :

La trésorerie et les instruments financiers dérivés sont classés dans la catégorie des actifs financiers détenus à des fins de transaction et sont comptabilisés à la juste valeur. Les gains ou les pertes découlant des variations de la juste valeur sont comptabilisés dans les résultats de la période au cours de laquelle ils se produisent.

Le montant à recevoir de Gaz Métro et les distributions à recevoir de Gaz Métro sont classés dans la catégorie des prêts et créances. Les prêts et créances sont évalués au coût après amortissement selon la méthode du taux d’intérêt effectif lequel, lors de l’enregistrement initial, correspond à la juste valeur.

Les fournisseurs et charges à payer, les dividendes à payer aux actionnaires ordinaires et privilégiés et la dette à long terme sont classés dans la catégorie des passifs financiers détenus à des fins autres que de transaction. Ils sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode du taux d’intérêt effectif lequel, lors de l’enregistrement initial, correspond à la juste valeur.

La juste valeur des instruments financiers dérivés est établie en fonction du caractère observable des données entrant dans leur évaluation. La hiérarchie de la juste valeur comprend les trois niveaux suivants :

Niveau 1 - Cette catégorie comprend les actifs et passifs évalués à la juste valeur en fonction des cours non ajustés s’appliquant à des actifs et à des passifs identiques sur des marchés actifs et accessibles à la date d’évaluation. Par marché actif pour un actif ou un passif, il faut entendre un marché sur lequel des opérations sont conclues à une fréquence et à des volumes suffisants pour procurer, de manière constante, de l’information sur les cours.

VALENER INC.



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Niveau 2 - Cette catégorie comprend des évaluations établies au moyen de données directement ou indirectement observables, sauf les prix cotés inclus dans le niveau 1. Les instruments financiers de cette catégorie sont évalués au moyen de modèles ou d’autres techniques d’évaluation standards dans le secteur, techniques qui sont dérivées de données observables sur le marché. Ces techniques d’évaluation utilisent des données comme les prix cotés sur le marché à terme, la valeur temps, les facteurs de volatilité et les prix cotés par les courtiers qui peuvent être observés ou corroborés sur le marché pour toute la durée de l’instrument financier dérivé.

Niveau 3 - Cette catégorie comprend des évaluations basées sur des données qui sont moins observables, qui ne sont pas disponibles ou pour lesquelles les données observables ne permettent pas d’étayer en grande partie la juste valeur des instruments financiers. En général, les évaluations de niveau 3 portent sur des opérations à longue échéance qui sont conclues sur des marchés moins actifs ou à des endroits pour lesquels il est impossible d’obtenir de l’information sur le prix, ou à l’égard desquelles aucun prix coté par les courtiers n’a de force exécutoire pour justifier une classification de niveau 2.

La hiérarchie des justes valeurs exige l’utilisation de données observables sur le marché chaque fois que de telles données existent. Un instrument financier est classé au niveau le plus bas de la hiérarchie pour lequel une donnée importante a été prise en compte dans l’évaluation à la juste valeur.

COÛTS DE TRANSACTION

Les coûts de transaction relatifs aux instruments financiers détenus à des fins de transaction sont comptabilisés aux résultats lorsqu’ils sont engagés. Les coûts de transaction relatifs aux instruments financiers qui ne sont pas classés comme étant détenus à des fins de transaction sont ajoutés ou déduits de la valeur comptable de l’instrument sous-jacent et ils sont alors amortis selon la méthode du taux d’intérêt effectif.

Le capital-actions est présenté déduction faite des frais d’émission d’actions.


Le bénéfice net de base par action ordinaire est calculé en divisant le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation. Aux 30 septembre 2015 et 2014, il n’existe aucun instrument ayant un effet dilutif sur le bénéfice net de base par action ordinaire.

3. MODIFICATIONS COMPTABLES



Valener a choisi d’utiliser l’exemption prévue à l’Introduction de la Partie I du Manuel, intitulée Normes internationales d’information financière (IFRS), permettant aux entités admissibles ayant des activités à tarifs réglementés de reporter l’application de la Partie I jusqu’aux exercices ouverts le ou après le 1er janvier 2015. Par conséquent, Valener présente ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada pour l’exercice 2015.

Considérant l’incertitude entourant la comptabilisation des activités à tarifs réglementés en vertu des IFRS et les impacts de la norme IFRS 14, Comptes de report réglementaires, en mai 2015, Valener a obtenu une nouvelle dispense de trois ans des Autorités canadiennes en valeurs mobilières lui permettant de préparer ses états financiers consolidés en vertu des PCGR des États-Unis afin de répondre à ses obligations d’information continue au Canada. Cette exemption est valide jusqu’à la première des dates suivantes : (i) le 1er janvier 2019; (ii) le premier jour de l’exercice suivant l’arrêt des activités à tarifs réglementés par Valener, le cas échéant; (iii) la date de prise d’effet prescrite par l’International Accounting Standards Board pour l’application obligatoire d’une norme IFRS permanente et spécifique propre aux entités exerçant des activités à tarifs réglementés. Valener utilisera donc les PCGR des États-Unis pour la préparation de ses états financiers consolidés annuels et intermédiaires des exercices 2016 à 2018 inclusivement.

VALENER INC.



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4. PARTICIPATIONS DANS DES SATELLITES

Taux de

participation 2015 2014

Participation dans Gaz Métro (a) 29,0 % 868 790 $ 752 661 $ Participation dans Beaupré Éole (b) 49,0 % 24 860 36 045 Participation dans Beaupré Éole 4 (c) 49,0 % 7 901 8 415

901 551 $ 797 121 $

(a) Au cours de l’exercice 2015, Valener a souscrit, à hauteur de sa participation actuelle dans Gaz Métro, à 4 482 188 parts de Gaz Métro pour une contrepartie totale en espèces de 73 956 000 $.

La participation dans Gaz Métro comprend un écart d’acquisition totalisant 351 262 000 $ au 30 septembre 2015 (337 736 000 $ au 30 septembre 2014).

(b) Au cours de l’exercice 2015, Valener a souscrit, à hauteur de sa participation actuelle dans Beaupré Éole, 308 700 parts de Beaupré Éole pour une contrepartie totale en espèces de 309 000 $ (2 268 728 parts de Beaupré Éole pour une contrepartie totale en espèces de 2 269 000 $ en 2014).

(c) Au cours de l’exercice 2015, Valener a souscrit, à hauteur de sa participation actuelle dans Beaupré Éole 4, 3 768 399 parts de Beaupré Éole 4 pour une contrepartie totale en espèces de 3 768 000 $ (1 362 607 parts de Beaupré Éole 4 pour une contrepartie totale en espèces de 1 363 000 $ en 2014).

5. DETTE À LONG TERME

Montant maximum

autorisé

Échéance 2015

2014

FACILITÉ DE CRÉDIT 200 000 $ 2020 121 038 $ 66 780 $

Le 30 septembre 2015, la facilité de crédit de Valener a été amendée afin de prolonger l’échéance jusqu’au 30 septembre 2020 et comprend maintenant une clause d’extension annuelle. Cette facilité de crédit est garantie par les parts de Gaz Métro et les actions de Valener Éole détenues par Valener et porte intérêt à des taux variables fondés sur le taux des acceptations bancaires ou le taux préférentiel, majorés selon les termes de cette facilité de crédit. Le taux d’intérêt effectif pour l’exercice clos le 30 septembre 2015 est de 1,77 % (2,22 % en 2014).

Selon les termes de cette facilité de crédit, la Compagnie est soumise à des clauses restrictives en ce qui concerne le maintien de certains ratios financiers ou le respect de certaines conditions en tout temps. Au 30 septembre 2015, Valener respecte toutes les conditions relatives à sa facilité de crédit. Compte tenu des montants empruntés et des lettres de crédit émises, la facilité de crédit inutilisée au 30 septembre 2015 est de 77 667 000 $ (128 981 000 $ au 30 septembre 2014).

Le montant emprunté de la facilité de crédit au 30 septembre 2015 est présenté net des frais de financement de 705 000 $ (475 000 $ au 30 septembre 2014).

6. CAPITAL-ACTIONS

AUTORISÉ

Le capital autorisé de la Compagnie comprend un nombre illimité d’actions ordinaires sans valeur nominale et 10 000 000 actions privilégiées, sans droit de vote, pouvant être émises en séries, incluant jusqu’à 4 000 000 actions privilégiées de série A et 4 000 000 actions privilégiées de série B.

VALENER INC.



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DÉCLARÉ

2015 2014

38 359 969 actions ordinaires (38 037 286 au 30 septembre 2014) 644 751 $ 639 646 $ 4 000 000 actions privilégiées de série A 97 480 97 480

742 231 $ 737 126 $

Actions ordinaires

La Compagnie offre à ses actionnaires un régime de réinvestissement des dividendes (RRD) en vertu duquel ils peuvent choisir de réinvestir automatiquement la totalité ou une partie de leurs dividendes en espèces dans des actions ordinaires supplémentaires de Valener. Les actions de Valener ainsi achetées peuvent, au gré de Valener, être des actions nouvellement émises ou être acquises sur le marché libre. Si les actions de Valener devant être achetées aux termes du RRD sont des actions nouvellement émises, le prix de ces actions correspond au cours moyen pondéré des actions de Valener à la TSX pour la période de cinq jours de bourse précédant immédiatement la date de versement du dividende sur les actions de Valener (cours moyen pondéré), et peut refléter, au gré de Valener, un escompte pouvant atteindre 5 %. Si les actions sont achetées sur le marché libre par l’entremise de la TSX, l’agent des transferts achète les actions en question durant une période de dix jours ouvrables à compter de la date de versement du dividende.

Aucuns frais de courtage ni frais d’administration ne sont payables par les actionnaires à l’égard des achats ou des retraits d’actions de Valener aux termes du RRD, et tous les frais liés à l’administration du RRD sont pris en charge par Valener.

Au cours de l’exercice 2015, dans le cadre du RRD, 322 683 actions ordinaires ont été émises (292 499 en 2014) pour un montant total de 5 105 000 $ (4 316 000 $ en 2014).

Actions privilégiées

Les actions privilégiées de série A donnent droit à des dividendes cumulatifs de 1,0875 $ par action par année, soit un rendement de 4,35 % par année, payables trimestriellement, pour la période initiale prenant fin le 15 octobre 2017. Le taux de dividende sera rajusté le 15 octobre 2017, et tous les cinq ans par la suite, pour qu’il corresponde au taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada de cinq ans, majoré de 2,81 %. La Compagnie pourra racheter les actions privilégiées de série A à compter du 15 octobre 2017 à un prix de 25,00 $ par action, conformément à leurs modalités.

Les porteurs d’actions privilégiées de série A auront le droit, à leur gré, de convertir leurs actions privilégiées de série A en actions privilégiées de série B le 15 octobre 2017 et par la suite, le 15 octobre tous les cinq ans, à raison d’une action privilégiée de série B pour chaque action privilégiée de série A convertie. Les porteurs d’actions privilégiées de série B auront le droit de recevoir des dividendes trimestriels cumulatifs à un taux variable annuel égal au taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada de trois mois, majoré de 2,81 %. La Compagnie pourra racheter les actions privilégiées de série B à compter du 15 octobre 2017 à un prix de 25,00 $ ou de 25,50 $ par action, conformément à leurs modalités.


2015 2014

Bénéfice net 47 147 $ 40 992 $ Moins : Dividendes cumulatifs sur actions privilégiées de série A 4 350 4 350

Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 42 797 $ 36 642 $

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires de base et dilué en circulation (en milliers) 38 226 37 915

Bénéfice net de base et dilué par action ordinaire (en dollars) 1,12 $ 0,97 $

7. CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU

2015 2014

Quote-part des autres éléments du résultat étendu de Gaz Métro, nette des impôts sur les bénéfices 44 495 $ 9 100 $

Quote-part des autres éléments du résultat étendu de Beaupré Éole, nette des impôts sur les bénéfices (17 978) (14 291)

Quote-part des autres éléments du résultat étendu de Beaupré Éole 4, nette des impôts sur les bénéfices - 4

26 517 $ (5 187) $

VALENER INC.



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RAPPROCHEMENT DES TAUX D’IMPOSITION SUR LES BÉNÉFICES

Le taux effectif d’impôts sur les bénéfices est différent du taux calculé en vertu de la loi fiscale canadienne. Cet écart entre les taux d’imposition prévus par la loi et le taux effectif d’impôts sur les bénéfices est expliqué dans le tableau suivant :

2015 2014

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 50 588 $ 46 934 $

Taux statutaire d’impôts sur les bénéfices 26,9 % 26,9 %

Impôts sur les bénéfices, au taux statutaire 13 608 12 625

Augmentation (diminution) découlant des éléments suivants : Variation des écarts temporaires liés aux activités à tarifs réglementés de

Gaz Métro 667 771

Impôts sur les bénéfices de satellites constitués en société par actions (8 793) (7 608)

Impôts sur l’écart temporaire externe (2 659) -

Effet net des éléments non imposables et autres 618 154

Impôts sur les bénéfices 3 441 $ 5 942 $

Taux effectif d’impôts sur les bénéfices 6,8 % 12,7 %

COMPOSANTES DES IMPÔTS FUTURS

Les impôts futurs sont constatés pour tenir compte des écarts temporaires. Les principaux éléments constituant le montant du passif net d’impôts futurs sont les suivants :

2015 2014

Participation dans Gaz Métro (25 728) $ (23 529) $

Participation dans Beaupré Éole (6 115) (412)

Participation dans Beaupré Éole 4 (278) 31

Pertes autres qu’en capital 4 736 2 114

Instruments financiers dérivés 1 063 -

Autres (210) (117)

Passif net d’impôts futurs (26 532) $ (21 913) $

PRÉSENTATION AU BILAN CONSOLIDÉ

2015 2014

Actifs d’impôts futurs :

Court terme 750 $ 50 $

Long terme 229 2 018

979 2 068

Passifs d’impôts futurs :

Court terme (1 006) (292)

Long terme (26 505) (23 689)

(27 511) (23 981)


Les filiales de la Compagnie prévoient qu'elles seront en mesure d'utiliser leurs pertes autres qu'en capital de 17 606 000 $ avant qu'elles ne viennent à échéance, soit entre 2032 et 2035.

Au 30 septembre 2015, le passif net d’impôts futurs de Valener relativement à sa participation dans Gaz Métro inclut un passif d’impôts futurs de 3 354 000 $ (actif d’impôts futurs de 4 869 000 $ au 30 septembre 2014, réduit d’une provision pour moins-value du même montant) lié à l’excédent de la valeur fiscale de sa participation dans Gaz Métro par rapport à la valeur comptable (l’écart temporaire externe). Les impôts futurs relatifs à l’écart temporaire externe ont été comptabilisés en partie à l’état consolidé des résultats pour une économie d’impôts de 2 659 000 $ et en partie à l’état consolidé du résultat étendu pour une charge de 6 013 000 $ (nil en 2014).

VALENER INC.



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9. FLUX DE TRÉSORERIE

2015 2014

Variation des éléments hors caisse du fonds de roulement :

Montant à recevoir de Gaz Métro 93 $ (205) $ Autres actifs 78 -

Fournisseurs et charges à payer (471) (540) Impôts sur les bénéfices à recevoir (à payer) 2 991 (2 052)

2 691 $ (2 797) $

Autres informations : Intérêts reçus 35 $ 32 $

Intérêts versés 1 593 $ 896 $ Impôts (reçus) versés (1 186) $ 2 922 $

10. OPÉRATIONS ENTRE APPARENTÉS


CONVENTION D’ADMINISTRATION ET DE SOUTIEN DE GESTION

Gaz Métro et Valener ont conclu une convention d’administration et de soutien de gestion (convention d’administration), échéant en 2025, aux termes de laquelle, notamment (i) Gaz Métro, directement ou par l’intermédiaire de GMi, son commandité, fournit à Valener certains services d’administration et de soutien de gestion se rapportant uniquement à la participation de Valener dans Gaz Métro et aux questions relatives aux sociétés ouvertes et, dans certains cas, certains services supplémentaires, et (ii) Gaz Métro rembourse à Valener tous les frais administratifs généraux que cette dernière engage (y compris les coûts afférents aux sociétés ouvertes), sous réserve de certaines restrictions. Dans le cadre de cette convention d’administration, Valener a facturé à Gaz Métro des frais de 1 747 000 $ pour l’exercice 2015 (1 756 000 $ en 2014).

11. GESTION DU CAPITAL

Valener gère ses capitaux de manière à favoriser un rendement stable et prévisible pour ses actionnaires, en plus de favoriser une création de richesse pour ceux-ci au fil des ans. Pour y parvenir, Valener participe au développement de Gaz Métro et considère les occasions de croissance et de création de valeur, tels les projets Seigneurie. Valener prend en considération les caractéristiques de ses actifs, les besoins de fonds prévus et les ratios financiers à respecter dans la gestion de sa structure de capital.

Les activités relevant de la gestion du capital de Valener comprennent l’émission de nouvelles dettes, l’émission de nouvelles actions ordinaires directement sur le marché ou par le RRD, l’émission de nouvelles actions privilégiées, les investissements requis pour maintenir ses pourcentages de participation dans Gaz Métro et dans les projets Seigneurie, les distributions reçues de ses satellites, les versements de dividendes à ses actionnaires, ainsi que l’utilisation des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation et les autres variations de la trésorerie et équivalents de trésorerie.

Le niveau des besoins de financement de la Compagnie demeure soumis à une certaine volatilité selon le niveau de distributions reçues de Gaz Métro, de Beaupré Éole et de Beaupré Éole 4 et du niveau d’investissements requis dans ses satellites. Ainsi, la Compagnie doit demeurer vigilante dans l’établissement des niveaux de dividendes appropriés afin de ne pas y transposer indûment cette volatilité et s’assurer de bénéficier en tout temps de suffisamment de facilités de crédit non utilisées pour parer à toutes les éventualités.

Valener considère l’avoir des actionnaires et la dette à long terme comme des éléments de sa structure de capital. Aux 30 septembre 2015 et 2014, la structure de capital de la Compagnie s’établissait comme suit :

2015 2014

Dette à long terme, nette des frais de financement 121 038 $ 66 780 $ Avoir des actionnaires 753 683 713 463

Total du capital investi 874 721 $ 780 243 $

Ratio de la dette par rapport au capital investi 13,8 % 8,6 %

Valener effectue un suivi de la gestion du capital en utilisant le ratio de la dette par rapport au capital investi, lequel correspond au total de la dette à long terme, nette des frais de financement, divisé par le capital investi. Ce dernier correspond à la somme du total de la dette à long terme, nette des frais de financement, et de l’avoir des actionnaires.

VALENER INC.



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La dette à long terme de la Compagnie est soumise à des clauses restrictives en ce qui concerne le maintien de certains ratios financiers ou le respect de certaines conditions en tout temps. Entre autres, sur la base de ses états financiers non consolidés, la Compagnie doit respecter un ratio de couverture des intérêts d’au moins 3,00 fois et un ratio de dette à long terme sur le total des distributions et dividendes reçus réduit des frais généraux et d’administration de moins de 4,25 fois. Le ratio de couverture des intérêts est obtenu en faisant le rapport entre (i) le total des intérêts sur la dette à long terme et (ii) le total des distributions et dividendes reçus réduit des frais généraux et d’administration. Pour l’exercice clos le 30 septembre 2015, ces ratios étaient de 33,96 fois (30,81 fois en 2014) et de 2,18 fois (1,52 fois en 2014) respectivement. La Compagnie respecte toutes les conditions relatives à sa facilité de crédit aux 30 septembre 2015 et 2014.

12. INSTRUMENTS FINANCIERS

INVESTISSEMENTS FINANCIERS NON DÉRIVÉS

La juste valeur des instruments financiers non dérivés se rapproche de leur valeur comptable en raison de leurs échéances rapprochées ou, puisque leurs modalités sont comparables, à celles du marché actuel pour des instruments similaires.


Au cours de l’exercice 2015, Valener a conclu des accords de crédit croisé d’une valeur nominale totale de 44 757 000 $, ayant une date de résiliation anticipée obligatoire fixée au 31 octobre 2016, dans le but de couvrir le risque de fluctuation des taux d’intérêt pour l’émission d’une dette initialement prévue. Les conditions permettant d’appliquer la comptabilité de couverture à ces accords de crédit croisé n’ayant pas été réunies, les variations de juste valeur sont donc comptabilisées aux résultats.

La juste valeur de ces accords de crédit croisé a été calculée selon la méthode des flux de trésorerie futurs actualisés en fonction d’une hypothèse de taux d’actualisation de 2,29 %. Au 30 septembre 2015, le caractère observable des données entrant dans l’évaluation des accords de crédit croisé correspond au niveau 2, tel que décrit à la note 2.

13. GESTION DES RISQUES RELIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS

APERÇU DE LA GESTION DES RISQUES

Les stratégies, les politiques et les contrôles en place sont conçus pour assurer que les risques assumés par Valener et les autres risques connexes sont conformes aux exigences réglementaires, aux objectifs de Valener et à sa tolérance aux risques. Les risques sont gérés à l’intérieur des limites établies par son conseil d’administration et mises en application par la direction du gestionnaire.

RISQUE DE MARCHÉ

Risque lié au taux d’intérêt

Valener est exposée à un risque de marché lié au taux d’intérêt en raison de sa dette à long terme qui porte intérêt à des taux variables et de la juste valeur des accords de crédit croisé, qui varie en fonction des taux d’intérêts. La Compagnie cherche à maintenir une structure appropriée de dettes afin de réduire l’incidence de la fluctuation des taux d’intérêt. Dans la mesure où toutes les autres variables demeurent constantes, une hausse de 100 points de base des taux d’intérêt aurait eu un impact à la hausse sur le bénéfice net consolidé de 3 135 000 $ tandis qu’une baisse de 100 points de base des taux d’intérêt aurait eu un impact à la baisse sur le bénéfice net consolidé de 3 872 000 $.

RISQUE DE CRÉDIT

Le risque de crédit représente le risque qu’une contrepartie aux instruments financiers, ne soit pas en mesure de s’acquitter de ses obligations conformément aux conditions des ententes intervenues avec elle et qu’il en résulte une perte financière. Le risque de crédit maximal lié aux contreparties correspond à la valeur comptable des instruments financiers présentés à l’actif du bilan consolidé. La contrepartie principale aux instruments financiers présentés à l’actif du bilan consolidé est Gaz Métro.

VALENER INC.



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Le risque de liquidité est le risque que Valener ne soit pas en mesure de faire face à ses engagements financiers à leur échéance. Valener gère le risque de liquidité en établissant des prévisions de flux de trésorerie afin de déterminer ses besoins en financement et en s’assurant qu’elle dispose des liquidités et de facilités de crédit suffisantes pour combler ses besoins et pour respecter ses engagements à leur échéance. La facilité de crédit engagée ainsi que l’accès aux marchés des capitaux permettent de répondre à ses besoins. Cependant, toute réduction importante de la capacité de Valener d’accéder aux marchés des capitaux à des conditions satisfaisantes, en raison notamment de toute détérioration importante de la conjoncture économique, de l’état général des marchés financiers ou de la perception négative sur les marchés financiers de la situation ou des perspectives financières de Valener, pourrait avoir un effet défavorable sur les activités, la situation financière ou le bénéfice net consolidé de Valener.

Le tableau suivant présente les versements de capital et d’intérêts requis pour les passifs financiers au 30 septembre 2015, en présumant que les soldes empruntés sur la facilité de crédit demeurent constants.

Échéance

Fournisseurs et charges à

payer

Dividendes à payer aux

actionnaires ordinaires

Dividendes à payer aux

actionnaires privilégiés

Passifs

financiers dérivés

Dette à long terme Intérêts Total

Moins d’un an 450 $ 9 973 $ 1 088 $ - $ - $ 2 148 $ 13 659 $ 1 à 5 ans - - - 3 951 121 038 8 592 133 581

Total 450 $ 9 973 $ 1 088 $ 3 951 $ 121 038 $ 10 740 $ 147 240 $

Il est à noter que les intérêts sont présentés selon les échéances contractuelles et selon les taux en vigueur au 30 septembre 2015.

14. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DU BILAN

DÉCLARATION D’UN DIVIDENDE AUX ACTIONNAIRES ORDINAIRES

Le 27 novembre 2015, le conseil d’administration a déclaré un dividende trimestriel de 0,27 $ par action ordinaire, pour le trimestre clos le 31 décembre 2015, payable le 15 janvier 2016 aux actionnaires ordinaires inscrits aux registres à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2015.

DÉCLARATION D’UN DIVIDENDE AUX ACTIONNAIRES PRIVILÉGIÉS

Le 27 novembre 2015, le conseil d’administration a également déclaré un dividende de 0,271875 $ par action privilégiée de série A, pour la période du 16 octobre 2015 au 15 janvier 2016, payable le 15 janvier 2016 aux actionnaires privilégiés inscrits aux registres à la fermeture des bureaux le 11 janvier 2016.

15. CHIFFRES COMPARATIFS

Certains chiffres de l’exercice précédent présentés à des fins de comparaison ont été reclassés en fonction de la présentation adoptée pour le présent exercice.

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RAPPORT DE LA DIRECTION

RELATIVEMENT AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS DE SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

Les états financiers consolidés de Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro) ainsi que toute l’information contenue dans ce rapport relèvent de la responsabilité de la direction de Gaz Métro inc. (GMi), en sa qualité de commandité de Gaz Métro. La responsabilité de la direction de GMi à cet égard inclut la sélection des méthodes comptables appropriées ainsi que l’exercice d’un jugement éclairé dans l’établissement d’estimations raisonnables et justes, en accord avec les principes comptables généralement reconnus du Canada et les ordonnances des organismes qui régissent les différentes activités réglementées de Gaz Métro. L’information financière présentée ailleurs dans le présent rapport est compatible avec celle des états financiers consolidés. Cette information et les états financiers consolidés sont publiés avec l’approbation du conseil d’administration de GMi.

La direction de GMi s’est dotée de systèmes comptables et de contrôle interne conçus en vue de fournir une assurance raisonnable quant à la fiabilité des registres comptables et à la protection de l’actif.

Pour sa part, le conseil d’administration de GMi assume ses responsabilités à l’égard des états financiers consolidés principalement par l’entremise de son comité d’audit composé exclusivement d’administrateurs qui ne font pas partie de la direction de GMi. Le comité d’audit a révisé toute l’information contenue dans ce rapport et les états financiers consolidés annuels et en a recommandé l’approbation par le conseil d’administration. Le comité d’audit étudie aussi de façon suivie les résultats financiers trimestriels et les résultats des travaux effectués par les auditeurs internes et les auditeurs externes indépendants sur les méthodes comptables ainsi que sur les systèmes de contrôle interne. De plus, il incombe à ce comité de recommander au conseil d’administration le choix des auditeurs externes. Les auditeurs externes et internes ont l’entière liberté de communiquer avec le comité d’audit.

Les états financiers consolidés de Gaz Métro au 30 septembre 2015 et 2014 et pour les exercices clos à ces dates ont été audités par KPMG s.r.l. / S.E.N.C.R.L., société de comptables professionnels agréés, selon les normes canadiennes d’audit. Ses audits ont comporté l’application de sondages et autres procédures qu’elle a jugés nécessaires dans les circonstances. Son opinion indépendante sur ces états financiers consolidés est présentée ci-après.

(signé) (signé)

SOPHIE BROCHU La présidente et chef de la direction de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro

PIERRE DESPARS, FCPA, FCMA, CA Le vice-président exécutif, Affaires corporatives et chef des finances de GMi, en sa qualité de commandité de Gaz Métro

Montréal (Canada) Le 26 novembre 2015

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RAPPORT DES AUDITEURS INDÉPENDANTS

AUX ASSOCIÉS DE SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

Nous avons effectué l’audit des états financiers consolidés ci-joints de Société en commandite Gaz Métro, qui comprennent les bilans consolidés au 30 septembre 2015 et au 30 septembre 2014, les états consolidés des résultats, du résultat étendu, de l’avoir des associés et des flux de trésorerie pour les exercices clos à ces dates, ainsi que les notes, qui comprennent un résumé des principales méthodes comptables et d’autres informations explicatives.

Responsabilité de la direction pour les états financiers consolidés

La direction de Gaz Métro inc., en sa qualité de commandité de Société en commandite Gaz Métro, est responsable de la préparation et de la présentation fidèle de ces états financiers consolidés conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada, ainsi que du contrôle interne qu’elle considère comme nécessaire pour permettre la préparation d’états financiers consolidés exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d’erreurs.

Responsabilité des auditeurs

Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les états financiers consolidés, sur la base de nos audits. Nous avons effectué nos audits selon les normes d'audit généralement reconnues du Canada. Ces normes requièrent que nous nous conformions aux règles de déontologie et que nous planifiions et réalisions l'audit de façon à obtenir l'assurance raisonnable que les états financiers consolidés ne comportent pas d'anomalies significatives.

Un audit implique la mise en œuvre de procédures en vue de recueillir des éléments probants concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers consolidés. Le choix des procédures relève de notre jugement, et notamment de notre évaluation des risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d'erreurs. Dans l'évaluation de ces risques, nous prenons en considération le contrôle interne de l'entité portant sur la préparation et la présentation fidèle des états financiers consolidés afin de concevoir des procédures d'audit appropriées aux circonstances, et non dans le but d'exprimer une opinion sur l'efficacité du contrôle interne de l'entité. Un audit comporte également l'appréciation du caractère approprié des méthodes comptables retenues et du caractère raisonnable des estimations comptables faites par la direction, de même que l'appréciation de la présentation d'ensemble des états financiers consolidés.

Nous estimons que les éléments probants que nous avons obtenus dans le cadre de nos audits sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion d'audit.

Opinion

À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière consolidée de Société en commandite Gaz Métro au 30 septembre 2015 et au 30 septembre 2014, ainsi que de ses résultats d’exploitation consolidés et de ses flux de trésorerie consolidés pour les exercices clos à ces dates, conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada.

(signé) KPMG s.r.l./S.E.N.C.R.L. 1 Montréal (Canada) Le 26 novembre 2015

1 CPA auditeur, CA, permis de comptabilité publique n° A119245

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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS ET




ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS

2015 2014

REVENUS 2 720 587 $ 2 536 708 $ COÛTS DIRECTS 1 642 619 1 522 636

MARGE BÉNÉFICIAIRE BRUTE 1 077 968 1 014 072

FRAIS Exploitation et entretien 498 299 471 355 Amortissements (notes 4, 7 et 10) 271 317 247 770 Intérêts sur la dette à long terme (note 14) 174 450 155 707 Frais financiers et autres (12 172) (5 578)

931 894 869 254

BÉNÉFICE AVANT LES ÉLÉMENTS SUIVANTS 146 074 144 818 Quotes-parts des bénéfices de satellites 92 122 76 881

BÉNÉFICE AVANT IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES 238 196 221 699 Impôts sur les bénéfices (note 20) 50 181 47 904

BÉNÉFICE NET 188 015 $ 173 795 $

BÉNÉFICE NET (PERTE NETTE) ATTRIBUABLE AUX : Participations ne donnant pas le contrôle 3 597 $ (889) $ Associés 184 418 174 684

188 015 $ 173 795 $

BÉNÉFICE NET DE BASE ET DILUÉ PAR PART ATTRIBUABLE AUX ASSOCIÉS

(en dollars) 1,19 $ 1,15 $

NOMBRE MOYEN PONDÉRÉ DE PARTS DE BASE ET DILUÉ EN CIRCULATION (en milliers de parts) 155 268 151 796


2015 2014

BÉNÉFICE NET 188 015 $ 173 795 $ AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU Variation des écarts de conversion des établissements étrangers autonomes 227 526 88 347 Variation des écarts de conversion relatifs aux activités de couverture de

l’investissement net (124 029) (51 708) Variation de la juste valeur des instruments financiers dérivés désignés comme

éléments de couverture (19 918) (10 926) Impôts sur les bénéfices 2 255 1 864 Reclassement à l’état consolidé des résultats des variations de juste valeur des

instruments financiers dérivés désignés comme éléments de couverture 3 626 3 768 Impôts sur les bénéfices (445) (467)

AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU 89 015 30 878

RÉSULTAT ÉTENDU 277 030 $ 204 673 $

RÉSULTAT ÉTENDU ATTRIBUABLE AUX : Participations ne donnant pas le contrôle (1 457) $ (4 138) $ Associés 278 487 208 811

277 030 $ 204 673 $


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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO ÉTATS CONSOLIDÉS DE L’AVOIR DES ASSOCIÉS

Exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014


Attribuable aux associés

Capital Déficit

Cumul des autres éléments du

résultat étendu (note 17) Total

Participations ne donnant pas

le contrôle Avoir des associés

Solde au 30 septembre 2013 1 496 825 $ (30 464) $ (63 533) $ 1 402 828 $ 41 235 $ 1 444 063 $ Bénéfice net (perte nette) - 174 684 - 174 684 (889) 173 795 Autres éléments du résultat

étendu - - 34 127 34 127 (3 249) 30 878 Émissions de parts - - - - 3 630 3 630 Distributions - (170 012) - (170 012) - (170 012)

Solde au 30 septembre 2014 1 496 825 $ (25 792) $ (29 406) $ 1 441 627 $ 40 727 $ 1 482 354 $

Bénéfice net - 184 418 - 184 418 3 597 188 015

Autres éléments du résultat étendu - - 94 069 94 069 (5 054) 89 015

Émissions de parts (note 16) 255 000 - - 255 000 4 077 259 077

Distributions - (174 594) - (174 594) (14 259) (188 853)

Solde au 30 septembre 2015 1 751 825 $ (15 968) $ 64 663 $ 1 800 520 $ 29 088 $ 1 829 608 $


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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO BILANS CONSOLIDÉS

Aux 30 septembre


2015 2014

ACTIF Actif à court terme Trésorerie et équivalents de trésorerie 87 437 $ 103 657 $ Encaisse affectée - 27 175 Clients et autres débiteurs (note 5) 222 678 211 865 Impôts sur les bénéfices à recevoir 3 889 3 206 Stocks (note 6) 117 692 114 905 Frais payés d’avance 16 621 14 987 Impôts futurs (note 20) 52 136 37 053 Instruments financiers dérivés (note 24) 2 1 057

500 455 513 905

Propriétés, aménagements et équipements (note 7) 4 439 737 3 970 917

Encaisse affectée 28 100 18 373 Actifs incorporels (note 10) 390 927 81 134 Frais reportés (note 4) 407 455 394 804 Placements et autres (note 8) 948 134 736 755 Écarts d’acquisition (note 11) 414 128 348 969 Impôts futurs (note 20) 2 636 4 676 Instruments financiers dérivés (note 24) 16 220 86 Autres éléments d’actif à long terme (note 12) 70 246 74 595

2 277 846 1 659 392

7 218 038 $ 6 144 214 $

PASSIF Passif à court terme Découvert bancaire 6 421 $ 5 422 $ Emprunts bancaires (note 13) 28 972 - Fournisseurs et charges à payer 355 547 341 073 Impôts sur les bénéfices à payer 164 199 Distributions à payer 44 794 42 503 Impôts futurs (note 20) 1 823 - Instruments financiers dérivés (note 24) 5 198 11 882 Échéances courantes de la dette à long terme (note 14) 33 310 27 016

476 229 428 095 Dette à long terme (note 14) 3 530 986 3 140 762 Crédits reportés (note 4) 375 906 304 801 Impôts futurs (note 20) 538 337 416 041 Instruments financiers dérivés (note 24) 32 219 12 691 Autres éléments du passif à long terme (note 15) 434 753 359 470

5 388 430 4 661 860

AVOIR DES ASSOCIÉS Capital (note 16) 1 751 825 1 496 825

Déficit (15 968) (25 792) Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 17) 64 663 (29 406)

48 695 (55 198)

1 800 520 1 441 627

Participations ne donnant pas le contrôle 29 088 40 727

1 829 608 1 482 354

7 218 038 $ 6 144 214 $

Engagements et garanties (note 26) Éventualités (note 27) Événement postérieur à la date du bilan (note 28)


Au nom du conseil d’administration de Gaz Métro inc. en sa qualité de commandité,

(signé) (signé) SOPHIE BROCHU PIERRE MONAHAN Administrateur Administrateur

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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE

Exercices clos les 30 septembre (en milliers de dollars)

2015 2014

ACTIVITÉS D’EXPLOITATION Bénéfice net 188 015 $ 173 795 $ Distributions reçues des satellites 71 331 65 390 Éléments hors caisse :

Amortissement des propriétés, aménagements et équipements (note 7) 196 754 183 468 Amortissement des frais et crédits reportés, des actifs incorporels et des frais reliés au

financement (notes 4, 10 et 14) 149 484 68 291 Variation des frais reportés reliés au coût de l’énergie 111 023 109 638 Variation des comptes de stabilisation tarifaire 26 521 23 822 Quotes-parts des bénéfices de satellites (92 122) (76 881) Impôts futurs (note 20) 47 161 43 105 Autres 8 381 2 668

706 548 593 296 Variation des éléments hors caisse du fonds de roulement (note 18) 31 470 11 706

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 738 018 605 002

ACTIVITÉS D’INVESTISSEMENT Variation de l’encaisse affectée 21 158 (29 941) Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements (398 447) (451 477) Variation des frais et crédits reportés (198 680) (116 473) Acquisitions d’actifs incorporels (380 334) (19 609) Acquisitions d’unités de fonds de placement (286 330) (212 252) Dispositions d’unités de fonds de placement 283 292 211 914 Variation d’une participation dans un satellite et autres placements (32 623) (25 220) Autres 13 320 1 770

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (978 644) (641 288)

ACTIVITÉS DE FINANCEMENT Variation des emprunts bancaires 28 428 (21 227) Augmentation des crédits à terme 3 129 510 2 842 445 Remboursements des crédits à terme (3 237 822) (2 638 972) Émissions de dettes à long terme 212 414 117 125 Remboursements de dettes à long terme (11 356) (58 611) Variation des autres éléments du passif à long terme (note 15) 22 542 - Émissions de parts 259 077 3 630 Distributions (186 562) (169 137)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement 216 231 75 253

INCIDENCE DES FLUCTUATIONS DES TAUX DE CHANGE SUR LA TRÉSORERIE

ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE ET LE DÉCOUVERT BANCAIRE 7 176 3 149

VARIATION NETTE DE LA TRÉSORERIE ET DES ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE, DÉDUCTION FAITE DU DÉCOUVERT BANCAIRE (17 219) 42 116

TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE, DÉDUCTION FAITE DU

DÉCOUVERT BANCAIRE, AU DÉBUT (1) 98 235 56 119

TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE, DÉDUCTION FAITE DU

DÉCOUVERT BANCAIRE, À LA FIN (1) 81 016 $ 98 235 $

(1) Le solde de trésorerie et équivalents de trésorerie est composé de 85 354 $ d’encaisse, 2 083 $ de placements temporaires et 6 421 $ de découvert bancaire au 30 septembre 2015 comparativement à 68 541 $, 35 116 $ et 5 422 $ respectivement au 30 septembre 2014.


SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS


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1. NATURE DES ACTIVITÉS

Société en commandite Gaz Métro (la Société ou Gaz Métro) est une société dont une des principales activités est la distribution de gaz naturel au Québec (Gaz Métro-daQ). Gaz Métro est aussi, par l’intermédiaire de sa filiale à part entière, Northern New England Energy Corporation (NNEEC), l’unique actionnaire de Vermont Gas Systems, Inc. (VGS), qui est le seul distributeur gazier au Vermont (États-Unis), et de Green Mountain Power Corporation (GMP), le plus important distributeur d’électricité au Vermont. Gaz Métro est de plus engagée, par l’intermédiaire de filiales, de coentreprises et de satellites, dans d’autres activités, en majeure partie réglementées, dans le marché du transport et de l’entreposage du gaz naturel ainsi que dans le développement et l’exploitation de projets énergétiques porteurs tels que la production d’énergie éolienne et l’utilisation du gaz naturel liquéfié (GNL) et comprimé comme carburant ou produit énergétique. Le contexte réglementaire de Gaz Métro ainsi que de certaines de ses filiales, coentreprises et satellites et l’impact de ce contexte sur les états financiers consolidés sont décrits à la note 4.

2. MÉTHODES COMPTABLES

PRÉSENTATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

Les états financiers consolidés de Gaz Métro sont dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada inclus à la Partie V du Manuel de CPA Canada - Comptabilité (Manuel), intitulée Normes comptables pré-basculement (PCGR du Canada).

PÉRIMÈTRE DE CONSOLIDATION

Les états financiers consolidés de la Société comprennent les comptes de Gaz Métro et de toutes ses filiales. Toutes les transactions et tous les soldes intersociétés ont été éliminés. Les investissements de la Société dans des entreprises sous contrôle conjoint (coentreprises) sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. La consolidation proportionnelle est une méthode selon laquelle la Société inscrit sa quote-part de chacun des actifs, passifs, revenus et dépenses de la coentreprise, ligne par ligne, dans le poste correspondant de ses états financiers.

UTILISATION D’ESTIMATIONS

Afin de dresser les états financiers consolidés, la direction de Gaz Métro inc. (GMi) (la direction), en sa qualité de commandité de Gaz Métro, doit faire des estimations et établir des hypothèses qui ont une incidence sur les montants de l’actif et du passif figurant au bilan consolidé, sur les éventualités mentionnées à la date des états financiers consolidés et sur les montants des composantes des états consolidés des résultats et du résultat étendu de l’exercice. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations. Les éléments des états financiers consolidés qui requièrent davantage l’utilisation d’estimations comprennent les hypothèses actuarielles et économiques utilisées pour la comptabilisation des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite pour les employés, l’évaluation du passif relié à la participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL, la durée de vie utile des éléments d’actif aux fins du calcul de l’amortissement, l’évaluation des flux de trésorerie futurs prévus être générés par les actifs utilisés aux fins des tests de dépréciation des écarts d’acquisition et des actifs à long terme, l’estimation de volumes livrés et non facturés aux fins de la constatation des revenus, la détermination de la juste valeur des éléments d’actif et de passif lors de regroupements d’entreprises, les effets des décisions et autres démarches réglementaires sur les frais et crédits reportés, sur les propriétés, aménagements et équipements ainsi que sur les actifs incorporels, le coût éventuel du retrait des propriétés, aménagements et équipements, les provisions pour impôts sur les bénéfices, incluant notamment l’évaluation de la provision pour moins-value et l’estimation des échéanciers, des sources et du niveau du bénéfice imposable futur pour l’établissement des impôts futurs, la juste valeur des instruments financiers et l’évaluation des provisions telles que les éventualités légales.

RÉGLEMENTATION

Une des principales activités de Gaz Métro est la distribution de gaz naturel au Québec, activité qui est réglementée par la Régie de l’énergie (Régie).

De plus, elle exerce, par l’intermédiaire de certaines filiales, certaines coentreprises et certains satellites, d’autres activités qui sont soumises à la réglementation d’autres organismes. Ainsi, Intragaz, société en commandite, entité faisant partie du groupe Intragaz (Intragaz), est réglementée par la Régie et Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) et Corporation Champion Pipe Line Limitée (Champion) relèvent de la compétence de l’Office national de l’énergie (ONÉ). Portland Natural Gas Transmission System (PNGTS), Vermont Electric Power Company, Inc. (Velco) et Vermont Transco LLC (Transco) sont assujetties à la réglementation de la Federal Energy Regulatory Commission



114

(FERC). VGS et GMP sont, quant à elles, soumises à la réglementation du Vermont Public Service Board (VPSB). Vermont Yankee Nuclear Power Corporation (VYNPC) est assujettie à la réglementation de la FERC et du VPSB.

Dans l’exercice de leurs pouvoirs, les organismes de réglementation rendent des décisions, entre autres, en matière de développement de réseaux, de fixation des tarifs et d’utilisation de certaines méthodes comptables sous-jacentes qui diffèrent de celles autrement appliquées par les entreprises non réglementées.

TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE

La trésorerie et les équivalents de trésorerie sont composés de l’encaisse et de placements très liquides dont l’échéance initiale est d’au plus trois mois à compter de la date d’acquisition.

ENCAISSE AFFECTÉE

L’encaisse affectée est principalement composée de trésorerie et équivalents de trésorerie dont l’utilisation est limitée à des usages précis dans le cadre d’arrangements de financement d’extension de réseau ou de financement d’activités de développement. L’encaisse affectée est présentée dans l’actif à long terme lorsque son usage est limité à des projets d’acquisition ou de développement d’actifs à long terme. La portion présentée dans l’actif à court terme représente la portion de l’encaisse affectée qui servira à régler des éléments du passif à court terme.

STOCKS

Les stocks sont principalement composés de gaz naturel relié à Gaz Métro-daQ et à VGS et incluent également des stocks de fournitures et matériaux. Ceux-ci sont comptabilisés au moindre du coût et de la valeur nette de réalisation. Le coût est déterminé selon la méthode du coût moyen pondéré. Gaz Métro-daQ et VGS ne sont pas autorisées à faire de profit sur la vente de gaz naturel. Ainsi, l’écart entre les tarifs de fourniture approuvés par la Régie ou le VPSB, selon le cas, et le coût réel d’approvisionnement du gaz naturel est comptabilisé à titre d’ajustement des coûts directs et en contrepartie, en tant que compte de frais ou de crédits reportés conformément au mécanisme réglementaire.

PROPRIÉTÉS, AMÉNAGEMENTS ET ÉQUIPEMENTS

Les propriétés, aménagements et équipements sont composés principalement d’actifs utilisés dans le cadre d’activités à tarifs réglementés et sont comptabilisés au coût, moins l’amortissement cumulé. Le coût comprend les coûts directs et les frais généraux ainsi qu’un rendement sur les fonds utilisés pour certains projets de construction. Gaz Métro capitalise des intérêts dans le coût de construction des projets découlant d’activités à tarifs non réglementés jusqu’à ce que le projet entre en phase d’exploitation.

En ce qui a trait aux projets de construction réalisés dans le cadre d’activités à tarifs réglementés, Gaz Métro capitalise des intérêts calculés en fonction de son coût moyen pondéré du capital qui inclut une composante intérêt et une composante de rendement liée aux capitaux propres, tel que reconnu par les divers organismes de réglementation. En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, cette composante de rendement capitalisée pour certains projets de construction, les bénéfices correspondants ainsi que l’amortissement subséquent de ces éléments ne seraient pas constatés. La Société n’est pas en mesure de faire une estimation raisonnable des incidences en termes financiers de cette pratique sur la valeur des propriétés, aménagements et équipements, les charges d’amortissement ou les autres composantes des états financiers consolidés.

L’amortissement est calculé principalement selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée de vie résiduelle estimative des actifs existants. Les taux d’amortissement utilisés pour les actifs des activités à tarifs réglementés sont révisés et approuvés périodiquement par les différents organismes de réglementation et dans certains cas, ils tiennent compte de l’estimation du coût éventuel de retrait et des profits et pertes sur l’aliénation des biens déjà retirés. La contrepartie est comptabilisée en augmentation des crédits reportés tandis que les coûts réels de retrait sont plutôt comptabilisés en diminution de ceux-ci. L’incidence de cette pratique est présentée à la note 4.



115

L’amortissement des propriétés, aménagements et équipements est calculé selon les périodes d’amortissement suivantes :

Stockage 5 à 44 ans Transport 25 à 70 ans Distribution 16 à 70 ans Installations générales et autres 2 à 50 ans Production 5 à 100 ans

OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE DES PROPRIÉTÉS, AMÉNAGEMENTS ET ÉQUIPEMENTS

La juste valeur d’une obligation liée à la mise hors service des propriétés, aménagements et équipements est constatée, lorsqu’une obligation juridique existe, à titre de passif dans la période au cours de laquelle elle est engagée, pourvu qu’une estimation raisonnable de la juste valeur puisse être établie. L’obligation est initialement évaluée à sa juste valeur en utilisant l’approche de la valeur actualisée prévue et est subséquemment ajustée pour refléter tout changement découlant du passage du temps et tout changement relatif à la date de paiement prévue ou au montant de l’estimation initiale.

Pour certaines activités à tarifs réglementés, il n’est cependant pas possible de déterminer la portée exacte des obligations juridiques, ni le moment où elles devraient engager des coûts pour s’acquitter de ces obligations. Par conséquent, il n’est pas possible d’établir une estimation raisonnable de la juste valeur du passif connexe. Toutefois, la direction estime qu’il est raisonnable de croire que si des coûts de mise hors service relatifs à ces propriétés, aménagements et équipements étaient engagés, ils seraient récupérés à même les tarifs des exercices futurs.

PLACEMENTS ET AUTRES

Les placements et autres sont constitués principalement de participations dans des satellites et d’autres placements. La Société comptabilise ses participations dans des satellites à la valeur de consolidation. La valeur de consolidation est une méthode de comptabilisation selon laquelle la Société comptabilise initialement le placement au coût et ensuite vient ajuster la valeur comptable en enregistrant la quote-part des résultats et la quote-part des opérations affectant l’avoir de la société satellite. Les autres placements sont comptabilisés à la juste valeur, sauf les polices d’assurance-vie, qui sont comptabilisées à la valeur de rachat. Toutes les participations dans des satellites sont dans des entités ayant des activités assujetties à la réglementation des tarifs.

La direction procède périodiquement à une analyse individuelle de ses participations dans des satellites et lorsqu’elles subissent une moins-value durable, la valeur comptable est ramenée à la juste valeur et la perte est comptabilisée dans les résultats.

En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, la valeur comptable des participations et la quote-part des bénéfices de la Société dans des satellites ayant des activités assujetties à la réglementation des tarifs auraient été différentes considérant les traitements réglementaires utilisés par ces satellites. La Société n’est pas en mesure de faire une estimation raisonnable des incidences en termes financiers de ces pratiques, liées à la réglementation des tarifs, sur la valeur comptable des participations dans des satellites et sur les quotes-parts des résultats des satellites présentées aux états financiers consolidés.

FRAIS ET CRÉDITS REPORTÉS

Les frais reportés représentent des sommes déboursées que les entités assujetties à la réglementation des tarifs prévoient recouvrer de leur clientèle au cours d’exercices futurs par l’intermédiaire du processus d’établissement des tarifs, tel qu’approuvé par les différents organismes de réglementation. Les crédits reportés représentent des sommes encaissées que les entités assujetties à la réglementation des tarifs prévoient remettre à leur clientèle au cours d’exercices futurs par l’intermédiaire du processus d’établissement des tarifs.

Les frais et crédits reportés ne seraient pas comptabilisés comme ils le sont si les tarifs n’étaient pas réglementés. Conformément à la réglementation en vigueur, les frais et crédits reportés sont amortis dans les tarifs sur diverses périodes, en fonction de leur nature, et sont soumis au rendement sur le capital investi, ou des intérêts sont généralement cumulés sur les soldes qui seront recouvrés ou remis au moyen des tarifs imputés à la clientèle dans le futur.



116

Les frais et crédits reportés font l’objet de suivis et d’évaluation périodiques. Si la Société jugeait qu’il n’était plus probable que certains montants puissent être recouvrés ou remboursés par de futurs ajustements tarifaires, à la suite des interventions des organismes de réglementation, la valeur comptable du compte de frais ou crédits reportés sous-jacents serait ajustée en conséquence.

ACTIFS INCORPORELS

Les actifs incorporels sont constitués principalement de droits d’émission de gaz à effet de serre (GES) et de frais reliés au développement informatique.

Les droits d’émission de GES sont comptabilisés au coût, moins l’amortissement cumulé. Le coût est déterminé selon la méthode du premier entré, premier sorti. Les droits d’émission de GES sont achetés dans le cadre du système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de GES du gouvernement du Québec et ils sont comptabilisés aux résultats au rythme des émissions de GES, à la rubrique Coûts directs. Si les émissions de GES réalisées dépassaient les droits détenus, un passif représentant les droits manquants serait comptabilisé et évalué au prix en vigueur des droits d’émissions de GES en date du bilan consolidé.

Les frais reliés au développement informatique comprennent notamment les coûts encourus par la Société relativement au développement de systèmes informatiques ainsi que le coût des logiciels et des licences acquis destinés à usage interne. Les dépenses de maintenance et de formation sont comptabilisées aux résultats, lorsqu’elles sont engagées, à la rubrique Exploitation et entretien. Les frais reliés au développement informatique sont comptabilisés au coût, moins l’amortissement cumulé. L’amortissement est calculé selon la méthode de l’amortissement linéaire sur les durées de vie utile estimatives de 5 et 10 ans.

REGROUPEMENTS D’ENTREPRISES

Les regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition. Selon cette méthode, tous les actifs identifiables acquis et les passifs repris sont évalués et comptabilisés à leur juste valeur, y compris toute participation ne donnant pas le contrôle. Les participations ne donnant pas le contrôle sont présentées comme un élément distinct des capitaux propres. De plus, les coûts liés aux acquisitions d’entreprises de même que les coûts de restructuration découlant d’une acquisition sont comptabilisés en charges.

ÉCARTS D’ACQUISITION

Les écarts d’acquisition représentent l’excédent du coût d’acquisition sur le montant net des valeurs attribuées à tous les éléments de l’actif acquis et du passif pris en charge au moment de l’acquisition d’une entreprise et ne sont pas amortis. Les écarts d’acquisition sont soumis à un test de dépréciation annuellement, ou plus fréquemment, lorsque des événements ou des changements de situation indiquent que les écarts d’acquisition pourraient ne pas être recouvrables. Ce test, qui s’effectue en deux étapes, consiste dans un premier temps à comparer la valeur comptable et la juste valeur des unités d’exploitation. La juste valeur d’une unité d’exploitation est établie selon la méthode des flux de trésorerie futurs actualisés ou en fonction d’évaluations externes. Si la valeur comptable de l’unité d’exploitation excède sa juste valeur, la deuxième étape du test est alors réalisée. À cette étape, la juste valeur de l’écart d’acquisition lié à l’unité d’exploitation est comparée à sa valeur comptable et tout excédent de cette dernière représente une perte de la valeur qui est comptabilisée à l’état consolidé des résultats. La juste valeur des écarts d’acquisition correspond à l’excédent de la juste valeur de l’unité d’exploitation sur le total des sommes attribuées aux actifs et aux passifs sous-jacents.

Les tests de dépréciation des écarts d’acquisition sont effectués soit le 1er avril ou le 1er juillet de chaque exercice, selon l’unité d’exploitation testée.

AUTRES ÉLÉMENTS DU PASSIF À LONG TERME

Participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL

Dans le cadre du projet de l’agrandissement de l’usine de liquéfaction, stockage et regazéification (usine LSR), Gaz Métro GNL a émis des parts à Investissement Québec comprenant une option d’achat à partir de la 8e année suivant la mise en service du projet à un montant qui confère à Investissement Québec un rendement annuel de 10 % sur son capital investi. Les parts comprennent aussi une option de vente à partir de la 15e année suivant la mise en



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service du projet. En vertu des conditions de cette option de vente, Investissement Québec a l’option de vendre sa participation dans Gaz Métro GNL à Gaz Métro à 90 % de sa juste valeur (prix de sortie).

Puisque cette option de vente accordée à Investissement Québec prévoit le règlement en espèces par Gaz Métro, l’option répond à la définition d’un passif financier. La Société applique la méthode comptable de l’acquisition prévue, en vertu de laquelle la participation est comptabilisée comme si l’option de vente avait déjà été exercée par Investissement Québec et les parts déjà acquises par Gaz Métro. Par conséquent, plutôt que de présenter la participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL comme une participation ne détenant pas le contrôle, un passif financier est comptabilisé. De cette façon, les résultats, le bilan et les flux de trésorerie attribuables à la participation ne donnant pas le contrôle qui sont visés par l’option de vente sont présentés comme attribuables aux associés et non comme attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle.

Le passif financier a été comptabilisé initialement à la valeur actualisée du prix d’exercice de l’option de vente et la réévaluation du passif est comptabilisée comme frais financiers.

DÉPRÉCIATION D’ACTIFS À LONG TERME

Les actifs à long terme pouvant être soumis à un test de dépréciation comprennent les propriétés, aménagements et équipements, les frais reportés, les participations dans des satellites et les actifs incorporels à durée de vie utile limitée. Ces actifs font l’objet d’un test de dépréciation lorsque des événements ou des changements de situation indiquent que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrable. Aux fins des tests de dépréciation, les actifs sont regroupés au plus bas niveau de regroupement pour lequel des entrées de trésorerie indépendantes sont générées. Le test de recouvrabilité est effectué en comparant la somme des flux de trésorerie nets futurs non actualisés qui sont directement associés à l’utilisation et à la cession éventuelle du groupe d’actifs à sa valeur comptable. Si la valeur comptable du groupe d’actifs excède les flux de trésorerie nets futurs non actualisés, le montant de la dépréciation, soit l’écart entre la valeur comptable et la juste valeur du groupe d’actifs, est constaté à l’état consolidé des résultats. La juste valeur est établie selon des techniques d’évaluation, tel le prix en vigueur sur le marché, si disponible, ou basée sur le total des flux de trésorerie futurs actualisés qui résulteront vraisemblablement de l'utilisation et de la sortie éventuelle du groupe d'actifs.

De plus, si la Société jugeait qu’il n’était plus probable que certains coûts de propriétés, aménagements et équipements et d’actifs incorporels liés aux activités à tarifs réglementés puissent être recouvrés ou remboursés par de futurs ajustements tarifaires à la suite des interventions des organismes de réglementation, la valeur comptable de ces actifs serait ajustée en conséquence.

FRAIS DE RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT

Les frais de recherche sont imputés à l’état consolidé des résultats de la période au cours de laquelle ils sont engagés.

Les coûts afférents aux activités de développement sont comptabilisés à l’état consolidé des résultats de la période au cours de laquelle ils sont engagés à moins que ceux-ci ne répondent à tous les critères de report. Les frais de développement capitalisés sont comptabilisés au coût, moins l’amortissement cumulé, et sont amortis selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée de vie utile des actifs sous-jacents.

CONVERSION DES DEVISES

Les éléments monétaires d’actif et de passif libellés en devises étrangères sont convertis au taux de change en vigueur à la date du bilan, tandis que les autres éléments sont convertis au taux en vigueur à la date d’opération. Les gains et pertes de change résultant de la conversion sont constatés à l’état consolidé des résultats de l’exercice en cours.

Les éléments d’actif et de passif de satellites étrangers et des établissements étrangers considérés comme autonomes sont convertis en dollars canadiens, au taux de change en vigueur à la date du bilan. Les revenus et les dépenses sont convertis au taux en vigueur à la date d’opération. Les gains et les pertes de change latents en résultant sont présentés dans les Autres éléments du résultat étendu et sont constatés à l’état consolidé des résultats de l’exercice au cours duquel l’investissement net dans les établissements étrangers autonomes est réduit.

CONSTATATION DES REVENUS

Les revenus de la Société sont constitués essentiellement de produits issus d’activités à tarifs réglementés et, dans une moindre importance, d’activités à tarifs non réglementés.



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Les revenus tirés d’activités à tarifs réglementés proviennent principalement des activités de distribution et de transport de gaz naturel et d’électricité au Canada et aux États-Unis. Ces revenus sont constatés conformément aux ententes sous-jacentes approuvées par les différents organismes de réglementation. Plus précisément, les revenus relatifs à la distribution d’énergie sont constatés lorsque la livraison a eu lieu, soit en fonction des relevés des compteurs et autres méthodes d’estimation de la consommation des clients.

Les revenus tirés d’activités à tarifs non réglementés proviennent principalement de la production d’énergie des parcs éoliens, de la prestation de services, de consultations et de ventes d’équipements. Ces revenus sont constatés lorsqu’ils sont gagnés, c’est-à-dire lorsque les conditions suivantes sont remplies :

les services ont été rendus ou les produits ont été livrés aux clients; il existe une preuve convaincante de l’existence d’un accord; les montants sont déterminés ou déterminables; et le recouvrement est raisonnablement assuré.

Les revenus tirés d’activités à tarifs non réglementés proviennent également de revenus de location, qui sont constatés linéairement sur la durée des contrats.

Les contributions reçues des clients provenant des activités à tarifs réglementés sont comptabilisées en réduction du coût des propriétés, aménagements et équipements auxquels elles se rattachent. Les contributions reçues des clients provenant d’activités à tarifs non réglementés sont comptabilisées à titre de revenus reportés, présentés à la rubrique Autres éléments du passif à long terme du bilan consolidé, et sont amorties sur la durée du contrat sous-jacent.

AIDE GOUVERNEMENTALE

L'aide gouvernementale est constatée lorsqu’il est plus probable qu’improbable qu’elle soit réalisée et elle est comptabilisée selon la méthode de la réduction des coûts. Selon cette méthode, l'aide gouvernementale est portée en diminution de la dépense ou de l’actif auquel elle se rapporte.


Gaz Métro et ses filiales et coentreprises constituées en sociétés en commandite ne présentent pas de dépense d’impôts sur les bénéfices car, selon les lois fiscales en vigueur, les bénéfices sont imposables au niveau des associés.

Les filiales et coentreprises constituées en sociétés par actions utilisent la méthode du passif fiscal pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices. Selon cette méthode, les actifs et les passifs d’impôts futurs sont déterminés en fonction de l’écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs. Ils sont mesurés en appliquant, à la date des états financiers consolidés, les taux d’imposition et les lois fiscales en vigueur ou pratiquement en vigueur pour les exercices au cours desquels les écarts temporaires sont censés se résorber. L’incidence d’une modification des taux d’imposition sur les actifs et passifs d’impôts futurs est incluse dans les résultats de la période au cours de laquelle la modification est entrée en vigueur ou pratiquement entrée en vigueur. Dans tous les cas, les actifs d’impôts futurs sont comptabilisés seulement s’il est plus probable qu’improbable qu’ils seront réalisés.

Selon des traitements réglementaires, certaines filiales et coentreprises détenues par Gaz Métro récupèrent, à même leurs tarifs, les coûts liés aux impôts sur les bénéfices selon une méthode différente de celle prévue au chapitre 3465 inclus à la Partie V du Manuel, intitulé Impôts sur les bénéfices. Les écarts cumulés entre les traitements réglementaires et la méthode prévue au chapitre 3465 sont comptabilisés à titre de frais ou crédits reportés.

AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

Des régimes de retraite à prestations déterminées et à cotisations déterminées ainsi que des régimes d’avantages complémentaires de retraite comprenant des couvertures supplémentaires de soins de santé et d’assurance-vie sont offerts à la presque totalité des salariés.

Le coût des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d’avantages complémentaires de retraite est comptabilisé par calcul actuariel selon la méthode de répartition des prestations au prorata des années de service admissibles. Ces calculs actuariels sont basés sur des hypothèses clés fondées sur les meilleures estimations faites par la direction portant notamment sur (i) le taux d’actualisation, (ii) le rendement prévu des actifs des régimes, (iii) l’évolution future des niveaux de salaires et des coûts des couvertures supplémentaires de soins de santé et d’assurance-vie et (iv) l’âge de départ à la retraite des employés. Les actifs des régimes de retraite sont évalués à la juste valeur, qui est déterminée à l’aide des valeurs de marché à la date de mesure. La méthode fondée sur la juste



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valeur est utilisée afin de calculer le rendement prévu de l’actif des régimes servant à la détermination du coût au titre des prestations constituées.

Les gains et les pertes actuariels nets en excédent de 10 % du montant le plus élevé entre l’obligation au titre des prestations constituées et la juste valeur de l’actif des régimes au début de la période sont amortis sur la durée estimative restante de la carrière active du groupe de salariés couverts, qui varie entre 7 et 18 ans, selon le régime.

Le coût des services passés découlant des modifications apportées aux régimes est reporté et amorti selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée estimative restante de la carrière active du groupe de salariés à la date des modifications.

Les actifs et les obligations transitoires sont amortis linéairement sur une période qui correspond à la durée estimative restante de la carrière active du groupe de salariés qui devraient recevoir des avantages en vertu des régimes.

Selon des traitements réglementaires, Gaz Métro-daQ récupère à même les tarifs les coûts liés aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux régimes d’avantages complémentaires de retraite de ses employés lorsque ceux-ci sont déboursés (méthode des déboursés). Les écarts cumulés entre les coûts constatés aux résultats en vertu des traitements réglementaires et les coûts établis par calcul actuariel selon la méthode de répartition des prestations au prorata des années de service admissibles, prévue au chapitre 3461 inclus à la Partie V du Manuel, intitulé Avantages sociaux futurs, sont comptabilisés à titre de frais ou crédits reportés.

Les soldes non amortis existant à la date d’acquisition de certaines entreprises ayant des activités à tarifs réglementés sont comptabilisés à titre de frais reportés puisque ces soldes sont récupérables dans les tarifs futurs. Ces frais reportés sont amortis en fonction des traitements réglementaires approuvés par leur organisme de réglementation des tarifs.

Le coût relatif aux régimes de retraite à cotisations déterminées est comptabilisé au moment de la prestation des services par les employés de la Société, qui correspond généralement au moment où les cotisations sont versées.

INSTRUMENTS FINANCIERS

Un instrument financier est un contrat qui donne lieu à un actif financier pour l’une des parties au contrat et un passif financier ou un instrument de capitaux propres pour l’autre partie. Les instruments financiers sont comptabilisés au bilan consolidé lorsque la Société devient partie aux obligations contractuelles de l’instrument.

Les instruments financiers sont évalués à leur juste valeur au moment de la constatation initiale. Leur évaluation au cours des périodes subséquentes et la comptabilisation des variations de leur juste valeur dépendent de la catégorie dans laquelle ils sont classés.

Le tableau suivant présente le classement des instruments financiers, exception faite des instruments financiers dérivés, dans les différentes catégories établies :

Catégories Instruments financiers

Actifs et passifs financiers détenus à des fins de transaction

Trésorerie et équivalents de trésorerie Encaisse affectée Découvert bancaire

Prêts et créances Clients et autres débiteurs

Actifs financiers disponibles à la vente Fonds de placement (1)

Passifs financiers détenus à des fins autres que de transaction

Emprunts bancaires Fournisseurs et charges à payer Distributions à payer Dette à long terme Passif relié à l’élimination de combustible nucléaire irradié (2) Participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL (2)

(1) Cet instrument financier est présenté à la rubrique Placements et autres du bilan consolidé. (2) Ces instruments financiers sont présentés à la rubrique Autres éléments du passif à long terme du bilan consolidé.

Les actifs et passifs financiers détenus à des fins de transaction sont comptabilisés à leur juste valeur au bilan consolidé. Les gains et les pertes découlant des variations de la juste valeur sont comptabilisés dans les résultats, dans la période



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au cours de laquelle ils se produisent, à l’exception de ceux découlant des instruments financiers désignés comme instruments de couverture, dont les variations sont comptabilisées dans les Autres éléments du résultat étendu.

Les actifs financiers disponibles à la vente sont reliés à des activités à tarifs réglementés et sont comptabilisés à la juste valeur au bilan consolidé. Les gains et pertes découlant des variations de la juste valeur sont comptabilisés dans les Frais et crédits reportés, dans la période au cours de laquelle ils se produisent.

Les prêts et créances et les passifs financiers détenus à des fins autres que de transaction sont évalués au coût après amortissement selon la méthode du taux d’intérêt effectif lequel, lors de l’enregistrement initial, correspond à la juste valeur.

Les actifs et les passifs financiers évalués à la juste valeur sont répartis selon trois niveaux établis en fonction du caractère observable des données entrant dans leur évaluation. La hiérarchie de la juste valeur comprend les trois niveaux suivants :

Niveau 1 - Cette catégorie comprend les actifs et passifs évalués à la juste valeur en fonction des cours non ajustés s’appliquant à des actifs et à des passifs identiques sur des marchés actifs et accessibles à la date d’évaluation. Par marché actif pour un actif ou un passif, il faut entendre un marché sur lequel des opérations sont conclues à une fréquence et à des volumes suffisants pour procurer, de manière constante, de l’information sur les cours.

Niveau 2 - Cette catégorie comprend des évaluations établies au moyen de données directement ou indirectement observables, sauf les prix cotés inclus dans le niveau 1. Les instruments financiers de cette catégorie sont évalués au moyen de modèles ou d’autres techniques d’évaluation standards dans le secteur, techniques qui sont dérivées de données observables sur le marché. Ces techniques d’évaluation utilisent des données comme les prix cotés sur le marché à terme, la valeur temps, les facteurs de volatilité et les prix cotés par les courtiers qui peuvent être observés ou corroborés sur le marché pour toute la durée de l’instrument financier dérivé.

Niveau 3 - Cette catégorie comprend des évaluations basées sur des données qui sont moins observables, qui ne sont pas disponibles ou pour lesquelles les données observables ne permettent pas d’étayer en grande partie la juste valeur des instruments financiers. En général, les évaluations de niveau 3 portent sur des opérations à longue échéance qui sont conclues sur des marchés moins actifs ou à des endroits pour lesquels il est impossible d’obtenir de l’information sur le prix, ou à l’égard desquelles aucun prix coté par les courtiers n’a de force exécutoire pour justifier une classification de niveau 2.

La hiérarchie des justes valeurs exige l’utilisation de données observables sur le marché chaque fois que de telles données existent. Un instrument financier est classé au niveau le plus bas de la hiérarchie pour lequel une donnée importante a été prise en compte dans l’évaluation à la juste valeur.


Les instruments financiers dérivés qui sont classifiés à titre d’actifs et passifs financiers détenus à des fins de transaction sont comptabilisés à leur juste valeur au bilan consolidé. Les gains et les pertes découlant des variations de la juste valeur sont comptabilisés dans les résultats, dans la période au cours de laquelle ils se produisent, à l’exception de ceux découlant des instruments financiers dérivés relatifs aux activités à tarifs réglementés et de ceux découlant des instruments financiers dérivés désignés comme instruments de couverture.

Des instruments financiers dérivés sont utilisés pour réduire ou éliminer les risques inhérents à certaines opérations et soldes identifiables qui surviennent dans le cours normal des activités. Les risques inhérents que présentent ces opérations et soldes identifiables découlent des variations des prix du gaz naturel et de l’électricité, des taux d’intérêt et des taux de change. L’utilisation d’instruments financiers dérivés vise donc à s’assurer que les variations des flux de trésorerie découlant de ces opérations et soldes soient contrebalancées par les variations des flux de trésorerie des instruments financiers dérivés. Aucun instrument financier dérivé n’est détenu ni n’a été émis à des fins spéculatives.

Instruments financiers dérivés relatifs aux activités réglementées

Des instruments financiers dérivés liés au coût de l’énergie sont utilisés pour gérer l’exposition à la volatilité des prix du gaz naturel et de l’électricité. Les prix payés sont basés sur des indices et sont donc variables. Les outils utilisés permettent soit de fixer les prix, soit de les circonscrire selon des balises temporelles, volumétriques et financières approuvées par la Régie dans le cadre des activités de Gaz Métro-daQ, ou par la direction dans le cas de VGS. En



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2014, la Régie a toutefois mis fin à ce programme et Gaz Métro-daQ ne peut plus contracter de nouveaux instruments financiers dérivés liés au coût de l’énergie. Les dérivés actuellement en vigueur ont des dates d’échéance jusqu’en octobre 2015. GMP a recours à des contrats d’échange à prix fixe pour gérer son risque lié à la fluctuation des prix de capacité. Des contrats de change à terme sont également utilisés afin de gérer l’exposition au risque de change lié à une portion importante des achats de gaz naturel libellés en dollars canadiens pour VGS et à certaines dépenses libellées en dollars américains pour Gaz Métro.

Les instruments financiers dérivés relatifs aux activités réglementées ne sont pas désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture. Les gains et pertes découlant des variations de juste valeur de ces instruments financiers sont constatés à titre d’ajustement des frais ou crédits reportés, comme approuvé par la Régie et par le VPSB, puisqu’ils seront remboursés ou récupérés à même les tarifs futurs.

Instruments financiers dérivés désignés comme instrument de couverture

La comptabilité de couverture est appliquée pour les transactions qui y sont admissibles, ce qui comprend les couvertures de flux de trésorerie et les couvertures de l’investissement net dans les établissements étrangers autonomes. En effet, pour contrer le risque de change sur son investissement net dans ses établissements étrangers autonomes, certaines dettes libellées en dollars américains sont désignées comme élément de couverture d’une portion équivalente de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes qui ont comme monnaie fonctionnelle le dollar américain.

Toutes les relations entre les instruments de couverture et les éléments couverts sont documentées formellement, de même que les objectifs et la stratégie de gestion de risque motivant les opérations de couverture. De plus, l’efficacité de la couverture est évaluée au moment de sa mise en place, à chaque date de bilan ainsi qu’à l’échéance de la désignation de couverture. La comptabilité de couverture est abandonnée prospectivement lorsque la relation de couverture n’est plus efficace ou lorsque les éléments de couverture ou couverts cessent d’exister puisqu’ils sont vendus ou liquidés ou si la désignation de couverture cesse.

Dans le cas d’une relation de couverture des flux de trésorerie, la partie efficace des variations de la juste valeur d’un instrument financier dérivé désigné comme élément de couverture est comptabilisée dans les Autres éléments du résultat étendu et la partie inefficace est immédiatement comptabilisée dans les résultats. Les montants antérieurement constatés au Cumul des autres éléments du résultat étendu sont reclassés aux résultats au cours des périodes où la variation des flux de trésorerie de l’élément couvert influe sur les résultats ou lorsque l’élément couvert est réglé.

Des accords de crédit croisé à terme de taux d’intérêt sont utilisés afin de fixer à un taux d’intérêt spécifique un emprunt à taux fixe de Gaz Métro dont l’émission est prévue d’ici la fin de l’exercice 2017. Ces instruments financiers dérivés sont désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Des accords de crédit croisé de taux d’intérêt sont utilisés afin de fixer les taux d’intérêt sur une portion des emprunts à taux variable et des contrats de change à terme ont été utilisés jusqu’en octobre 2013 afin de gérer l’exposition au risque de change lié à une portion importante d’achats d’équipements en euros pour Parcs éoliens de la Seigneurie de Beaupré 2 et 3, société en nom collectif (Parcs 2 et 3). Ces instruments financiers dérivés sont désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Un accord de crédit croisé de taux d’intérêt est utilisé afin de fixer le taux d’intérêt sur un emprunt à taux variable d’Intragaz. Cet instrument financier dérivé est désigné comme instrument de couverture admissible à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Des contrats de change à terme sont utilisés afin de gérer l’exposition au risque de change liée à des revenus en dollars américains dans des contrats de Gaz Métro GNL. Ces instruments financiers dérivés sont désignés comme instruments de couverture admissibles à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie.

Dans le cas d’une relation de couverture de l’investissement net dans les établissements étrangers autonomes, la partie efficace des gains et pertes de change à la conversion des dettes désignées comme élément de couverture est incluse dans les Autres éléments du résultat étendu et la partie inefficace est immédiatement comptabilisée dans les résultats. Les gains ou pertes de change latents sur ces éléments de couverture constatés au Cumul des autres éléments du résultat étendu sont reclassés aux résultats lorsque l’investissement net correspondant est réduit, soit au même moment

où les gains ou pertes de change latents sur conversion des états financiers des établissements étrangers autonomes sont constatés aux résultats.



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Une portion d’un solde d’encaisse libellé en euros était utilisée afin de gérer l’exposition au risque de change lié à une portion importante d’achats d’équipements en euros pour Parc éolien de la Seigneurie de Beaupré 4, S.E.N.C. (Parc 4). Cet instrument financier était désigné comme instrument de couverture admissible à la comptabilité de couverture de flux de trésorerie. Cette relation de couverture a pris fin au cours de l’exercice 2015, soit au moment de la mise en service de Parc 4.

COÛTS DE TRANSACTION

Les coûts de transaction relatifs aux instruments financiers détenus à des fins de transaction sont comptabilisés aux résultats lorsqu’ils sont engagés. Les coûts de transaction relatifs aux instruments financiers qui ne sont pas classés comme étant détenus à des fins de transaction sont ajoutés ou déduits de la valeur comptable de l’instrument sous-jacent et ils sont alors amortis selon la méthode du taux d’intérêt effectif.

BÉNÉFICE NET DE BASE ET DILUÉ PAR PART

Le calcul du bénéfice net de base par part est basé sur le nombre moyen pondéré de parts en circulation. Aux 30 septembre 2015 et 2014, il n’existe aucun instrument ayant un effet dilutif sur le bénéfice net de base par part.

3. MODIFICATIONS COMPTABLES



Gaz Métro a choisi d’utiliser l’exemption prévue à l’Introduction de la Partie I du Manuel, intitulée Normes internationales d’information financière (IFRS), permettant aux entités admissibles ayant des activités à tarifs réglementés de reporter

l’application de la Partie I jusqu’aux exercices ouverts le ou après le 1er janvier 2015. Par conséquent, Gaz Métro présente ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada pour l’exercice 2015.

Considérant l’incertitude entourant la comptabilisation des activités à tarifs réglementés en vertu des IFRS et les impacts de la norme IFRS 14, Comptes de report réglementaires, en mai 2015, les associés de Gaz Métro, GMi et Valener, ont

obtenu de nouvelles dispenses de trois ans des Autorités canadiennes en valeurs mobilières leur permettant de préparer leurs états financiers consolidés en vertu des PCGR des États-Unis afin de répondre à leurs obligations d’information continue au Canada. Ces exemptions sont valides jusqu’à la première des dates suivantes : (i) le 1er janvier 2019; (ii) le premier jour de l’exercice suivant l’arrêt des activités à tarifs réglementés par Gaz Métro, le cas échéant; (iii) la date de prise d’effet prescrite par l’International Accounting Standards Board pour l’application obligatoire d’une norme IFRS permanente et spécifique propre aux entités exerçant des activités à tarifs réglementés. GMi et Valener utiliseront donc les PCGR des États-Unis pour la préparation de leurs états financiers consolidés annuels et intermédiaires des exercices 2016 à 2018 inclusivement. Gaz Métro, n’ayant aucune obligation d’information du public au sens du Manuel, adoptera la stratégie préconisée par ses associés.

4. RÉGLEMENTATION DES TARIFS

APPROBATION DES TARIFS

La Société exerce ses activités dans divers secteurs assujettis à la réglementation selon laquelle les coûts liés à l’énergie et à la prestation des services sont recouvrés dans les tarifs facturés aux clients. Les informations qui suivent présentent les principales entreprises ayant des activités à tarifs réglementés et les incidences de la réglementation sur les traitements comptables qui en découlent.

Établissements réglementés au Québec

Distribution au Québec

Les activités de Gaz Métro-daQ sont régies par la Loi sur la Régie de l’énergie. Les tarifs des exercices 2015 et 2014 ont été établis en fonction d’une méthode fondée sur le coût de service. La méthode du coût de service permet à Gaz Métro-daQ de fixer ses tarifs chaque année de manière à recouvrer les frais prévus afin de desservir sa clientèle et à tirer un rendement de base juste et raisonnable sur l’avoir présumé des associés affecté à cette activité.



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Gaz Métro-daQ prévoit maintenir l’utilisation de la méthode fondée sur le coût de service jusqu’à l’instauration d’un prochain mécanisme incitatif prévu pour l’exercice 2018.

Le coût moyen pondéré du capital sur la base de tarification doit être fixé en utilisant une structure de capital dite présumée. Dans cette structure, l’avoir présumé des associés est de 46,0 %, dont 38,5 % sont rémunérés comme s’il s’agissait d’actions ordinaires et 7,5 % comme s’il s’agissait d’actions privilégiées.

Le taux de rendement de base autorisé sur l’avoir ordinaire présumé est habituellement établi à partir de l’application d’une formule d’ajustement automatique approuvée par la Régie. La Régie a accepté de ne pas appliquer la formule d’ajustement automatique et de fixer ce taux à 8,90 % pour les exercices 2016 et 2017 telle qu’elle l’avait fait pour 2014 et 2015.

Quant au service de fourniture, c’est-à-dire l’approvisionnement en gaz naturel, la Loi sur la Régie de l’énergie prévoit

que le gaz naturel soit revendu par le distributeur au coût réel d’approvisionnement. Le tarif de fourniture de gaz naturel est ajusté mensuellement selon le mécanisme d’ajustement tarifaire en place.

Intragaz

Gaz Métro détient des participations dans les entités formant Intragaz variant entre 40 % et 60 %. Intragaz concentre ses activités dans l’entreposage du gaz naturel et ses tarifs sont approuvés par la Régie.

Les tarifs d’Intragaz, société en commandite sont établis en fonction d’une méthode fondée sur le coût de service. La Régie a également approuvé l’utilisation d’une structure de capital présumée moyenne composée de 46 % d’avoir présumé à compter du 1er mai 2013, pour une période de 10 ans. Le taux de rendement de l’actionnaire approuvé par la Régie, fixé pour une période de 10 ans, s’élève à 8,50 %.

Établissements réglementés ailleurs au Canada

TQM et Champion

TQM, détenue à 50 % par Gaz Métro, et Champion, propriété exclusive de Gaz Métro, concentrent leurs activités dans le transport de gaz naturel. Leurs principales activités sont réglementées par l’ONÉ, un organisme fédéral indépendant qui réglemente les aspects internationaux et interprovinciaux des secteurs du pétrole, du gaz naturel et de l’électricité en ce qui a trait à la détermination des revenus, des droits, de la construction et de l’exploitation.

En février 2014, l’ONÉ a approuvé une entente de tarification pour TQM pour les exercices 2014 à 2016. Dans le cadre de cette entente, et comme pour l’entente précédente, la tarification annuelle est calculée à l’aide d’une formule qui comprend une composante fixe et une composante de coûts entièrement récupérables auprès des clients ou remboursables à ceux-ci. Selon cette méthode, TQM est en mesure de déterminer sa structure de capital optimale pour lui permettre de refléter davantage la réalité économique et le risque d’affaires auxquels elle est exposée. Par ailleurs, TQM a maintenu une structure de capital comportant 40 % de capitaux propres au cours de l’exercice 2015.

Les tarifs de Champion sont établis en fonction d’une méthode fondée sur le coût de service qui inclut notamment un taux de rendement spécifique sur les capitaux propres ainsi que les frais d’exploitation, les impôts sur les bénéfices et l’amortissement. Champion utilise un taux de rendement sur les capitaux propres et une structure de capital équivalant à ceux approuvés par la Régie pour l’établissement des tarifs de Gaz Métro-daQ, tels que définis précédemment.

Établissements réglementés aux États-Unis

VGS, GMP et VYNPC

VGS et GMP sont deux filiales détenues indirectement en propriété exclusive par Gaz Métro et qui sont soumises à la réglementation du VPSB. La tarification de leurs activités est établie à l’aide d’une méthode fondée sur le coût de service. Les tarifs de base de VGS et GMP sont approuvés annuellement par le VPSB, alors que les prix du gaz naturel et de l’électricité sont ajustés trimestriellement selon les mécanismes d’ajustement tarifaire en place.



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Le tableau suivant présente un sommaire de l’encadrement réglementaire de chacune de ces filiales pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014.

2015 2014

Avoir présumé des actionnaires

Taux de rendement autorisé sur l’avoir

ordinaire Avoir présumé des

actionnaires

Taux de rendement autorisé sur l’avoir

ordinaire

VGS 55,00 % 10,20 % 55,00 % 10,26 %

GMP 50,00 % 9,60 % 49,56 % 9,58 %

VYNPC est une filiale détenue indirectement en propriété exclusive par Gaz Métro et qui est soumise à la réglementation de la FERC en ce qui concerne ses tarifs et du VPSB pour tout ce qui ne touche pas les tarifs. La principale activité de VYNPC est la gestion de son fonds de placement dont les sommes serviront à régler ses obligations envers le Department of Energy des États-Unis (DOE) pour l’élimination de combustible nucléaire irradié. Le taux de rendement de base autorisé sur l’avoir ordinaire, qui est fixé par la FERC, se situe à 7,5 % depuis le 31 juillet 2002.

PNGTS, VELCO et TRANSCO

PNGTS, détenue indirectement à 38,3 % par Gaz Métro, exploite un gazoduc dans le Nord-Est des États-Unis. Elle est assujettie à la réglementation des tarifs de la FERC en matière de transport de gaz naturel conformément aux conditions de la Natural Gas Act.

Au 30 septembre 2015, Velco et Transco sont détenues indirectement à 38,8 % et à 71,5 % (38,8 % et 70,0 % au 30 septembre 2014), respectivement, par Gaz Métro. Velco exploite une ligne de transmission et agit comme gestionnaire de Transco et Transco exploite un système de transmission d’électricité. Velco et Transco sont assujetties à la réglementation de la FERC en ce qui a trait à leurs tarifs et à leur financement et à celle d’autres organismes de réglementation du Vermont pour, entre autres, la construction d’actifs reliés à la transmission d’électricité.



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ACTIFS ET PASSIFS RÉGLEMENTAIRES

Les actifs réglementaires sont regroupés au bilan consolidé sous la rubrique Frais reportés alors que les passifs réglementaires sont regroupés sous la rubrique Crédits reportés. Le tableau suivant présente la valeur comptable nette des actifs et passifs réglementaires aux 30 septembre 2015 et 2014 :

Années prévues pour le

recouvrement ou le règlement

2015 2014

FRAIS REPORTÉS (1)

Compte de stabilisation tarifaire relié à la température et au vent (a) 2016-2020 - $ 26 790 $

Compte de stabilisation tarifaire relié aux écarts d’inventaire (a) 2016-2017 1 330 8 081

Frais reliés au coût de l’énergie (b) 2016 42 775 49 855

Subventions octroyées (c) 2016-2025 105 648 109 676

Frais reliés aux instruments financiers (d) 2016-2017 5 154 11 648

Frais reliés aux programmes d’efficacité énergétique (e) 2016-2025 26 215 23 169

Frais reliés à la capitalisation des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite (f) Indéterminable 67 092 64 226

Frais reliés à la décontamination et au démantèlement des sites aux États-Unis (g) 2016-2035 15 905 13 899

Provision pour vacances (h) 2016-2017 3 482 5 223

Frais reliés aux mécanismes de partage des profits et pertes (i) 2016-2017 42 498 15 278

Frais reliés aux impôts sur les bénéfices (j) Indéterminable 26 988 23 109

Frais reliés au renouvellement du parc de compteurs (k) 2016-2018 8 969 10 061

Frais reliés aux tempêtes (l) 2016-2017 25 991 4 826

Autres Indéterminable 35 408 28 963

407 455 $ 394 804 $

CRÉDITS REPORTÉS (2)

Compte de stabilisation tarifaire relié à la température et au vent (a) 2016-2021 15 101 2 030

Crédits reliés au coût de l’énergie (b) 2016 166 1 419

Crédits reliés aux instruments financiers (d) 2016 16 220 566

Crédits reliés aux mécanismes de partage des profits et pertes (i) 2016-2017 640 1 252

Crédits reliés à la redevance au Fonds vert (m) - - 5 833

Crédits reliés au Fonds pour l’expansion et la fiabilité du réseau (n) Indéterminable 26 262 16 301

Crédits reliés au programme d’assistance électrique (o) 2016-2017 11 705 7 861

Coûts éventuels de retrait des propriétés, aménagements et équipements (p) Indéterminable

279 588 252 813

Autres Indéterminable 26 224 16 726

375 906 $ 304 801 $ (1) L’amortissement des frais reportés est de 66 054 000 $ en 2015 (64 372 000 $ en 2014). (2) L’amortissement des crédits reportés est de 8 374 000 $ en 2015 (12 244 000 $ en 2014).



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(a) Gaz Métro maintient des comptes de stabilisation tarifaire dans le but de pallier les effets imprévisibles et incontrôlables sur les activités de Gaz Métro-daQ des variations de la température et du vent ainsi que des écarts d’inventaire de gaz naturel. Les variations annuelles de la température et du vent sont amorties de façon à être recouvrées ou remises à même les tarifs à compter du deuxième exercice subséquent sur 5 ans et les écarts annuels d’inventaire sont amortis de façon à être recouvrés ou remis à même les tarifs à compter du deuxième exercice subséquent sur 1 an.

VGS bénéficie, quant à elle, d’un mécanisme similaire pour les variations de la température. Les variations annuelles de la température sont amorties de façon à être recouvrées ou remises à même les tarifs au cours de l’exercice subséquent.

Concernant les variations de la température et du vent, des montants nets de 25 307 000 $ et de 26 736 000 $ à remettre aux clients ont été enregistrés aux comptes de stabilisation tarifaire durant les exercices 2015 et 2014 respectivement. Ces montants nets n’auraient pas été enregistrés en l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs. La dépense d’amortissement relative au compte de stabilisation lié à la température et au vent s’élève à 14 237 000 $ en 2015 et à 18 749 000 $ en 2014.

Des ajustements reliés aux écarts d’inventaire de Gaz Métro-daQ totalisant 1 214 000 $ à remettre aux clients en 2015 et 2 916 000 $ à récupérer auprès des clients en 2014 ont été reportés aux exercices 2017 et 2016 respectivement au lieu d’être comptabilisés immédiatement à l’état consolidé des résultats sous la rubrique Coûts directs. La dépense d’amortissement relative au compte de stabilisation tarifaire relié aux écarts d’inventaire

s’élève à 5 537 000 $ au cours de l’exercice 2015 comparativement à 1 915 000 $ pour l’exercice 2014.

En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, les résultats des exercices 2015 et 2014 auraient été affectés par l’utilisation d’une approche différente à l’établissement des tarifs dont les impacts ne peuvent être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(b) Une description de l’incidence de la réglementation des tarifs sur le traitement comptable de ces actifs est présentée à la note 2, sous la rubrique Stocks. Les frais et crédits reliés au coût de l’énergie sont composés des contreparties reliées aux réévaluations des stocks, des écarts de facturation liés à la mise en place tardive des nouveaux tarifs annuels applicables et autres ajustements du coût de l’énergie distribuée nécessaires afin d’annuler les effets découlant de la vente d’énergie sur les résultats, tel que prescrit par la Régie et le VPSB. Ces montants sont par la suite remboursés ou récupérés auprès des clients sous forme d’ajustements des tarifs sur une période de 12 mois. Ces comptes ne représentent, en substance, que des écarts de facturation aux clients qui sont corrigés normalement à l’intérieur d’une période subséquente de 12 mois. En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, les résultats des exercices 2015 et 2014 auraient été affectés par l’utilisation d’une approche différente à l’établissement des tarifs dont les impacts ne peuvent être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(c) Les subventions octroyées sont principalement composées de sommes et d’autres aides données aux clients de Gaz Métro-daQ et de VGS pour l’achat d’équipements pour se convertir au gaz naturel ou pour remplacer leurs équipements actuels par des équipements ayant une meilleure efficacité énergétique. En ce qui concerne Gaz Métro-daQ, les sommes sont reportées puis amorties sur des périodes de 5 et 10 ans. En ce qui a trait à VGS, ces sommes sont reportées puis amorties sur une période de 3 ans.

N’eût été l’application des traitements réglementaires, les subventions octroyées auraient été comptabilisées à l’état consolidé des résultats lorsqu’encourues. Considérant ces différences, un revenu supplémentaire de 4 734 000 $ pour l’exercice 2015 (charge supplémentaire de 189 000 $ en 2014) aurait été enregistré et inclus dans une demande d’ajustement tarifaire.

(d) Les frais et crédits reliés aux instruments financiers correspondent aux impacts nets des réévaluations des instruments financiers dérivés des entreprises du secteur de la distribution d’énergie. Les instruments financiers dérivés doivent être présentés au bilan consolidé et réévalués à leur juste valeur. La contrepartie de ces réévaluations, qui est actuellement incluse dans les comptes de frais et crédits reportés, devrait, en l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, être enregistrée directement aux résultats. N’eût été l’application des traitements réglementaires, la Société aurait modifié ses stratégies de couverture de façon à éviter que la variation de la juste valeur des instruments financiers reliés aux entreprises de ce secteur, qui s’élève à 22 148 000 $ et à 17 569 000 $ respectivement au cours des exercices 2015 et 2014,



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n’influence les résultats. Les impacts sur les résultats ne peuvent donc pas être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(e) Gaz Métro-daQ a mis sur pied un Plan global en efficacité énergétique (PGEÉ) et GMP a instauré des fonds en efficacité énergétique (FEÉ), tous visant à développer des programmes d’efficacité énergétique auxquels leurs clients peuvent participer en respectant certains critères. Gaz Métro-daQ et GMP engagent donc des déboursés pour développer des programmes et verser des subventions aux clients qui y participent.

Les frais reliés au PGEÉ de Gaz Métro-daQ sont composés des écarts entre les déboursés réels et ceux projetés en début d’exercice au dossier tarifaire et des sommes relatives à l’incitatif à la performance du PGEÉ. Cet incitatif vise principalement à encourager Gaz Métro-daQ à promouvoir l’efficacité énergétique auprès de ses clients et consiste en une bonification de rendement pour les associés. Lorsque l’objectif annuel de réduction des volumes de gaz naturel distribué par Gaz Métro-daQ est atteint, Gaz Métro comptabilise un revenu équivalant au montant de cet incitatif et un compte de frais reportés du même montant en contrepartie.

Les sommes relatives au PGEÉ de Gaz Métro-daQ sont reportées, puis amorties en totalité à compter du deuxième exercice subséquent.

Quant à GMP, les frais reliés à ses FEÉ sont composés des sommes déposées dans les différents fonds au cours de l’exercice. Ces frais sont reportés durant l’exercice courant et puis amortis sur une période de 10 ans à compter de l’exercice suivant.

N’eût été l’application des traitements réglementaires, les coûts auraient été constatés aux résultats lorsqu’ils auraient été encourus et l’incitatif aurait été comptabilisé à titre de revenus lorsqu’il aurait été effectivement perçu auprès des clients. Ainsi, aucune charge d’amortissement subséquente de ces frais n’aurait été enregistrée. En l’absence de ce traitement réglementaire, le bénéfice net consolidé de Gaz Métro aurait été supérieur de 1 156 000 $ pour l’exercice 2015 et de 590 000 $ pour l’exercice 2014.

(f) Les frais reportés reliés à la capitalisation des régimes de retraite et des avantages complémentaires de retraite sont constitués des écarts cumulés entre les traitements réglementaires utilisés par Gaz Métro-daQ et les normes définies au chapitre 3461 inclus à la Partie V du Manuel et des montants découlant d’acquisitions d’entreprises ayant des activités à tarifs réglementés.

Pour Gaz Métro-daQ, ces frais reportés s’élèvent à 14 374 000 $ et 15 404 000 $ respectivement aux 30 septembre 2015 et 2014. Ces frais représentent en substance les coûts que Gaz Métro-daQ s’attend à pouvoir récupérer à travers les tarifs futurs. Ces frais ne sont pas soumis à un rendement sur le capital investi ni à aucun amortissement spécifique. En l’absence de ce traitement réglementaire, les coûts enregistrés aux résultats auraient été moins élevés de 1 030 000 $ et de 5 272 000 $ respectivement pour les exercices 2015 et 2014. Ces coûts auraient été inclus dans une demande d’ajustement tarifaire, annulant ainsi l’incidence sur les résultats.

Les frais reportés découlant d’acquisitions d’entreprises ayant des activités à tarifs réglementés totalisent 52 718 000 $ au 30 septembre 2015 (48 822 000 $ au 30 septembre 2014) et sont composés d’une partie des soldes non amortis des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d’avantages complémentaires de retraite lors de l’acquisition de GMP et de CVPS. En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, ces frais reportés découlant de l’acquisition de GMP et de CVPS auraient influencé l’allocation de leur prix d’achat. La Société n’est pas en mesure de faire une estimation raisonnable des incidences de ces pratiques sur l’allocation du prix d’achat.

(g) Les frais reliés à la décontamination et au démantèlement des sites aux États-Unis sont liés à VGS et GMP. Une portion de ces coûts, qui seront éventuellement déboursés par VGS et GMP, serviront à décontaminer un terrain sur lequel était située une usine de gaz manufacturé ayant cessé ses activités en 1966. En effet, VGS et GMP, conjointement avec d’autres entreprises, ont été tenues potentiellement responsables de la pollution de ce site. Ces frais reportés représentent des coûts encourus pour un montant de 10 349 000 $ au 30 septembre 2015 (9 344 000 $ au 30 septembre 2014) et sont amortis sur une période de 10 à 20 ans par VGS et GMP. En contrepartie d’une partie de ces frais reportés, un passif au montant de 5 556 000 $ au 30 septembre 2015 (4 555 000 $ au 30 septembre 2014) a été reconnu pour refléter les déboursés futurs estimés et est présenté à la rubrique Autres éléments du passif à long terme au bilan consolidé.

Tel qu’approuvé par le VPSB, les frais reliés à la décontamination et au démantèlement des sites aux États-Unis sont amortis de manière à être récupérés dans les tarifs futurs sans rendement sur le capital investi. En l’absence



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de traitements réglementaires, les coûts passés auraient été enregistrés aux résultats au moment où ils auraient été encourus.

(h) Depuis le 1er octobre 2012, Gaz Métro-daQ utilise la méthode de la comptabilité d’exercice pour la comptabilisation des coûts relatifs aux vacances en remplacement de la méthode des déboursés qui était utilisée auparavant. Les frais reportés relatifs à la provision pour vacances sont donc constitués des écarts cumulés entre les coûts constatés aux résultats en vertu de la méthode des déboursés et les coûts établis selon la méthode de la comptabilité d’exercice.

Ces frais reportés sont soumis à un rendement sur le capital investi et à un amortissement selon la méthode de l’amortissement linéaire sur une période de 5 ans. En l’absence de ce traitement réglementaire, les tarifs des exercices antérieurs à l’exercice 2013 n’auraient pas été établis de la même façon. Les impacts de ce traitement réglementaire ne peuvent donc être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(i) Les frais et crédits reliés aux mécanismes de partage des profits et pertes se composent de montants relatifs à Gaz Métro-daQ, VGS et GMP. En vertu du mécanisme de partage de profits et de pertes relié à Gaz Métro-daQ, la Régie exige que l’excédent de rendement ou le manque à gagner attribuable aux clients soit remis ou récupéré principalement sous forme d’ajustement des tarifs dans l’exercice suivant son approbation. En ce qui concerne VGS et GMP, le mécanisme de partage des profits et des pertes approuvé par le VPSB prévoit un ajustement des tarifs dans l’exercice suivant son approbation. Ces frais et crédits reportés sont enregistrés dans les exercices au cours desquels ils sont engendrés.

En l’absence de ces traitements réglementaires, les profits et pertes auraient été comptabilisés aux résultats au cours des exercices durant lesquels ils se sont matérialisés. Toutefois, les tarifs n’auraient pas été établis de la même façon. Les impacts de ce traitement réglementaire ne peuvent donc être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(j) Les frais reliés aux impôts sur les bénéfices sont constitués principalement de sommes à récupérer à même les tarifs futurs de TQM, de VGS et de GMP relativement à l’écart entre la charge d’impôts sur les bénéfices calculée selon la méthode utilisée aux fins de l’établissement des tarifs et celle établie conformément aux normes définies au chapitre 3465 inclus à la Partie V du Manuel, intitulé Impôts sur les bénéfices. En l’absence de ces traitements

réglementaires, les charges d’impôts sur les bénéfices auraient été comptabilisées aux résultats au cours des exercices durant lesquels elles se sont matérialisées; toutefois les tarifs n’auraient pas été établis de la même façon. Les impacts de ces traitements réglementaires ne peuvent donc être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(k) Les frais reliés au renouvellement du parc de compteurs sont constitués des sommes engagées par GMP pour le retrait des compteurs qui ont été remplacés par des compteurs de nouvelle génération dans le cadre du déploiement de son réseau de distribution d’électricité intelligent. Les frais reliés au renouvellement du parc de compteurs seront amortis jusqu’en 2018 de manière à être récupérés dans les tarifs futurs. En l’absence de la comptabilité applicable aux entités assujetties à la réglementation des tarifs, ces frais auraient été comptabilisés aux résultats au moment où ils ont été encourus et aucune charge d’amortissement subséquente n’aurait été enregistrée. Donc, en l’absence de traitement réglementaire, le bénéfice net consolidé de Gaz Métro aurait été supérieur de 2 780 000 $ pour l’exercice 2015 et pour l’exercice 2014.

(l) Les frais reliés aux tempêtes sont composés de dépenses relatives à des facteurs exogènes affectant le réseau de GMP qui sont en excédent du montant de 1 200 000 $ US autorisé par le régime de réglementation alternative et qui sont récupérables auprès des clients sur une période de 24 mois. En l’absence de ce traitement réglementaire, les coûts engagés auraient été enregistrés aux résultats au moment où ils ont été encourus.

(m) Les crédits reportés reliés à la redevance au Fonds vert de Gaz Métro-daQ correspondaient à la différence entre le montant de redevance versé au gouvernement et celui facturé aux clients. Cette différence était expliquée par deux éléments. Tout d’abord, une partie était attribuable aux écarts de facturation liés à la mise en place tardive des nouveaux tarifs annuels applicables. Le deuxième élément expliquant la différence découlait de (i) l’écart entre les volumes de gaz naturel réellement distribués et ceux projetés et de (ii) l’écart entre la redevance réelle et celle projetée ayant servi à l’établissement du tarif.

Il est à noter que le Fonds vert est demeuré en application jusqu’au 31 décembre 2014. À partir de cette date, l’amortissement du solde des crédits reportés reliés à la redevance de ce dernier a été intégré au calcul mensuel du prix du système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre comptabilisé à titre d’actif incorporel.



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N’eût été l’application du traitement réglementaire, les écarts relatifs à la redevance au Fonds vert auraient été constatés aux résultats durant l’exercice au cours duquel ils ont été créés et aucune charge d’amortissement subséquente de ces crédits n’aurait été enregistrée.

(n) L’utilisation des baisses du prix du gaz naturel pour la création d’un fonds servant à l’expansion et la fiabilité du réseau de VGS a été approuvée par le VPSB. Ce fonds permet à VGS de déposer dans un compte d’encaisse affectée, les sommes retenues qui auraient autrement permis une réduction des tarifs et de les utiliser pour supporter le développement du réseau dans d’autres régions avec peu ou pas d’impact tarifaire. Dans le cas où l’expansion du réseau n’aurait pas lieu, les sommes seront retournées aux clients de VGS. VGS comptabilise les sommes récupérées en tant que passif réglementaire étant donné qu’elles seront remises aux clients par l’expansion du réseau ou par un remboursement. En contrepartie de ce passif réglementaire, un actif totalisant 26 497 000 $ et 16 454 000 $ est comptabilisé à la rubrique Encaisse affectée au bilan consolidé aux 30 septembre 2015 et 2014 respectivement.

En l’absence de traitements réglementaires, les tarifs n’auraient pas été établis de la même façon. Les impacts de ces traitements réglementaires ne peuvent donc être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

(o) Le programme d’assistance électrique de GMP est financé par une redevance imposée par compteur pour tous les types de clients. Les sommes perçues permettent de réduire de 25 % le tarif d’électricité des clients résidentiels à faibles revenus admissibles et de couvrir les dépenses administratives afférentes au programme. Les crédits reportés reliés au programme d’assistance électrique sont donc constitués de l’excédent des sommes perçues par les redevances sur les coûts engagés par GMP aux 30 septembre 2015 et 2014. Dans le cas où des sommes seraient perçues en trop, elles pourraient être réattribuées aux clients par l’entremise d’un crédit sur leur facture ou elles pourraient être utilisées pour le développement du programme en fonction d’une décision du VPSB. En l’absence de traitements réglementaires, il n’y aurait aucun impact significatif aux états financiers consolidés puisque l’excédent des sommes perçues par les redevances sur les coûts engagés par GMP serait comptabilisé à titre de revenus reportés.

(p) En vertu de traitements réglementaires, la Société comptabilise relativement aux activités de distribution d’énergie, par l’entremise de ses filiales Gaz Métro-daQ, VGS et GMP, l’estimation des coûts éventuels de retrait liés à certains propriétés, aménagements et équipements. Ces coûts sont récupérés à même les tarifs principalement par le biais des taux d‘amortissement, en augmentation des crédits reportés tandis que les coûts réels de retrait sont, pour leur part, enregistrés en diminution des crédits reportés. En ce qui concerne les activités de transport, TQM et Champion prélèvent dans les tarifs, à la suite de l’Initiative de consultation relative aux questions foncières de l’ONÉ, des fonds pour financer les estimations de coûts futurs liés à la cessation d’exploitation de ses pipelines. Ces fonds sont comptabilisés comme placements soumis à des restrictions et sont présentés dans les fonds de placements de la rubrique Placements et autres du bilan consolidé. Étant donné que ces fonds prélevés ne peuvent être affectés qu’à la cessation d’exploitation des installations pipélinières de TQM et Champion, ceux-ci sont comptabilisés à titre de crédits reportés au bilan consolidé.

De plus, les fonds de placements doivent être présentés au bilan consolidé et réévalués à leur juste valeur. La contrepartie de ces réévaluations, qui est actuellement incluse dans les comptes de crédits reportés, devrait, en l’absence de traitements réglementaires, être enregistrée directement aux résultats. En l’absence des traitements réglementaires, les résultats des exercices 2015 et 2014 auraient été affectés par l’utilisation d’une approche différente à l’établissement des tarifs dont les impacts ne peuvent être déterminés au prix d’un effort raisonnable.

5. CLIENTS ET AUTRES DÉBITEURS

2015 2014

Comptes clients (a) 203 253 $ 193 217 $ Billets à recevoir (b) 6 461 6 291 Taxes à recevoir 3 820 2 609 Autres débiteurs 9 144 9 748

222 678 $ 211 865 $

(a) Le 27 mars 2015, Gaz Métro a mis fin à la convention d’achat de créances dont elle bénéficiait (aussi appelée « entente de titrisation ») et qui lui permettait de céder à une fiducie de titrisation, avec un recours limité, des créances sur une base mensuelle. Au cours du premier trimestre de l’exercice 2015, la Société avait cédé et décomptabilisé des créances pour un montant totalisant 59 000 000 $ (nil au 30 septembre 2014), net des droits



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subordonnés conservés par Gaz Métro. Au 30 septembre 2015, la Société n’a plus aucune obligation en vertu de cette entente de titrisation et n’a négocié aucune nouvelle convention d’achat de créances.

(b) Le billet à recevoir ne porte pas intérêt et est relatif aux coûts de construction remboursables par Hydro-Québec après le début des activités commerciales de Parc 4.

6. STOCKS

2015 2014

Gaz naturel 95 306 $ 96 595 $ Fournitures et matériaux 22 386 18 310

117 692 $ 114 905 $

7. PROPRIÉTÉS, AMÉNAGEMENTS ET ÉQUIPEMENTS

2015

Coût Amortissement

cumulé Projets en

cours Total

Stockage 172 191 $ 48 384 $ 5 410 $ 129 217 $

Transport 716 521 315 683 9 816 410 654

Distribution 3 744 399 1 223 241 164 754 2 685 912

Installations générales et autres 465 787 179 378 77 098 363 507

Production 953 493 114 840 11 794 850 447

6 052 391 $ 1 881 526 $ 268 872 $ 4 439 737 $

2014

Coût Amortissement

cumulé

Projets en cours Total

Stockage 172 259 $ 46 296 $ 6 087 $ 132 050 $ Transport 655 838 296 361 9 332 368 809 Distribution 3 400 649 1 106 952 119 219 2 412 916 Installations générales et autres 421 506 180 819 31 431 272 118 Production 740 021 64 268 109 271 785 024

5 390 273 $ 1 694 696 $ 275 340 $ 3 970 917 $

Le coût des propriétés, aménagements et équipements non amortissables, excluant les projets en cours, aux 30 septembre 2015 et 2014, est respectivement de 106 014 000 $ et de 99 612 000 $ et représente principalement le coût du gaz coussin des sites d’entreposage et des terrains.

La Société détient des appareils qu’elle loue en vertu de contrats de location-exploitation. Ces appareils en location ont un coût et un amortissement cumulé respectivement de 67 052 000 $ et de 40 857 000 $ au 30 septembre 2015 comparativement à 55 485 000 $ et 32 519 000 $ au 30 septembre 2014. Les revenus tirés de ces contrats de location-exploitation représentent 8 993 000 $ et 7 697 000 $ pour les exercices 2015 et 2014 respectivement.

La charge d’amortissement est de 196 754 000 $ en 2015 comparativement à 183 468 000 $ en 2014.

Au cours de l’exercice 2015, un montant d’intérêts de 2 980 000 $ a été capitalisé dans les projets en cours de certaines activités à tarifs non réglementés (4 357 000 $ en 2014).

Au cours de l’exercice 2015, une provision de 13 486 000 $ (10 300 000 $ US) a été comptabilisée puisque la Société juge qu’il n’est plus probable que certains des coûts d’un projet de développement de réseau de VGS pourront être recouvrés dans les tarifs futurs.



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8. PLACEMENTS ET AUTRES

Taux de

participation 2015 2014

Participations dans des satellites

PNGTS (a) 38,3 % 121 654 $ 93 150 $ Transco (70,0 % en 2014) (b) 71,5 % 566 975 428 570

Velco 38,8 % 13 965 11 555

Autres 2 409 1 947

705 003 535 222

Fonds de placement (c) 210 548 174 313

Valeur de rachat de polices d’assurance-vie (d) 32 583 27 220

948 134 $ 736 755 $

(a) Le placement dans PNGTS a été donné en garantie de billets de premier rang de 99 527 000 $ (74 580 000 $ US) de cette société au 30 septembre 2015.

(b) Au cours de l’exercice 2015, par l’intermédiaire d’une de ses filiales américaines, Gaz Métro a investi un montant de 31 576 000 $ (27 221 000 $ US) dans Transco, augmentant ainsi son niveau de participation de 70,0 % à 71,5 % (24 409 000 $ (23 251 000 $ US) au cours de l’exercice 2014). Ces fonds sont destinés à financer les investissements en capital dans des activités reliées à la transmission d’électricité.

(c) Les fonds de placement sont composés principalement de fonds gérés par VYNPC qui serviront à régler les passifs reliés à la décontamination et au démantèlement des sites aux États-Unis et à l’élimination de combustible nucléaire irradié. Pour plus de détails quant à ces passifs, se référer à la note 15.

(d) Il s’agit de polices d’assurance sur la vie de dirigeants actifs et à la retraite.

9. PARTICIPATIONS DANS DES COENTREPRISES

2015 2014

TQM 50,0 % 50,0 % TQM Services Inc. 50,0 % 50,0 % Société en commandite Rabaska (Rabaska) 33,3 % 33,3 % CDH Solutions & Opérations Inc. 50,0 % 50,0 % Intragaz 40,0 à 60,0 % 40,0 à 60,0 % Parcs 2 et 3 50,0 % 50,0 % Parc 4 50,0 % 50,0 %



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La quote-part des composantes des coentreprises incluse dans les états financiers consolidés est la suivante :

2015 2014

RÉSULTATS Revenus 120 974 $ 95 513 $ Frais 95 664 76 421

Bénéfice net 25 310 $ 19 092 $

BILAN Actif à court terme 37 225 $ 67 597 $ Actif à long terme 700 140 720 098 Passif à court terme (37 351) (49 375) Passif à long terme (491 562) (496 361)

Actif net 208 452 $ 241 959 $

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX : Activités d’exploitation 65 841 $ 87 278 $ Activités d’investissement (10 518) (140 686) Activités de financement (58 490) 60 534

Variation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie, déduction faite du découvert bancaire (3 167) $ 7 126 $

La Société détient une quote-part dans des actifs sous contrôle conjoint de génération et de transmission électrique. Au 30 septembre 2015, la quote-part des actifs sous contrôle conjoint, inclus dans l’actif à long terme du bilan consolidé, est de 98 934 000 $ (84 496 000 $ au 30 septembre 2014) et la quote-part des frais, inclus dans les résultats consolidés, est de 23 636 000 $ (22 097 000 $ pour l’exercice terminé le 30 septembre 2014). Les frais liés aux actifs sous contrôle conjoint sont inclus dans la base de tarification et donc génèrent des revenus inclus dans les revenus consolidés de la Société.

10. ACTIFS INCORPORELS

2015 2014

Coût Amortissement

cumulé

Valeur comptable

nette

Coût Amortissement

cumulé

Valeur comptable

nette

Droits d’émission de GES 365 322 $ 67 391 $ 297 931 $ - $ - $ - $

Développement informatique 189 064 97 144 91 920 161 651 83 108 78 543

Droits et licences 14 890 13 814 1 076 10 829 8 238 2 591

569 276 $ 178 349 $ 390 927 $ 172 480 $ 91 346 $ 81 134 $

Les actifs incorporels capitalisés ont totalisé 380 334 000 $ en 2015 et 19 609 000 $ en 2014. De ce montant, 372 962 000 $ sont associés à des actifs acquis et 7 372 000 $ sont associés à des actifs générés à l’interne en 2015 (16 206 000 $ et 3 403 000 $ respectivement en 2014).

La charge d’amortissement des actifs incorporels est de 82 003 000 $ en 2015 et de 12 174 000 $ en 2014. La portion de la charge d’amortissement relative aux droits d’émission de GES est comptabilisée à la rubrique Coûts directs à l’état consolidé des résultats et s’élève à 67 391 000 $ pour l’exercice 2015 (nil en 2014).



133

11. ÉCARTS D’ACQUISITION

2015

Distribution d’énergie


Services énergétiques,

entreposage et autres Total

Solde au début 340 224 $ 7 596 $ 1 149 $ 348 969 $

Écart de conversion des établissements étrangers autonomes 65 159 - - 65 159

Solde à la fin 405 383 $ 7 596 $ 1 149 $ 414 128 $

2014



Services énergétiques, entreposage

et autres Total

Solde au début 312 976 $ 7 596 $ 1 149 $ 321 721 $ Écart de conversion des établissements

étrangers autonomes 27 248 - - 27 248

Solde à la fin 340 224 $ 7 596 $ 1 149 $ 348 969 $

12. AUTRES ÉLÉMENTS D’ACTIFS À LONG TERME

2015 2014

Actif au titre des prestations constituées (note 19) 66 541 $ 57 111 $ Autres 3 705 17 484

70 246 $ 74 595 $

13. EMPRUNTS BANCAIRES

Montants maximums

autorisés

Taux d’intérêt

(c) Échéance 2015 2014

GAZ MÉTRO (a) 50 000 $ - % - - $ - $ VGS (b) 60 053 1,24 % 2016 28 972 -

110 053 $ 28 972 $ - $

(a) La facilité de crédit à court terme de Gaz Métro n’est pas garantie.

(b) Le montant maximum autorisé en vertu des facilités de crédit à court terme de VGS est de 45 000 000 $ US. Le solde au 30 septembre 2015 est de 21 710 000 $ US.

(c) Les facilités de crédit à court terme portent intérêt à des taux variables fondés sur le taux des acceptations bancaires, le taux préférentiel ou le taux LIBOR, majorés selon les termes de ces facilités.



134

14. DETTE À LONG TERME

Taux

d’intérêt Échéance

2015 2014

GAZ MÉTRO Obligations de première hypothèque (a)

Série « D » 10,45 % 2017 125 000 $ 125 000 $ Série « E » 9,00 % 2025 100 000 100 000 Série « F » 7,20 % 2028 50 000 50 000 Série « I » 7,05 % 2031 125 000 125 000 Série « I » 6,30 % 2034 125 000 125 000 Série « J » 5,45 % 2021 150 000 150 000 Série « J » 5,70 % 2036 150 000 150 000 Série « L » 4,93 % 2019 100 000 100 000 Série « R » 3,30 % 2045 100 000 -

1 025 000 925 000

Billets garantis de premier rang (b) Série « A » (130 000 $ US) 3,86 % 2022 173 485 145 600 Série « B » (130 000 $ US) 5,06 % 2042 173 485 145 600 Série « C » (100 000 $ US) 4,04 % 2043 133 450 112 000 Série « D » (100 000 $ US) 4,19 % 2048 133 450 112 000 Série « E » (100 000 $ US) 3,22 % 2025 133 450 -

747 320 515 200

Crédit à terme, garanti (0,80 % en 2014) (a), (n) 0,60 % 2020 245 009 364 996 Autres (1,90 % en 2014) 1,64 % 2019 115 790

245 124 365 786

2 017 444 1 805 986

NNEEC Billets de premier rang, non garantis

Série « A » (50 000 $ US) 5,93 % 2017 66 725 56 000 Série « B » (50 000 $ US) 6,12 % 2022 66 725 56 000

133 450 112 000

GMP (c) Obligations de première hypothèque (d)

Série 6,04 % (18 000 $ US en 2015 et 24 000 $ US

en 2014) 6,04 % 2018 24 021 26 880 Série 6,70 % (15 000 $ US) 6,70 % 2019 20 018 16 800 Série 9,64 % (9 000 $ US) 9,64 % 2020 12 011 10 080

Série 8,65 % (11 000 $ US en 2015 et 11 500 $ US

en 2014) 8,65 % 2022 14 680 12 880 Série 6,53 % (30 000 $ US) 6,53 % 2036 40 035 33 600 Série 6,17 % (16 000 $ US) 6,17 % 2038 21 352 17 920 Série 5,98 % (15 000 $ US) 5,98 % 2019 20 018 16 800

Série 2010A (21 405 $ US en 2015 et 22 120 $ US

en 2014) 3,00

à 5,00 %%

2015 à 2035 28 565 24 774

Série 2010B (5 000 $ US) 6,00 % 2035 6 673 5 600 Série 4,56 % - Tranche A (50 000 $ US) 4,56 % 2042 66 725 56 000 Série 4,61 % - Tranche B (25 000 $ US) 4,61 % 2042 33 363 28 000 Série 5,72 % (55 000 $ US) 5,72 % 2019 73 398 61 600 Série 6,90 % (17 500 $ US) 6,90 % 2024 23 354 19 600 Série 6,83 % (60 000 $ US) 6,83 % 2028 80 070 67 200 Série 8,91 % (15 000 $ US) 8,91 % 2032 20 018 16 800 Série 5,89 % (40 000 $ US) 5,89 % 2041 53 380 44 800 Série 3,99 % (85 000 $ US) 3,99 % 2043 113 433 95 200 Série 4,39 % (20 000 $ US) 4,39 % 2034 26 690 22 400 Série 4,89 % (43 000 $ US) 4,89 % 2044 57 384 48 160 Série 4,07 % (12 000 $ US) 4,07 % 2029 16 014 13 440

751 202 638 534

Obligations de la Vermont Economic Development Authority (VEDA), garanties (30 000 $ US) (e) 5,00 % 2021 40 035 33 600

Crédit à terme, non garanti (71 174 $ US en 2015 et 40 101 $ US en 2014) (1,44 % en 2014) (f), (n) 1,24 % 2020 94 981 44 913

Autres (1 779 $ US en 2014) - 2015 - 1 993

94 981 46 906

886 218 719 040



135

Taux

d’intérêt Échéance 2015 2014

VGS (g) Billets de premier rang, non garantis

Série 7,62 % (10 000 $ US) (h) 7,62 % 2028 13 345 11 200 Série 6,44 % (10 000 $ US) 6,44 % 2036 13 345 11 200 Série 5,14 % (35 000 $ US) 5,14 % 2044 46 707 39 200

73 397 61 600

TQM Obligations, non garanties

Série « L » 4,25 % 2017 50 000 50 000

Crédit à terme, non garanti (i) Portion à taux variable (n) 1,99 % 2018 14 750 20 098 Portion à taux fixe 2,81 % 2018 37 500 37 500

102 250 107 598

INTRAGAZ Crédit à terme, garanti (j), (n) 5,20 % 2023 41 743 44 779

PARCS 2 ET 3 (k)

Prêt à terme, garanti 4,70

et 5,45 %% 2031 249 726 260 209

PARC 4 (l) Prêt de construction, garanti 5,66 % 2034 70 025 71 223 Crédit-relais, garanti 2,75 % 2015 6 450 1 484

76 475 72 707

AUTRES

Crédits à terme, garantis (2,54 % en 2014) (m), (n) 2,04 % 2016

à 2023 16 649 16 836 Autres 2,69 % 2018 261 344

16 910 17 180

3 597 613 3 201 099 FRAIS DE FINANCEMENT, DÉDUCTION FAITE DE

L’AMORTISSEMENT 33 317 33 321

3 564 296 3 167 778 ÉCHÉANCES COURANTES 33 310 27 016

3 530 986 $ 3 140 762 $

VERSEMENTS DE CAPITAL

Les versements de capital requis au cours des cinq prochains exercices pour respecter les échéances et les fonds d’amortissement, exclusion faite des rachats avant échéance au gré de la Société, sont de :

2016 2017 2018 2019 2020

Versements de capital 33 310 $ 275 548 $ 80 833 $ 233 931 $ 381 692 $

(a) Le 28 janvier et le 1er février 2015, Gaz Métro, par l’entremise de son commandité GMi, a amendé sa facilité de crédit afin notamment d’augmenter le montant maximum autorisé de 600 000 000 $ à 800 000 000 $ et de prolonger son échéance jusqu’en mars 2020. Les modalités de la convention de crédit originale demeurent inchangées.

Le 31 mars 2015, GMi a émis, par voie de placement privé, des obligations de première hypothèque de série R d’un montant de 100 000 000 $. Ces obligations portent intérêt au taux annuel de 3,30 % et viendront à échéance le 31 mars 2045. Le produit de l’émission a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires afin d’être utilisé pour le refinancement de dettes existantes et aux fins générales de l’entreprise.

Une partie du crédit à terme est libellée en devises américaines, soit 24 154 000 $ (18 100 000 $ US) au 30 septembre 2015 et 129 136 000 $ (115 300 000 $ US) au 30 septembre 2014.



136

Pour les obligations de première hypothèque ainsi que le crédit à terme autorisé de 800 000 000 $, GMi a agi comme emprunteur au marché et a simultanément prêté le produit des emprunts à Gaz Métro à des conditions similaires.

Les obligations de première hypothèque sont garanties par Gaz Métro en vertu des actes de fiducie. Le crédit à terme autorisé de 800 000 000 $ est garanti par Gaz Métro. Les obligations de première hypothèque et le crédit à terme comportent également une hypothèque sur l’universalité des biens meubles et immeubles, présents et futurs de Gaz Métro et de GMi situés dans la province de Québec. Ainsi, les créanciers bénéficient d’une hypothèque immobilière de premier rang sur les conduites et le réseau de gaz naturel présents et futurs de la Société.

Les obligations de première hypothèque sont remboursables au gré de GMi, par l’entremise de Gaz Métro, en vertu d’une entente entre celle-ci et GMi, au plus élevé de la valeur nominale ou d’une valeur reflétant les conditions de marché, majorée des intérêts courus et impayés jusqu’à la date fixée pour le rachat.

Les actes de fiducie et autres conventions régissant la dette à long terme prévoient que Gaz Métro n’émettra pas de nouvelle dette à long terme si, compte tenu de celle-ci, le ratio de la dette à long terme par rapport au capital investi de Gaz Métro excède 65 % et le ratio de couverture des intérêts sur la dette à long terme est inférieur à 1,5, sur la base de ses états financiers non consolidés. Les actes de fiducie prévoient aussi que Gaz Métro ne fera aucune distribution à ses associés si, compte tenu de celle-ci, le ratio de la dette à long terme par rapport au capital investi de la Société excède 75 % sur la base de ses états financiers non consolidés.

Les actes de fiducie et autres conventions prévoient que le total des intérêts détenus par Gaz Métro dans des activités non réglementées reliées à l’énergie et dans des activités non reliées à l’énergie ne doit pas représenter plus de 10 % de son actif total non consolidé. Aux 30 septembre 2015 et 2014, les actifs détenus par Gaz Métro dans ces activités représentent respectivement 3,17 % et 2,95 % de son actif total non consolidé. De plus, dans le cas des activités non reliées à l’énergie, les intérêts détenus par Gaz Métro dans ces activités ne doivent pas représenter plus de 5 % de son actif total non consolidé. Aux 30 septembre 2015 et 2014, Gaz Métro ne détient aucun intérêt dans ces activités.

(b) Le 9 décembre 2014, GMi a conclu une convention d’achat de billets garantis de premier rang d’un montant de 114 400 000 $ (100 000 000 $ US). Ces billets portent intérêt au taux annuel de 3,22 % et viendront à échéance le 9 décembre 2024. Le produit de l’émission a été prêté à Gaz Métro à des conditions similaires afin d’être utilisé pour le refinancement de dettes existantes et aux fins générales de l’entreprise.

Les billets sont garantis par Gaz Métro, par voie de cautionnement, quant au paiement du capital et des intérêts, et sont assortis d’une hypothèque sur l’universalité des biens meubles et immeubles, présents et futurs de Gaz Métro et de GMi, situés dans la province de Québec. Ainsi, les créanciers bénéficient d’une hypothèque immobilière de premier rang sur les conduites et le réseau de gaz naturel présents et futurs de Gaz Métro.

(c) Essentiellement, la totalité des actifs de GMP est assujettie au privilège de l’acte de fiducie en vertu duquel les obligations de première hypothèque ont été émises. L’acte de fiducie des obligations de première hypothèque de GMP exige le maintien d’un ratio de la dette à long terme par rapport au capital investi n’excédant pas 65 %. Les obligations de première hypothèque contiennent certaines restrictions quant aux versements de dividendes par GMP. Selon les conditions les plus restrictives, approximativement 99 593 000 $ US des bénéfices non répartis sont libres de restrictions au 30 septembre 2015 comparativement à 70 162 000 $ US au 30 septembre 2014. Certaines de ces obligations de première hypothèque requièrent des versements annuels dans un fonds d’amortissement.

(d) Le 1er décembre 2013, GMP a conclu une convention d’achat d’obligations avec des investisseurs, par voie de placement privé, en vue de l’émission d’obligations de première hypothèque pour un montant en capital global de 75 000 000 $ US, soit trois séries de 43 000 000 $ US, 20 000 000 $ US et 12 000 000 $ US. Le 16 décembre 2013, GMP a procédé à l’émission des séries d’obligations de 43 000 000 $ US et de 20 000 000 $ US, venant à échéance le 16 décembre 2043 et le 16 décembre 2033 et portant intérêt aux taux annuels de 4,89 % et de 4,39 % respectivement. La série d’obligations de 12 000 000 $ US a été émise le 9 janvier 2014. Ces obligations, venant à échéance le 9 janvier 2029, portent intérêt au taux annuel de 4,07 %.

La Série 2010A des obligations de première hypothèque, au montant initial de 24 765 000 $ US, vient à échéance par tranche de montants variables le 1er avril de chaque année, et ce, depuis l’exercice 2011.

(e) Les obligations de première hypothèque et de la VEDA sont garanties par la quasi-totalité des actifs de GMP. Les obligations de première hypothèque sont remboursables au gré de GMP, au plus élevé de la valeur nominale ou



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d’une valeur reflétant les conditions de marché, majorée des intérêts courus et impayés jusqu’à la date fixée pour le rachat.

(f) Le 15 décembre 2014, la facilité de crédit de GMP d’un montant de 81 592 000 $ (70 000 000 $ US) a été remboursée à l’aide d’une nouvelle facilité de crédit. Cette nouvelle facilité de crédit autorise un crédit à terme de 146 795 000 $ (110 000 000 $ US) et viendra à échéance le 14 décembre 2019.

(g) Le 30 janvier 2014, VGS a procédé, par voie de placement privé, à l’émission de billets de premier rang pour un montant total de 35 000 000 $ US. Les billets de premier rang viendront à échéance le 30 janvier 2044 et portent intérêt au taux annuel de 5,14 %.

Les facilités de crédit de VGS, d’un montant total de 45 000 000 $ US ont été renégociées au cours de l’exercice 2014 et viendront à échéance en 2016.

(h) Le billet de premier rang de Série 7,62 % de VGS comprend une clause de remboursement par anticipation de 1 000 000 $ US par année commençant en 2019.

(i) Le 27 juin 2014, TQM a amendé sa facilité de crédit, qui comprend maintenant une portion prêt à terme de 75 000 000 $ (37 500 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) et une portion marge de crédit de 60 000 000 $ (30 000 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro). Une première tranche du prêt à terme de 35 000 000 $ (17 500 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) a été contractée le 2 juillet 2014 et porte intérêt au taux annuel de 2,79 %, et sa deuxième tranche de 40 000 000 $ (20 000 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) a été contractée le 15 septembre 2014 et porte intérêt au taux annuel de 2,82 %. Ces emprunts ont servi à rembourser une partie des obligations de Série K venue à échéance le 15 septembre 2014. La portion marge de crédit demeure à taux variable. La facilité de crédit amendée viendra à échéance le 19 août 2018.

(j) Le 29 août 2013, Intragaz a conclu une nouvelle convention de crédit qui viendra à échéance le 28 avril 2023. Au 30 septembre 2015, le montant disponible en vertu de cette facilité de crédit s’élève à 69 572 000 $ (41 743 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro). Intragaz a contracté un accord de crédit croisé fixant le taux d’intérêt à 5,21 % jusqu’à la date d’échéance. Le taux présenté reflète l’effet de l’accord de crédit croisé.

(k) Aux 30 septembre 2015 et 2014, le montant total disponible et utilisé du financement garanti par les actifs de Parcs 2 et 3 est de 546 326 000 $ (273 163 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) et de 603 777 000 $ (301 889 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) respectivement et consiste en :

un prêt de construction de deux ans comportant une tranche couverte et une tranche non couverte qui a été converti en prêt à terme le 28 juillet 2014. La tranche couverte est garantie par la République fédérale d’Allemagne par l’entremise de son agence de crédit à l’exportation Euler-Hermes et porte intérêt à un taux de 4,70 %. Le montant disponible et utilisé de cette tranche est de 240 138 000 $ (120 069 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) au 30 septembre 2015 et de 246 473 000 $ (123 237 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) au 30 septembre 2014. La tranche non couverte porte intérêt à un taux de 5,45 %. Le montant disponible et utilisé de cette tranche est de 259 313 000 $ (129 657 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) au 30 septembre 2015 et de 273 945 000 $ (136 973 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) au 30 septembre 2014. Le taux d’intérêt de la tranche non couverte sera augmenté de 25 points de base tous les quatre ans suivant la conversion du prêt le 28 juillet 2014. Le prêt à terme viendra à échéance en 2031; et

une facilité de lettres de crédit de 46 875 000 $ (23 437 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) au 30 septembre 2015 (83 359 000 $ (41 680 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) au 30 septembre 2014) afin que Parcs 2 et 3 puisse satisfaire aux différentes garanties exigées par diverses contreparties. Les frais de lettres de crédit sont équivalents à la marge applicable à la tranche non couverte.

Au cours de la période de construction, et ce jusqu’à la date de conversion des prêts, soit le 28 juillet 2014, Parcs 2 et 3 a payé uniquement les intérêts sur les montants empruntés. Le premier remboursement de capital sur les montants empruntés a été effectué le 30 juin 2014 et des remboursements semestriels sont prévus jusqu’à l’échéance du prêt.

À la suite de la clôture du financement des projets éoliens 2 et 3 en novembre 2011, Parcs 2 et 3 a conclu des accords de crédit croisé avec ses prêteurs, couvrant 90 % de la valeur de la dette à taux variable servant à financer les projets éoliens 2 et 3. Le taux moyen de ces transactions se situe à environ 3,0 % et le notionnel est de



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551 732 000 $ (275 866 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) aux 30 septembre 2015 et 2014. Ces accords de crédit croisé seront réglés périodiquement jusqu’au 31 décembre 2031. Les taux présentés reflètent l’effet des accords de crédit croisé.

(l) Aux 30 septembre 2015 et 2014, le montant total du financement sans recours de Parc 4 est de 163 724 000 $ (81 862 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) et de 166 119 000 $ (83 060 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) respectivement et consiste en :

un prêt de construction de 140 050 000 $ (70 025 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) qui a été converti en prêt à terme le 4 septembre 2015, amorti sur 19,5 ans après le début de l’exploitation commerciale à un taux de 5,66 % pour la durée complète du prêt; ce prêt représente environ 75 % de l’investissement total prévu, incluant les frais de financement initiaux, les intérêts payables durant la période de construction, le fonds de roulement et les contingences;

un crédit-relais à court terme de 12 901 000 $ (6 450 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro), permettant de financer certains coûts encourus durant la construction et remboursables par Hydro-Québec; et

une facilité de lettres de crédit de 10 773 000 $ (5 387 000 $ représentant la quote-part de Gaz Métro) afin que Parc 4 puisse satisfaire aux différentes garanties exigées par diverses contreparties.

Durant la période de construction et jusqu’au 31 mars 2015, Parc 4 a payé uniquement les intérêts sur les montants empruntés. Le premier remboursement de capital sur les montants empruntés a été effectué à cette date et des remboursements trimestriels sont prévus jusqu’à l’échéance du prêt.

(m) Les autres filiales et coentreprises de Gaz Métro peuvent emprunter jusqu’à 41 000 000 $ en vertu de facilités de crédit à terme, garanties par des hypothèques de premier rang.

(n) Les crédits à terme portent intérêt à des taux fondés sur le taux des acceptations bancaires, le taux préférentiel ou le taux LIBOR, majorés selon les termes des conventions de crédit.

Les intérêts sur la dette à long terme totalisent respectivement 174 450 000 $ et 155 707 000 $ pour les exercices 2015 et 2014. Les intérêts sur la dette à long terme incluent notamment les intérêts sur les obligations de première hypothèque, les billets garantis de rang supérieur ainsi que sur le crédit à terme garanti de Gaz Métro qui totalisent respectivement 97 218 000 $ et 88 520 000 $ pour les exercices 2015 et 2014. Les frais financiers et autres comprennent l’amortissement des frais reliés au financement de 1 798 000 $ et de 1 640 000 $ pour les exercices 2015 et 2014 respectivement.

Aux 30 septembre 2015 et 2014, GMi et Gaz Métro et ses filiales et coentreprises respectent toutes les exigences auxquelles elles sont soumises en vertu des divers actes de fiducie et conventions de crédit à terme régissant la dette à long terme.

15. AUTRES ÉLÉMENTS DU PASSIF À LONG TERME

2015 2014

Passif au titre des prestations constituées 138 692 $ 126 126 $ Passifs relatifs à la rémunération différée de GMP et de VGS 11 361 8 395 Revenus reportés (a) 30 477 32 078 Passifs reliés à la décontamination et au démantèlement des sites

aux États-Unis (b) 5 556 4 555 Passif relié à l’élimination de combustible nucléaire irradié (c) 193 462 162 322 Participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL (d) 24 034 - Autres 31 171 25 994

434 753 $ 359 470 $

(a) Les revenus reportés correspondent principalement à certains coûts de construction remboursables par Hydro-Québec à Parcs 2 et 3 et à Parc 4.

(b) VGS et GMP, conjointement avec d’autres entreprises, ont été déclarées potentiellement responsables de la pollution d’un terrain sur lequel était située une usine de gaz manufacturé ayant cessé ses activités en 1966. Un



139

protocole de règlement a été signé en 1999 entre l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) et les entreprises impliquées, comportant un plan d’action pour réhabiliter le site et un mode de partage des coûts. Ce plan d'action a été entériné par le VPSB en 2001 et s'est avéré efficace dans l'ensemble. Les coûts encourus jusqu’à maintenant par VGS et GMP ont fait l’objet d’ententes avec le VPSB selon lesquelles ces sommes sont récupérées à même les tarifs sur une période de 10 à 20 ans. Si les déboursés futurs excèdent les provisions déjà enregistrées aux livres, de nouvelles demandes de récupération à même les tarifs seront déposées auprès du VPSB.

(c) Ce passif représente la somme qui devra être versée par VYNPC au DOE pour l’élimination de combustible nucléaire irradié. Cette somme comprend un montant fixe unique établi en 1983 ainsi que des intérêts composés trimestriellement depuis cette date, comptabilisés en augmentation de ce passif en fonction du taux des bons du Trésor américain, comme prévu à l’entente avec le DOE. Cette somme devra être payée au plus tard à la première livraison de combustible irradié au DOE, laquelle livraison demeure indéterminable étant donné que le site de dépôt fédéral pour le combustible nucléaire irradié n’est pas encore connu.

(d) Le 7 octobre 2014, Gaz Métro a conclu une entente avec Investissement Québec afin de financer une portion du projet d’accroissement de la capacité de liquéfaction de gaz naturel de l’usine LSR de Gaz Métro. En fonction des coûts actuellement estimés du projet et de son apport, d’un maximum de 50 000 000 $, la contribution d’Investissement Québec dans le projet sera d’environ 42 %. L’apport d’Investissement Québec est effectué graduellement tout au long du projet.

Au cours de l’exercice 2015, Investissement Québec a souscrit à 22 541 680 parts pour une contrepartie totale en espèces de 22 542 000 $.

16. CAPITAL

AUTORISÉ

Nombre illimité de parts, chacune étant de rang égal à toute autre part et conférant les mêmes droits, privilèges et obligations.

ÉMIS ET PAYÉ

2015 2014

Nombre de parts aux 30 septembre (en milliers de parts) 167 251 151 796

Le 30 avril 2015, la Société a procédé, par voie de placement privé, à une émission de 8 181 818 nouvelles parts à ses associés au prix unitaire de 16,50 $ par part, pour un produit total de 135 000 000 $.

Le 30 septembre 2015, la Société a procédé, par voie de placement privé, à une émission de 7 272 727 nouvelles parts à ses associés au prix unitaire de 16,50 $ par part, pour un produit total de 120 000 000 $.

17. CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU

2015 2014

Écarts de conversion des établissements étrangers autonomes 291 200 $ 63 674 $ Écarts de conversion relatifs aux activités de couverture de l’investissement net (185 991) (61 962) Écarts reliés à la juste valeur des instruments financiers dérivés désignés

comme éléments de couverture, nets des impôts sur les bénéfices (40 546) (31 118)

64 663 $ (29 406) $



140

18. FLUX DE TRÉSORERIE

Variation des éléments hors caisse du fonds de roulement :

2015 2014

Clients et autres débiteurs 11 052 $ 23 515 $ Stocks (477) (20 427) Frais payés d’avance 126 (3 915) Fournisseurs et charges à payer 21 454 13 493 Impôts sur les bénéfices à payer et à recevoir (685) (960)

31 470 $ 11 706 $

Autres informations : 2015 2014

Intérêts reçus 3 770 $ 3 430 $ Intérêts versés 169 780 $ 151 325 $ Impôts versés 3 490 $ 7 773 $

Les fournisseurs et charges à payer incluent un montant de 40 592 000 $ au 30 septembre 2015 relativement à l’acquisition de propriétés, aménagements et équipements (58 286 000 $ au 30 septembre 2014). Ces transactions n’ont aucun effet de trésorerie et ne sont donc pas reflétées à l‘état consolidé des flux de trésorerie.

19. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société offre des régimes de retraite à prestations déterminées et à cotisations déterminées qui couvrent la presque totalité des salariés ainsi que des régimes de rémunération différée qui ne sont pas capitalisés. Pour les régimes à cotisations déterminées, les cotisations de l’employeur sont fondées sur les cotisations des salariés. Le coût constaté pour les régimes de retraite à cotisations déterminées et autres s’élève à 3 515 000 $ en 2015 et à 3 190 000 $ en 2014.

Pour leur part, les régimes de retraite à prestations déterminées sont des régimes capitalisés qui assurent des prestations de retraite établies selon la durée du service et le salaire des meilleures années de rémunération.

Les dates d’effet des évaluations actuarielles les plus récentes, ainsi que celles des prochaines évaluations obligatoires aux fins de capitalisation pour les régimes de retraite capitalisés, sont les suivantes :

Date de l’évaluation actuarielle

la plus récente

Date de l’évaluation actuarielle obligatoire

Gaz Métro-daQ 31 décembre 2014 31 décembre 2015 Gaz Métro Plus 31 décembre 2014 31 décembre 2015 Climatisation et Chauffage Urbains de Montréal, s.e.c. 31 décembre 2014 31 décembre 2015 TQM 31 décembre 2014 31 décembre 2015 VGS 1er janvier 2015 1er janvier 2016 GMP 1er janvier 2015 1er janvier 2016

La Société procure aussi des avantages complémentaires de retraite comprenant des couvertures supplémentaires de soins de santé et d’assurance-vie à la presque totalité de ses salariés, à leur conjoint et à leurs personnes à charge admissibles. Ces avantages ne sont toutefois pas capitalisés, sauf dans le cas de GMP.

Les tableaux suivants décrivent les engagements et les coûts de la Société liés aux avantages sociaux futurs ainsi que l’impact des montants non comptabilisés de Gaz Métro-daQ. La date de mesure utilisée est le 30 juin pour les régimes de Gaz Métro-daQ et de Gaz Métro Plus et le 30 septembre pour les autres régimes.



141

COMPOSANTES DE L’ACTIF (PASSIF) AU TITRE DES PRESTATIONS CONSTITUÉES

Le tableau suivant présente les composantes de l’actif (passif) au titre des prestations constituées aux 30 septembre 2015 et 2014 conformément aux normes définies au chapitre 3461 inclus à la Partie V du Manuel, intitulé Avantages sociaux futurs, ainsi qu’une conciliation des actifs (passifs) constatés au bilan consolidé.

2015 2014 2015 2014

Régimes

de retraite Régimes

de retraite

Avantages complémentaires

de retraite


de retraite

OBLIGATIONS AU TITRE DES PRESTATIONS CONSTITUÉES

SOLDE AU DÉBUT DE LA PÉRIODE DE MESURE 941 430 $ 821 895 $ 153 770 $ 124 001 $ Coût des services rendus 27 456 24 755 4 803 3 603 Intérêts débiteurs 40 215 37 949 6 862 5 822 Cotisations des salariés 3 901 3 720 1 272 1 181 Cotisations autres et transferts des employés 4 884 3 258 - - Prestations versées (42 258) (31 036) (6 764) (5 719) Pertes actuarielles 19 703 82 617 5 491 20 849 Incidence des fluctuations du taux de change 53 496 22 001 8 602 4 033 Règlement - (23 729) - -

SOLDE À LA FIN DE LA PÉRIODE DE MESURE 1 048 827 941 430 174 036 153 770

ACTIF DES RÉGIMES, À LA JUSTE VALEUR SOLDE AU DÉBUT DE LA PÉRIODE DE MESURE 772 439 657 261 47 904 41 452 Rendement réel des actifs des régimes 41 150 94 887 (1 120) 4 344 Cotisations de l’employeur 35 763 50 316 2 663 2 185 Cotisations des salariés 3 901 3 720 1 272 1 181 Cotisations autres et transferts des employés 4 884 3 258 - - Prestations versées (42 258) (31 036) (6 764) (5 719) Incidence des fluctuations du taux de change 40 594 17 762 8 836 4 461 Règlement - (23 729) - -

SOLDE À LA FIN DE LA PÉRIODE DE MESURE 856 473 772 439 52 791 47 904

DÉFICIT DE L’ACTIF SUR LES OBLIGATIONS (192 354) (168 991) (121 245) (105 866) Coût non amorti des services passés 1 015 2 220 - - Pertes actuarielles nettes non amorties 199 128 173 504 28 669 22 149

ACTIF (PASSIF) AU TITRE DES PRESTATIONS

CONSTITUÉES À LA DATE DE MESURE 7 789 6 733 (92 576) (83 717) Cotisations de l’employeur entre la date de

mesure et la date de fin d’exercice 10 764 6 524 649 553

ACTIF (PASSIF) AU TITRE DES PRESTATIONS

CONSTITUÉES À LA FIN DE L’EXERCICE 18 553 $ 13 257 $ (91 927) $ (83 164) $

Présenté comme suit : Autres éléments d’actif à long terme 66 541 $ 57 111 $ - $ - $ Fournisseurs et charges à payer et Autres

éléments du passif à long terme (47 988) (43 854) (91 927) (83 164)

18 553 $ 13 257 $ (91 927) $ (83 164) $



142

Le tableau suivant présente la répartition de l’actif des régimes à la date de mesure.

2015 2014

CATÉGORIES D’ACTIFS Titres à revenu fixe 45,7 % 45,5 % Titres de participation 54,3 % 54,5 %

100,0 % 100,0 %

COMPOSANTES DU COÛT AU TITRE DES PRESTATIONS CONSTITUÉES

Le tableau suivant présente les composantes du coût au titre des prestations constituées pour les exercices 2015 et 2014 conformément aux normes définies au chapitre 3461 inclus à la Partie V du Manuel, intitulé Avantages sociaux futurs, ainsi qu’une conciliation des coûts (revenus) constatés et non constatés aux résultats découlant de traitements réglementaires. Pour plus de détails relativement aux traitements réglementaires, se référer à la note 4.

2015 2014 2015 2014

Régimes de retraite



de retraite


de retraite

Coût des services rendus 27 456 $ 24 755 $ 4 803 $ 3 603 $ Intérêts débiteurs 40 215 37 949 6 862 5 822 Rendement réel des actifs des régimes (41 150) (94 887) 1 120 (4 344) Pertes actuarielles sur les obligations au

titre des prestations constituées 19 703 82 617 5 491 20 849 Perte sur règlement - 3 953 - -

Coût avant ajustements pour tenir compte de la nature à long terme des avantages sociaux futurs 46 224 54 387 18 276 25 930

Écart entre le rendement prévu et le rendement réel des actifs des régimes pour la période (7 553) 54 086 (4 524) 1 473

Écart entre le montant des pertes actuarielles constaté pour la période et le montant réel des pertes actuarielles sur les obligations au titre des prestations constituées pour la période (7 226) (71 533) (2 729) (20 017)

L’amortissement du coût des services passés pour la période 1 205 1 978 - -

Amortissement de l’actif transitoire - (5 565) - -

Coût au titre des prestations constituées 32 650 $ 33 353 $ 11 023 $ 7 386 $

Ce solde se détaille comme suit : Coût (revenu) non constaté de

Gaz Métro-daQ (9 267) $ (10 509) $ 8 237 $ 5 237 $ Coût constaté 41 917 43 862 2 786 2 149

32 650 $ 33 353 $ 11 023 $ 7 386 $

Le coût (revenu) non constaté de Gaz Métro-daQ correspond à l’écart entre le coût constaté aux résultats en vertu des traitements réglementaires et le coût établi par calcul actuariel selon la méthode de répartition des prestations au prorata des années de service admissibles pour Gaz Métro-daQ. Ce coût (revenu) non constaté est comptabilisé à titre de frais reportés.



143

PRINCIPALES HYPOTHÈSES ACTUARIELLES

2015 2014 2015 2014




de retraite


de retraite

OBLIGATIONS AU TITRE DES PRESTATIONS

CONSTITUÉES À LA DATE DE MESURE Taux d’actualisation 4,00 % 4,10 % 4,00 % 4,10 % Taux de croissance de la rémunération 2,75 % 2,75 % 2,75 % 2,75 %

COÛT DES PRESTATIONS POUR LES PÉRIODES

DE 12 MOIS CLOSES À LA DATE DE MESURE Taux d’actualisation 4,10 % 4,50 % 4,10 % 4,50 % Taux de rendement prévu des actifs des

régimes, à long terme 5,80 % 5,80 % 6,65 % 6,65 % Taux de croissance de la rémunération 2,75 % 2,75 % 2,75 % 2,75 %

Les taux de croissance présumés du coût des soins de santé utilisés aux fins de la projection des coûts de l’exercice 2016 pour certains avantages complémentaires de retraite sont de 6,3 % pour Gaz Métro-daQ et 7,0 % pour GMP. Ces taux diminuent graduellement jusqu’à 3,0 % en 2035 pour Gaz Métro-daQ et jusqu’à 5,0 % en 2023 pour GMP, pour rester à ces niveaux par la suite. Une variation de 1 % du taux de croissance présumé du coût des soins de santé produirait les effets suivants :

Augmentation de 1 %

Diminution de 1 %

ANALYSE DE SENSIBILITÉ DES AVANTAGES

COMPLÉMENTAIRES DE RETRAITE

Effet sur le coût des services rendus et des intérêts débiteurs

1 966 $ (1 502) $

Effet sur les obligations au titre des prestations constituées

23 978 $ (18 960) $

PAIEMENTS EN ESPÈCES

La Société est tenue de voir à la capitalisation adéquate de ses régimes de retraite à prestations déterminées en versant des cotisations dans ces régimes, et ce, conformément aux évaluations actuarielles établies selon les hypothèses à long terme concernant notamment le rendement prévu de l’actif du régime, l’évolution future des niveaux de salaires et l’âge de départ à la retraite des employés, tel qu’exigé par les organismes de réglementation des régimes de retraite. Le total des paiements en espèces au titre des avantages sociaux futurs s’élève à 46 277 000 $ en 2015 et à 48 922 000 $ en 2014. Celui-ci est constitué des cotisations de la Société à ses régimes de retraite à prestations déterminées et à ses régimes de retraite à cotisations déterminées ainsi que des sommes versées relativement aux avantages complémentaires de retraite et autres.


2015 2014

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 238 196 $ 221 699 $ Impôts exigibles 3 020 4 799 Impôts futurs 47 161 43 105




144

RAPPROCHEMENT DES TAUX D’IMPOSITION SUR LES BÉNÉFICES

Le taux effectif d’impôts sur les bénéfices est différent du taux calculé en vertu de la loi fiscale canadienne. Cet écart entre les taux d’imposition prévus par la loi et le taux effectif d’impôts sur les bénéfices est expliqué dans le tableau suivant :

2015 2014

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 238 196 $ 221 699 $ Bénéfice provenant de sociétés en commandite dont les tarifs sont réglementés (115 512) (111 035) Bénéfice provenant de sociétés en commandite dont les tarifs ne sont pas réglementés 40 362 34 993

163 046 145 657 Taux statutaire d’impôts sur les bénéfices 26,9 % 26,9 %

Impôts sur les bénéfices, au taux statutaire 43 859 39 182 Augmentation (diminution) découlant des éléments suivants :

Écart de taux d’imposition entre les juridictions 9 494 9 181 Impôts futurs se rapportant aux activités réglementées 1 031 798 Écarts permanents (1 369) (351) Crédits d’impôts pour énergie et production (1 912) (1 119) Effet net des éléments non imposables et autres (922) 213


Taux effectif d’impôts sur les bénéfices (1) 30,8 % 32,9 % (1) Excluant la portion du bénéfice provenant des différentes sociétés en commandite puisque les impôts sur les bénéfices reliés à

celles-ci sont comptabilisés et payés au niveau de leurs associés.

COMPOSANTES DES IMPÔTS FUTURS

Les impôts futurs sont constatés pour tenir compte des écarts temporaires. Les principaux éléments constituant le montant du passif net d'impôts futurs sont les suivants :

2015 2014

Provisions non déductibles 10 965 $ 19 208 $ Pertes autres qu’en capital et crédits d’impôt reportés 100 245 63 947 Frais et crédits reportés 3 682 (3 876) Propriétés, aménagements et équipements et actifs incorporels (422 287) (319 161) Avantages sociaux futurs 2 610 2 444 Instruments financiers dérivés 4 226 1 465 Participations dans des satellites (181 443) (137 211) Autres (3 386) (1 128)


PRÉSENTATION AU BILAN CONSOLIDÉ 2015 2014

Actifs d’impôts futurs : Court terme 52 136 $ 37 053 $ Long terme 2 636 4 676

54 772 41 729

Passifs d’impôts futurs : Court terme (1 823) - Long terme (538 337) (416 041)

(540 160) (416 041)


Les filiales de la Société prévoient qu’elles seront en mesure d’utiliser leurs pertes autres qu’en capital de 226 103 000 $ avant qu’elles ne viennent à échéance, soit entre 2032 et 2035.



145

Gaz Métro, ses filiales et coentreprises constituées en sociétés en commandite ne présentent pas de dépenses d’impôts sur les bénéfices car, selon les lois en vigueur, les bénéfices sont imposables au niveau des associés. Si des impôts futurs avaient été calculés et constatés relativement aux différentes sociétés en commandite du groupe selon la méthode du passif fiscal préconisée par le chapitre 3465 inclus à la Partie V du Manuel, le solde du passif net d’impôts futurs aurait été de 76 020 000 $ au 30 septembre 2015 et de 80 864 000 $ au 30 septembre 2014. Les principaux éléments qui expliqueraient cet écart sont les suivants :

2015 2014

Provisions non déductibles 6 413 $ 5 246 $ Frais et crédits reportés (22 229) (22 884) Propriétés, aménagements et équipements et actifs incorporels (58 774) (61 973) Instruments financiers 24 023 7 469 Autres (2 747) (2 190)

Sous-total (53 314) (74 332)

Provision moins-value (22 706) (6 532)


Au 30 septembre 2015, la Société aurait comptabilisé une provision pour moins-value à l’égard des actifs d’impôts futurs liés aux reports prospectifs des pertes en capital sur ses instruments financiers dont les variations de juste valeur sont comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu.

21. INFORMATIONS SECTORIELLES

Les secteurs d’exploitation présentés sont déterminés en fonction de la structure de gestion de la Société et rendent compte de la manière dont la direction en évalue leur rendement.

Distribution d’énergie : Ce secteur englobe les activités reliées à Gaz Métro-daQ ainsi que les activités reliées à la

distribution du gaz naturel et de l’électricité au Vermont (VGS et GMP). Les activités de ce secteur sont soumises à la réglementation des tarifs par des organismes de réglementation situés au Québec et au Vermont.

Transport de gaz naturel : Ce secteur englobe les résultats découlant des participations que Gaz Métro détient dans trois entreprises de transport de gaz naturel, soit TQM, Champion et PNGTS.

Production d’énergie : Ce secteur englobe les activités non réglementées de production d’énergie liées aux projets éoliens sur les terres privées de la Seigneurie de Beaupré.

Services énergétiques, entreposage et autres : Ce secteur regroupe les activités d’entreposage souterrain de gaz naturel au Québec d’Intragaz ainsi que toutes autres activités commerciales non réglementées de la Société, incluant notamment celles liées à la vente du gaz naturel comme carburant ou produit énergétique et les services de vente, de location et d’entretien d’appareils fonctionnant au gaz naturel.

Affaires corporatives : Ce secteur englobe toutes les autres activités de la Société qui ne sont pas directement attribuables aux autres secteurs ainsi que les éliminations intersectorielles.



146

2015




Services énergétiques, entreposage

et autres Affaires

corporatives Total

Gaz Métro-daQ

VGS et

GMP

Total

Revenus provenant de clients externes 1 621 868 $ 953 086 $ 2 574 954 $ 42 448 $ 58 337 $ 44 787 $ 61 $ 2 720 587 $

Revenus intersectoriels 12 537 - 12 537 3 645 - 10 978 (27 160) -

Total des revenus 1 634 405 953 086 2 587 491 46 093 58 337 55 765 (27 099) 2 720 587

Coûts directs 1 045 676 586 246 1 631 922 - - 10 697 - 1 642 619

Coûts directs intersectoriels 13 725

-

13 725

-

-

12 495

(26 220)

-

Total des coûts directs 1 059 401 586 246 1 645 647 - - 23 192 (26 220) 1 642 619

Marge bénéficiaire brute 575 004

366 840

941 844

46 093

58 337

32 573

(879)

1 077 968

Frais d’exploitation et d’entretien 240 602

206 162

446 764

17 628

9 172

17 955

6 780

498 299

Quotes-parts des bénéfices de satellites -

(74 714)

(74 714)

(17 408)

-

-

-

(92 122)

BAIIA (1) 334 402 235 392 569 794 45 873 49 165 14 618 (7 659) 671 791

Amortissements 161 451 70 380 231 831 11 818 21 763 5 905 - 271 317

Intérêts sur la dette à long terme 62 298

80 753

143 051

6 018

21 723

3 658

-

174 450

Frais financiers et autres (4 859)

(7 795)

(12 654)

157

(808)

1 141

(8)

(12 172)

Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices 115 512

92 054

207 566

27 880

6 487

3 914

(7 651)

238 196

Impôts sur les bénéfices -

34 828

34 828

11 234

1 103

1 495

1 521

50 181

Bénéfice net (perte nette) 115 512 $ 57 226 $ 172 738 $ 16 646 $ 5 384 $ 2 419 $ (9 172) $ 188 015 $


Participations ne donnant pas le contrôle - $ - $ - $ - $ 3 597 $ - $ - $ 3 597 $

Associés de Gaz Métro 115 512 $ 57 226 $ 172 738 $ 16 646 $ 1 787 $ 2 419 $ (9 172) $ 184 418 $

Participations dans des satellites - $ 583 349 $ 583 349 $ 121 654 $ - $ - $ - $ 705 003 $

Actif 2 674 828 $ 3 515 626 $ 6 190 454 $ 349 151 $ 438 085 $ 247 525 $ (7 177) $ 7 218 038 $

Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements 144 037 $ 166 464 $ 310 501 $ 7 987 $ 31 340 $ 48 619 $ - $ 398 447 $

Variation des frais et crédits reportés 160 071 41 548 201 619 (2 944) 5 - - 198 680

304 108 $ 208 012 $ 512 120 $ 5 043 $ 31 345 $ 48 619 $ - $ 597 127 $

(1) Le BAIIA n’est pas une mesure définie par les PCGR du Canada. La Société le définit comme le bénéfice (perte) avant amortissements (excluant l’amortissement des droits d’émission de GES), intérêts sur la dette à long terme, frais financiers et autres et impôts sur les bénéfices.



147

2014




Services énergétiques,

entreposage et autres

Affaires corporatives Total

Gaz Métro- daQ

VGS et GMP Total

Revenus provenant de clients externes 1 551 320 $ 866 861 $ 2 418 181 $ 40 301 $ 34 842 $ 43 308 $ 76 $ 2 536 708 $

Revenus intersectoriels 10 377 - 10 377 2 525 - 10 942 (23 844) -

Total des revenus 1 561 697 866 861 2 428 558 42 826 34 842 54 250 (23 768) 2 536 708

Coûts directs 978 500 528 232 1 506 732 - - 15 954 (50) 1 522 636

Coûts directs intersectoriels 12 603

-

12 603

-

-

10 260

(22 863)

-

Total des coûts directs 991 103 528 232 1 519 335 - - 26 214 (22 913) 1 522 636

Marge bénéficiaire brute 570 594

338 629

909 223

42 826

34 842

28 036

(855)

1 014 072

Frais d’exploitation et d’entretien 256 160

168 059

424 219

13 566

6 757

19 327

7 486

471 355

Quotes-parts des bénéfices de satellites -

(61 696)

(61 696)

(15 185)

-

-

-

(76 881)

BAIIA (1) 314 434 232 266 546 700 44 445 28 085 8 709 (8 341) 619 598

Amortissements 142 724 72 477 215 201 11 679 14 946 5 944 - 247 770

Intérêts sur la dette à long terme 60 847

67 997

128 844

6 132

17 149

3 582

-

155 707

Frais financiers et autres (171)

(2 748)

(2 919)

98

(2 614)

(138)

(5)

(5 578)

Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices 111 034

94 540

205 574

26 536

(1 396)

(679)

(8 336)

221 699

Impôts sur les bénéfices (recouvrés) -

36 331

36 331

10 388

(468)

2 270

(617)

47 904

Bénéfice net (perte nette) 111 034 $ 58 209 $ 169 243 $ 16 148 $ (928) $ (2 949) $ (7 719) $ 173 795 $


Participations ne donnant pas le contrôle - $ - $ - $ - $ (889) $ - $ - $ (889) $

Associés de Gaz Métro 111 034 $ 58 209 $ 169 243 $ 16 148 $ (39) $ (2 949) $ (7 719) $ 174 684 $

Participations dans des satellites - $ 442 072 $ 442 072 $ 93 150 $ - $ - $ - $ 535 222 $

Actif 2 353 065 $ 2 798 678 $ 5 151 743 $ 321 219 $ 479 844 $ 198 534 $ (7 126) $ 6 144 214 $

Acquisitions de propriétés, aménagements et équipements 161 006 $ 155 883 $ 316 889 $ 9 583 $ 110 108 $ 15 004 $ (107) $ 451 477 $

Variation des frais et crédits reportés 114 130 1 333 115 463 974 29 7 - 116 473

275 136 $ 157 216 $ 432 352 $ 10 557 $ 110 137 $ 15 011 $ (107) $ 567 950 $

(1) Le BAIIA n’est pas une mesure définie par les PCGR du Canada. La Société le définit comme le bénéfice (perte) avant amortissements, intérêts sur la dette à long terme, frais financiers et autres et impôts sur les bénéfices (recouvrés).



148

DONNÉES D’ORDRE GÉOGRAPHIQUE

2015 2014

Revenus provenant de

clients externes (1)

Propriétés, aménagements et

équipements et écarts d’acquisition

Revenus provenant de

clients externes (1)

Propriétés, aménagements et

équipements et écarts d’acquisition

Canada 1 767 501 $ 2 703 779 $ 1 669 847 $ 2 605 634 $ États-Unis 953 086 2 150 086 866 861 1 714 252

Total 2 720 587 $ 4 853 865 $ 2 536 708 $ 4 319 886 $ (1) Les revenus provenant de clients externes sont répartis selon le pays d’origine des produits ou services.

22. OPÉRATIONS ENTRE APPARENTÉS


Gaz Métro-daQ a engagé des frais d’entreposage de gaz naturel totalisant 16 800 000 $ au cours de l’exercice 2015 (16 797 000 $ en 2014) avec Intragaz, une de ses coentreprises détenue en partenariat avec GDF Québec Inc. La quote-part de la Société dans les revenus d’Intragaz, qui est éliminée lors de la consolidation proportionnelle, s’élève à 10 080 000 $ en 2015 (10 078 000 $ en 2014). La portion non éliminée de ces frais d’entreposage de gaz naturel est présentée à titre de Coûts directs à l’état consolidé des résultats.

Au cours de l’exercice 2015, Transco a fourni à GMP des services de transmission d’électricité totalisant 34 174 000 $ (22 747 000 $ en 2014), présentés à titre de Coûts directs à l’état consolidé des résultats.

Dans le cadre de la convention d’administration et de soutien de gestion intervenue avec Valener, échéant en 2025, Valener a facturé à Gaz Métro des frais administratifs généraux (y compris les coûts afférents aux sociétés ouvertes) de 1 747 000 $ pour l’exercice 2015 (1 756 000 $ en 2014). Ces dépenses sont présentées à titre de Frais d’exploitation et d’entretien à l’état consolidé des résultats.

23. GESTION DU CAPITAL

La Société gère son capital de manière à favoriser un rendement stable et prévisible pour ses associés, en plus de favoriser une création de richesse pour ces derniers au fil des années. En matière de financement, Gaz Métro ayant comme pratique de distribuer la quasi-totalité de son bénéfice net, doit se tourner vers les marchés des capitaux et ses associés pour financer ses projets d’investissements importants qui ne sont pas de nature courante.

Les activités relevant de la gestion du capital de la Société sont l’émission de nouvelles dettes, le remboursement de dettes existantes, l’émission de parts, les distributions aux associés, ainsi que l’utilisation des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation et les autres variations de la trésorerie et équivalents de trésorerie.

L’avoir des associés, les emprunts bancaires, les échéances courantes de la dette à long terme ainsi que la dette à long terme, nette des frais de financement, sont considérés comme des éléments de la structure de capital. Aux 30 septembre 2015 et 2014, la structure de capital consolidé s’établissait comme suit :

2015 2014

Emprunts bancaires 28 972 $ - $ Échéances courantes de la dette à long terme 33 310 27 016 Dette à long terme, nette des frais de financement 3 530 986 3 140 762

Total de la dette 3 593 268 3 167 778 Avoir des associés 1 829 608 1 482 354

Total du capital investi 5 422 876 $ 4 650 132 $

Ratio de la dette par rapport au capital investi 66,3 % 68,1 %

La gestion du capital est effectuée de manière à atteindre les objectifs mentionnés précédemment tout en respectant les structures de capital exigées par les différents organismes de réglementation et les clauses restrictives des facilités de crédit et des actes de fiducie et des différentes conventions régissant la dette à long terme. La direction effectue un suivi de la gestion du capital en utilisant le ratio de la dette par rapport au capital investi ainsi que le ratio de couverture des intérêts sur la dette à long terme. Le ratio de la dette par rapport au capital investi correspond au total de la dette



149

divisé par le total du capital investi. Le total de la dette est la somme des emprunts bancaires, des échéances courantes de la dette à long terme et de la dette à long terme, nette des frais de financement. Le total du capital investi correspond à la somme du total de la dette et de l’avoir des associés. Le ratio de couverture des intérêts sur la dette à long terme est obtenu en faisant le rapport entre le total des intérêts sur la dette à long terme et le bénéfice net avant les intérêts sur la dette à long terme et les impôts sur les bénéfices.

La direction s’est aussi donné comme objectif interne de fixer le taux d’intérêt d’au moins 75,0 % de sa dette à long terme et de laisser le solde à taux variable. Au 30 septembre 2015, 89,7 % de la dette à long terme est à taux fixe, comparativement à 86,0 % au 30 septembre 2014.

Les actes de fiducie et autres conventions de crédit régissant la dette à long terme de la Société sont munis de clauses restrictives, telles que mentionnées à la note 14.

Aux 30 septembre 2015 et 2014, les ratios de la dette à long terme par rapport au capital investi aux termes des actes de fiducie et autres conventions de crédit sur la base des états financiers non consolidés de Gaz Métro se situent respectivement à 52,8 % et à 55,6 %.

Pour les exercices clos les 30 septembre 2015 et 2014, les ratios de couverture des intérêts sur la dette à long terme, sur la base des états financiers non consolidés de Gaz Métro, sont de 2,94 fois et de 3,01 fois respectivement.

De plus, chaque entreprise de services publics réglementée de la Société maintient une structure de capital qui lui est propre et qui correspond à la structure de capital reflétée dans les tarifs payés par ses clients et autorisée par les différents organismes de réglementation. Au 30 septembre 2015, la Société, ses filiales et coentreprises respectent toutes les exigences en matière de capital auxquelles elles sont soumises en vertu de règles extérieures.

24. INSTRUMENTS FINANCIERS

INSTRUMENTS FINANCIERS NON DÉRIVÉS

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non dérivés comptabilisés au coût après amortissement, comme décrit à la note 2, s’établissent comme suit :

2015 2014

Valeur comptable Juste valeur

Valeur comptable Juste valeur

PRÊTS ET CRÉANCES

Clients et autres débiteurs 222 678 $ 222 678 $ 211 865 $ 211 865 $

PASSIFS FINANCIERS DÉTENUS À DES FINS AUTRES

QUE DE TRANSACTION Emprunts bancaires 28 972 $ 28 972 $ - $ - Fournisseurs et charges à payer 355 547 355 547 341 073 341 073 Distributions à payer 44 794 44 794 42 503 42 503 Dette à long terme (1) 3 597 613 4 053 010 3 201 099 3 483 768 Passif relié à l’élimination de combustible

nucléaire irradié (2) 193 462 193 462 162 322 162 322 Participation d’Investissement Québec dans

Gaz Métro GNL(2) 24 034 24 034 - -

Total 4 244 422 $ 4 699 819 $ 3 746 997 $ 4 029 666 $ (1) La valeur comptable de la dette à long terme est présentée avant les frais de financement, déduction faite de l’amortissement. (2) Ces instruments financiers sont présentés à la rubrique Autres éléments du passif à long terme.

Les justes valeurs correspondent à l’estimation du montant de la contrepartie dont conviendraient des parties compétentes agissant en toute liberté dans des conditions de pleine concurrence. Il s’agit d’estimations établies à un moment précis qui peuvent être modifiées au cours de périodes de présentation futures en raison des conditions du marché ou d’autres facteurs.

La juste valeur de ces instruments financiers, à l’exception de la dette à long terme et de la participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL, se rapproche de leur valeur comptable en raison de leur échéance rapprochée ou parce que leurs modalités sont comparables à celles du marché actuel pour des éléments similaires.



150

La juste valeur de la participation d’Investissement Québec dans Gaz Métro GNL se rapproche de la valeur actualisée du prix d’exercice de l’option de vente évaluée en utilisant l’estimation des paiements pondérés en fonction des probabilités du prix de sortie et actualisés en utilisant un taux qui considère les risques associés au projet.

La juste valeur de la dette à long terme, incluant les échéances courantes, est fondée sur les cours du marché à la clôture de l’exercice pour les mêmes instruments ou des instruments semblables, lorsqu’ils sont disponibles, ou lorsque ces renseignements ne sont pas disponibles, sur les flux de trésorerie futurs actualisés en vertu des taux d’intérêt dont Gaz Métro et ses filiales et coentreprises pourraient se prévaloir à la date du bilan pour des emprunts comportant des conditions et des échéances semblables.

Les billets garantis de rang supérieur ainsi qu’une portion des crédits à terme de Gaz Métro, libellés en dollars américains, sont désignés comme élément de couverture de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes ayant comme monnaie fonctionnelle le dollar américain. Au 30 septembre 2015, la valeur comptable de ces passifs financiers désignés comme élément de couverture totalise 771 474 000 $ (578 100 000 $ US) (644 336 000 $ (575 300 000 $ US) au 30 septembre 2014). La comptabilité de couverture a été appliquée par la Société à ces désignations. La partie efficace des pertes de change latentes sur couverture de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes s’élève à 124 029 000 $ pour l’exercice clos le 30 septembre 2015 (51 708 000 $ de pertes en 2014) et est comptabilisée dans les Autres éléments du résultat étendu.

La répartition des instruments financiers non dérivés évalués à la juste valeur entre les trois niveaux, comme décrit à la note 2, s’établit comme suit :

2015

Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total

ACTIFS ET PASSIFS FINANCIERS DÉTENUS À DES FINS

DE TRANSACTION Trésorerie et équivalents de trésorerie 87 437 $ - $ - $ 87 437 $

Encaisse affectée 28 100 - - 28 100

Découvert bancaire (6 421) - - (6 421)

109 116 $ - $ - $ 109 116 $

ACTIFS FINANCIERS DISPONIBLES À LA VENTE

Fonds de placement (1) 99 896 $ 110 652 $ - $ 210 548 $

2014

Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total

ACTIFS ET PASSIFS FINANCIERS DÉTENUS À DES FINS

DE TRANSACTION Trésorerie et équivalents de trésorerie 103 657 $ - $ - $ 103 657 $ Encaisse affectée 45 548 - - 45 548 Découvert bancaire (5 422) - - (5 422)

143 783 $ - $ - $ 143 783 $

ACTIFS FINANCIERS DISPONIBLES À LA VENTE Fonds de placement (1) 113 695 $ 60 618 $ - $ 174 313 $

(1) Ces instruments financiers sont présentés à la rubrique Placements et autres du bilan consolidé.

JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS

La juste valeur des instruments financiers dérivés reflète les montants que la Société estimerait recevoir au règlement de contrats favorables ou serait tenue de payer afin de mettre fin aux contrats défavorables à la date du bilan. Cette juste valeur des instruments financiers dérivés est estimée en fonction des taux au comptant ou des taux ou prix à terme en vigueur à la fermeture des marchés, à la date du bilan. En l’absence de cette information pour un instrument donné, la Société utilise le taux ou le prix à terme d’un instrument équivalent. Une prime de risque est ajoutée au taux d’intérêt sans risque lors de l’estimation de la juste valeur pour tenir compte du risque de crédit propre à la Société et ses filiales et coentreprises ainsi que du risque de crédit de chaque contrepartie.



151

Le tableau ci-dessous présente les principales hypothèses utilisées dans l’évaluation de la juste valeur des instruments financiers dérivés au 30 septembre 2015.

Modèle d’évaluation

Taux d’actualisation

Volatilité implicite des prix Prix à terme

Accords de crédit croisé (1) 2,80 % S.O S.O

Contrats de change à terme (1) 1,96 % S.O S.O Instruments liés au gaz naturel :

Contrats d’échange à prix fixe (1) 1,38 % S.O 2,52 $/GJ à 2,84 $/GJ

Colliers Black-Scholes 1,31 % - (2) 2,72 $/GJ Instruments liés à l’électricité :

Contrats d’échange à prix fixe de capacité

(1)

1,90 %

S.O 9,55 $ US/kW

(1) La juste valeur de ces instruments financiers dérivés a été calculée selon la méthode des flux de trésorerie futurs actualisés en fonction des hypothèses indiquées dans ce tableau.

(2) La volatilité est nulle au 30 septembre 2015 due au fait que le sous-jacent lié à cet instrument financier est connu à cette date.

Les valeurs nominales, les justes valeurs et les échéances des différentes catégories d’instruments financiers dérivés se présentent comme suit :

2015

Valeur nominale Juste valeur Échéance

Accords de crédit croisé (1) 318 970 $ (31 514) $ 2017-2032

Contrats de change à terme 62 163 $ (3 956) $ 2016-2019

Instruments liés au gaz naturel (en milliers de gigajoules) :

Contrats d’échange à prix fixe 4 958 (1 678) $ 2016

Colliers 465 (267) 2016

Instruments liés à l’électricité (en mégawatt) :

Contrat d’échange à prix fixe de capacité 5 400 16 220 2019-2021

14 275 $

Total (21 195) $

Portion présentée à titre de :

Actif à court terme 2 $

Actif à long terme 16 220

Passif à court terme (5 198)

Passif à long terme (32 219)

Total (21 195) $



152

2014

Valeur

nominale Juste valeur Échéance

Accords de crédit croisé (1) 290 351 $ (12 349) $ 2023-2032

Contrats de change à terme 35 585 $ (1 063) $ 2015

Instruments liés au gaz naturel (en milliers de

gigajoules) : Contrats d’échange à prix fixe 5 131 (1 111) $ 2015 Colliers 14 848 (1) 2016

Instruments liés à l’électricité (en milliers de mégawattheures) : Entente 9701 (2) 53 (8 906) 2015

(10 018) $

Total (23 430) $

Portion présentée à titre de : Actif à court terme 1 057 $ Actif à long terme 86 Passif à court terme (11 882) Passif à long terme (12 691)

Total (23 430) $ (1) Ces instruments financiers dérivés sensibles aux taux d’intérêt permettent de fixer le taux d’intérêt de certains emprunts et dettes

à taux variable (notes 13 et 14) et Gaz Métro applique la comptabilité de couverture de flux de trésorerie sur ces instruments financiers dérivés.

(2) L’entente 9701 entre GMP et Hydro-Québec, qui s’est terminé en 2015, comportait une option permettant à Hydro-Québec d’acheter une certaine quantité d’électricité à un prix prédéterminé.

HIÉRARCHIE DE LA JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS

Au 30 septembre 2015, la juste valeur de tous les instruments financiers dérivés est évaluée selon le niveau 2 tel que décrit à la note 2, à l’exception des instruments liés à l’électricité. La Société a conclu, au cours de l’exercice 2015, deux contrats d’échange à prix fixe de capacité afin de couvrir une partie des coûts futurs. La Société a conclu que l’évaluation de ces contrats répondait à un niveau 3 puisque la technique d'évaluation comprend une hypothèse non observable importante concernant les prix à terme du marché des capacités. En plus des hypothèses présentées précédemment, la Société a utilisé un taux sans risque de 0,88 % à 1,63 % et les prix à terme utilisés sont basés sur l’indice déterminé par ISO New England.

Tel que décrit à la note 4, la contrepartie des réévaluations des instruments financiers dérivés des entreprises du secteur de la distribution d’énergie est comptabilisée à titre de frais et crédits reportés au bilan consolidé. Ainsi, aucun gain ou perte n’a été comptabilisé au bénéfice net consolidé et aux autres éléments du résultat étendu en vertu du traitement réglementaire. Le tableau suivant présente les variations de la juste valeur nette des contrats d’échange à prix fixe lié à l’électricité qui sont classés au niveau 3 dans la hiérarchie de la juste valeur :

Solde au début - $

Variation de la juste valeur liée aux gains non réalisés 15 245

Écart de conversion des établissements étrangers autonome 975

Solde à la fin 16 220 $

Au 30 septembre 2014, la juste valeur de tous les instruments financiers dérivés était évaluée selon le niveau 2.



153

25. GESTION DES RISQUES RELIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS

APERÇU DE LA GESTION DES RISQUES

La Société est exposée au risque de marché, au risque de crédit et au risque de liquidité. Les stratégies, politiques et contrôles en place sont conçus pour assurer que les risques assumés par Gaz Métro relativement à ses instruments financiers sont conformes aux exigences réglementaires, à ses objectifs et à sa tolérance aux risques. Les risques sont gérés à l’intérieur des limites établies par le conseil d’administration de GMi et mises en application par la direction.

RISQUE DE MARCHÉ

Les risques de marché englobent plusieurs catégories de risques. La variation des facteurs de risque tels que les taux de change, les taux d’intérêt et les prix du gaz naturel et de l’électricité a une incidence sur la juste valeur des actifs et passifs financiers.

Risque de change

Les billets garantis de rang supérieur ainsi qu’une portion des crédits à terme de Gaz Métro libellés en dollars américains sont désignés comme élément de couverture d’une portion équivalente de l’investissement net dans des établissements étrangers autonomes. Ainsi, l’effet des variations du taux de change sur les dettes à long terme libellées en dollars américains désignées comme élément de couverture est comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu consolidé, réduisant en partie les écarts de conversion des établissements étrangers autonomes. De plus, des contrats de change à terme sont utilisés afin de gérer le risque de change lié à des revenus en dollars américains dans des contrats de Gaz Métro GNL. Pour plus de détails concernant ces relations de couverture, se référer à la note 24.

Au 30 septembre 2015, une appréciation ou une dépréciation de 5 % du dollar américain par rapport au dollar canadien aurait eu un impact de 1 398 000 $ sur le bénéfice net consolidé et de 39 520 000 $ sur les autres éléments du résultat étendu consolidé.

VGS, dont la monnaie fonctionnelle est le dollar américain, est exposée aux fluctuations du taux de change du dollar canadien par rapport au dollar américain, car une portion importante de ses achats de gaz naturel sont libellés en dollars canadiens. VGS utilise des contrats de change à terme pour gérer ce risque de change. Cet élément n’a pas été considéré dans l’analyse de sensibilité puisque toute variation de la juste valeur est comptabilisée dans un compte de frais reportés, tel qu’approuvé par le VPSB. Conséquemment, toute variation du taux de change aurait un impact sur les actifs ou les passifs réglementaires, et non sur le bénéfice net consolidé ou les autres éléments du résultat étendu consolidé.

Risque lié au taux d’intérêt

Gaz Métro est exposée au risque de fluctuation des taux d’intérêt et gère principalement ce risque par une politique de fixation des taux d’intérêt qui lui permet de maintenir une portion importante de sa dette à long terme à taux fixe.

Gaz Métro est par contre exposée au risque de taux d’intérêt sur ses emprunts bancaires et sur la portion de sa dette à long terme qui porte intérêt à des taux variables. Gaz Métro a recours à des accords de crédit croisé de taux d’intérêt, qu’elle désigne comme élément de couverture, afin de fixer les taux d’intérêt sur une portion de la dette à long terme à taux variable. Une hausse de 100 points de base des taux d’intérêt, dans la mesure où toutes les autres variables demeurent constantes et en considérant l’effet des accords de crédit croisé de taux d’intérêt, aurait eu un impact à la baisse sur le bénéfice net consolidé de 1 398 000 $ tandis qu’une baisse de 100 points de base des taux d’intérêt aurait eu un impact à la hausse sur le bénéfice net consolidé de 1 501 000 $. Cet impact ne tient pas compte des emprunts bancaires et de la portion de la dette à long terme portant intérêt à taux variable de Gaz Métro-daQ puisqu’en vertu d’un traitement réglementaire, la différence entre les taux d’intérêt réels et ceux utilisés lors de l’établissement des tarifs est enregistrée à titre de frais reportés de façon à être recouvrée à même les tarifs futurs.

Dans la mesure où toutes les autres variables demeurent constantes, une hausse de 100 points de base des taux d’intérêt aurait eu un impact à la hausse sur les autres éléments du résultat étendu consolidé de 23 302 000 $ tandis qu’une baisse de 100 points de base des taux d’intérêt aurait eu un impact à la baisse sur les autres éléments du résultat étendu consolidé de 24 839 000 $.



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Risque lié au coût de l’énergie

Des instruments financiers dérivés liés au gaz naturel et à l’électricité sont utilisés afin de gérer l’exposition de la clientèle à la volatilité des prix du gaz naturel et de l’électricité. De plus, toutes les fluctuations des prix de l’énergie, incluant les gains et les pertes sur les instruments financiers dérivés, sont comptabilisées à titre de frais ou de crédits reportés afin d’être reflétées dans les tarifs futurs, en vertu de la Loi sur la Régie de l’énergie et des décisions du VPSB. Au Québec,

le gaz naturel doit être vendu aux clients au prix coûtant. Au Vermont, VGS, GMP et CVPS bénéficient d’un mécanisme d’ajustement qui permet de minimiser les risques liés aux fluctuations des prix du gaz naturel et de l’électricité.

RISQUE DE CRÉDIT

Le risque de crédit représente le risque qu’un client, avec qui la Société ou l’une de ses filiales ou coentreprises effectue des opérations courantes de ventes de produits et services ou une contrepartie aux instruments financiers, ne soit pas en mesure de s’acquitter de ses obligations conformément aux conditions des ententes intervenues avec elle et qu’il en résulte une perte financière. Le risque de crédit maximal lié aux contreparties correspond à la valeur comptable des instruments financiers présentés à l’actif du bilan consolidé.

L’analyse chronologique des comptes clients consolidés est présentée ci-dessous :

2015 2014

Moins de 30 jours 190 986 $ 178 544 $ 30 à 60 jours 7 656 7 495 61 à 90 jours 2 144 2 941 Plus de 90 jours 10 921 11 369

211 707 200 349 Moins : provision pour créances douteuses (8 454) (7 132)

203 253 $ 193 217 $

La concentration de crédit liée aux Clients et autres débiteurs est plutôt limitée en raison de la diversité et du grand nombre de clients. Le risque de crédit lié aux Clients et autres débiteurs est atténué par l’utilisation de divers moyens, incluant les dépôts de garanties obtenus des clients dans les circonstances permises par les organismes de réglementation. Au 30 septembre 2015, la Société détient des dépôts de 41 593 000 $ fournis en garantie par des clients, comparativement à 37 759 000 $ au 30 septembre 2014.

Le risque de crédit lié aux contreparties est atténué par l’utilisation de techniques de gestion du risque de crédit comportant une évaluation de la solvabilité d’une contrepartie et la surveillance de son évolution, la conclusion d’ententes avec plusieurs contreparties, l’établissement de limites de risque, le contrôle des risques en fonction de ces limites, l’établissement d’accords de soutien au crédit ainsi que l’obtention de garanties financières et de dépôts de garantie lorsque les circonstances le justifient et selon les modalités approuvées par les autorités réglementaires. Gaz Métro surveille et gère assidûment la concentration du risque de crédit lié aux contreparties.

Au 30 septembre 2015, la majorité des contreparties possèdent une notation de crédit élevée et au moins égale à celle de Gaz Métro, et sont toutes des sociétés importantes qui satisfont aux normes d’évaluation de crédit de la Société.


Le risque de liquidité est le risque que la Société ne soit pas en mesure de faire face à ses engagements financiers à leur échéance. La Société gère le risque de liquidité en établissant des prévisions de flux de trésorerie afin de déterminer ses besoins en financement et en s’assurant qu’elle dispose des liquidités et des facilités de crédit suffisantes pour combler ses besoins et pour respecter ses engagements à leur échéance. Ainsi, un amalgame de facilités de crédit engagées et à demande ainsi que l’accès aux marchés des capitaux, directement par Gaz Métro ou par certaines de ses filiales ou coentreprises ou par l’entremise de GMi ou de Valener, permet de répondre à ses besoins. Cependant, toute réduction importante de la capacité de Gaz Métro ou de certaines de ses filiales ou coentreprises ou de celles de GMi ou de Valener d’accéder aux marchés des capitaux, ou toute hausse importante de leur coût de financement, en raison notamment de toute détérioration importante de la conjoncture économique, de l’état général des marchés financiers, de la perception négative sur les marchés financiers de leur situation ou de leurs perspectives financières ou



155

d’une révision à la baisse significative de leurs notations de crédit, pourrait avoir un effet défavorable sur les activités, la situation financière ou le bénéfice net consolidé de Gaz Métro.

Le tableau suivant présente les versements de capital et d’intérêts requis pour les passifs financiers au 30 septembre 2015, en présumant que les soldes empruntés sur la facilité de crédit demeurent constants.

Échéance Découvert

bancaire Emprunt bancaire

Fournisseurs et charges

à payer Distributions

à payer

Passifs financiers

dérivés Dette à

long terme Intérêts Total

Moins d’un an 6 421 $ 28 972 $ 355 547 $ 44 794 $ 5 151 $ 33 310 $ 162 309 $ 636 504 $ 2 à 5 ans - - - - 4 876 972 004 553 553 1 530 433 6 à 10 ans - - - - 3 355 808 747 518 907 1 331 009 11 à 15 ans - - - - - 278 268 403 609 681 877 16 à 20 ans - - - - 24 035 369 179 311 296 704 510 21 à 25 ans - - - - - 224 732 213 636 438 368 26 à 30 ans - - - - - 777 926 109 008 886 934 31 à 34 ans - - - - - 133 447 16 775 150 222

Total 6 421 $ 28 972 $ 355 547 $ 44 794 $ 37 417 $ 3 597 613 $ 2 289 093 $ 6 359 857 $

Il est à noter que les intérêts sont présentés selon les échéances contractuelles et selon les taux en vigueur au 30 septembre 2015.

26. ENGAGEMENTS ET GARANTIES

CONTRATS D’APPROVISIONNEMENT

Dans le cours normal des affaires, des contrats d’approvisionnement en fourniture d’énergie (gaz naturel et électricité) ainsi qu’en transport et en entreposage de gaz naturel ont été conclus pour différentes périodes. Pour la majorité de ces contrats, les prix sont établis en fonction du marché ou des tarifs approuvés périodiquement par les organismes de réglementation en place. Les coûts relatifs à ces contrats seront récupérés auprès des clients dans les exercices correspondants.

Au 30 septembre 2015, l’échéancier des engagements contractuels reliés aux différents types d’approvisionnement, dont la durée est supérieure à un an, se présente comme suit :

2016 2017 2018 2019 2020 Exercices

subséquents Total

Fourniture d’énergie 241 409 $ 259 854 $ 254 076 $ 241 898 $ 215 799 $ 2 741 844 $ 3 954 880 $ Transport 523 734 391 315 238 785 222 572 222 513 620 584 2 219 503 Entreposage 18 322 14 398 9 145 7 022 6 626 19 186 74 699

Total 783 465 $ 665 567 $ 502 006 $ 471 492 $ 444 938 $ 3 381 614 $ 6 249 082 $

Les engagements contractuels sont présentés selon les prix et taux en vigueur à la date du bilan, à l’exception des contrats à prix fixe.

Parmi ces engagements reliés à l’approvisionnement en électricité, GMP et certains autres distributeurs d’électricité au Vermont ont conclu une entente commune avec Hydro-Québec. Ce contrat d’approvisionnement contient plusieurs annexes échéant entre 2015 et 2021. Il inclut également une clause de responsabilité conjointe et solidaire entre les divers distributeurs d’électricité. Ainsi, si certains partenaires au contrat n’étaient plus en mesure d’honorer leur engagement de volumes, les autres partenaires au contrat, dont GMP, auraient la responsabilité d’acheter la quantité d’électricité du partenaire en défaut. GMP estime que si tous les autres partenaires au contrat n’avaient pas acheté, en date du 30 septembre 2015, et ce, jusqu’à la fin du contrat, les volumes correspondant à leur engagement, son obligation additionnelle aurait été d’environ 22 753 000 $ (17 050 000 $ US). Compte tenu de la nature de cette garantie, GMP ne peut estimer le montant du paiement éventuel qu’elle pourrait être tenue de payer relativement à cette responsabilité conjointe et solidaire.

En 2015 et 2014, dans le cadre des mesures mises en place afin d’assurer la sécurité et la diversité des approvisionnements gaziers, Gaz Métro-daQ et VGS ont conclu des ententes préalables sur des capacités de transport et des ententes de remboursement des coûts, advenant la résiliation de celles-ci, afin d’augmenter la capacité de transport de gaz naturel à partir du carrefour de Dawn, en Ontario. Les ententes relatives au transport auront une durée de 15 ans et devraient entrer en vigueur en novembre 2016 pour Gaz Métro-daQ et en novembre 2017 pour VGS. Ces



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ententes sont nécessaires afin de répondre aux besoins d’approvisionnement du Québec et du Vermont et permettront d’assurer un accès aux sources de gaz naturel diversifiées et abordables à partir du carrefour de Dawn.

AUTRES ENGAGEMENTS

Parcs éoliens 2 et 3

En juin 2008, dans le cadre des projets éoliens 2 et 3 d’une puissance installée de 272 mégawatts, Parcs 2 et 3 a conclu un contrat d’exploitation, d’entretien et d’administration des parcs éoliens qui est entré en vigueur le 1er décembre 2012. Les déboursés reliés au contrat qui se terminera en 2033 dépendent, entre autres, de la quantité d’électricité que produisent les éoliennes. Au 30 septembre 2015, la quote-part de Beaupré Éole S.E.N.C. (Beaupré Éole) dans les engagements de Parcs 2 et 3 en vertu de ce contrat est de 10 795 000 $.

En août 2011, Parcs 2 et 3 a conclu deux contrats d’entretien des éoliennes de 15 ans qui sont entrés en vigueur à la date du début des livraisons d’électricité, soit en novembre et en décembre 2013 respectivement. Ces contrats comportent une option de résiliation, au gré de Parcs 2 et 3, après sept ans. Les déboursés reliés aux contrats seront effectués à compter de la deuxième année suivant la date du début des livraisons d’électricité et dépendent, entre autres, de la quantité d’électricité que produiront les éoliennes. Au 30 septembre 2015, la quote-part de Beaupré Éole dans les engagements de Parcs 2 et 3 en vertu de ces contrats est de 18 665 000 $.

Parc éolien 4

En août 2013, Parc 4 a conclu un contrat d’exploitation, d’entretien et d’administration du parc éolien qui est entré en vigueur le 1er décembre 2013. Les déboursés reliés au contrat qui se terminera en 2034 dépendent entre autres, de la quantité d’électricité que produisent les éoliennes. Au 30 septembre 2015, la quote-part de Beaupré Éole 4 S.E.N.C. (Beaupré Éole 4) dans les engagements de Parc 4 en vertu de ce contrat est de 4 510 000 $.

En septembre 2013, Parc 4 a conclu un contrat d’entretien des éoliennes de 15 ans qui est en vigueur depuis le début des livraisons d’électricité, soit en décembre 2014. Ce contrat comporte une option de résiliation, au gré de Parc 4, après sept ans. Les déboursés reliés au contrat seront effectués à compter de la deuxième année suivant la date du début des livraisons d’électricité et dépendront, entre autres, de la quantité d’électricité que produiront les éoliennes. Au 30 septembre 2015, la quote-part de Beaupré Éole 4 dans les engagements de Parc 4 en vertu de ce contrat est de 5 628 000 $.

Projet d’accroissement de la capacité de l’usine de liquéfaction, stockage et regazéification

Gaz Métro GNL a conclu un contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction pour l’accroissement de la capacité de l’usine LSR, dont la mise en service commerciale est prévue pour l’automne 2016. Les déboursés se font en fonction de l’avancement des travaux. Au 30 septembre 2015, l’engagement de Gaz Métro GNL en vertu de ce contrat est de 44 386 000 $.

CONTRATS DE LOCATION

La Société, ses filiales et coentreprises se sont engagées dans des contrats de location-exploitation pour les locaux commerciaux et autres actifs utilisés dans le cours normal de leurs activités. Les versements minimaux annuels exigibles en vertu de ces contrats s’échelonnent comme suit :

2016 2017 2018 2019 2020 Exercices

subséquents Total

Contrats de location 2 565 $ 1 569 $ 1 442 $ 1 248 $ 1 143 $ 16 315 $ 24 282 $



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GARANTIES

En vertu des contrats d’approvisionnement en électricité des projets éoliens 2 et 3, Parcs 2 et 3 a émis une garantie en faveur d’Hydro-Québec pour un montant total de 10 872 000 $ sous forme de lettre de crédit. À la conversion du prêt de construction en prêt à terme, le 28 juillet 2014, Parcs 2 et 3 a émis des lettres de crédit totalisant 32 286 000 $ et 3 714 000 $ pour garantir, respectivement, le compte de réserve du service de la dette et le compte de réserve des dépenses d’exploitation et d’entretien, comme prévu à la convention de crédit de Parcs 2 et 3. Au 30 septembre 2015, la quote-part de Beaupré Éole dans les lettres de crédit émises par les prêteurs de Parcs 2 et 3 s’établit à 23 436 000 $.

En vertu des contrats d’approvisionnement en électricité du projet éolien 4, Parc 4 a émis des garanties en faveur d’Hydro-Québec pour un montant total de 2 833 000 $ sous forme de lettres de crédit. À la conversion du prêt de construction en prêt à terme, le 4 septembre 2015, Parc 4 a émis une lettre de crédit de 7 940 000 $ pour garantir le compte de réserve du service de la dette, comme prévu à la convention de crédit de Parc 4. Au 30 septembre 2015, la quote-part de Beaupré Éole 4 dans les lettres de crédit émises par les prêteurs de Parc 4 s’établit à 5 387 000 $.

GMi, à titre de commandité de Gaz Métro, a émis des lettres de crédit d’un montant de 36 666 000 $, sur sa facilité de crédit, afin de garantir une portion des avantages sociaux futurs de Gaz Métro-daQ. Advenant le non-renouvellement des lettres de crédit, des solutions de rechange devraient être envisagées afin de garantir les engagements de Gaz Métro à l’égard de ces avantages sociaux futurs.

Dans le cours normal de leurs activités, la Société et GMi, en tant que commandité, peuvent fournir des cautionnements de soumission et des cautionnements d’exécution. La Société et GMi peuvent aussi fournir ce genre de garanties au nom des filiales et coentreprises de Gaz Métro. En général, la Société et GMi seraient responsables uniquement du montant des cautionnements de soumission si elles ou les filiales ou coentreprises de Gaz Métro n’effectuaient pas le travail une fois l’offre de soumission attribuée. Dans le cas des cautionnements d’exécution, la Société et GMi seraient aussi responsables des montants garantis si elles ou les filiales ou coentreprises de Gaz Métro étaient en défaut d’exécution de leurs engagements. Au 30 septembre 2015, le montant de ces garanties fournies par la Société et GMi est non significatif. La Société et GMi estiment qu’elles et les filiales et coentreprises de Gaz Métro se conforment à toutes ces garanties et que l’obligation totale qui pourrait être assumée concernant celles-ci n’aurait pas d’effet significatif sur les résultats de la Société ou sur sa situation financière. De plus, la Société n’a pas constaté de montant au bilan consolidé à l’égard de ces garanties.

La Société et certaines de ses filiales et coentreprises se sont engagées à accorder certaines sûretés accessoires, en vertu de certaines ententes reliées à des instruments financiers dérivés qui permettent de circonscrire le prix du gaz naturel ou de l’électricité, les taux d’intérêt ou le taux de change, lorsque la juste valeur desdits instruments devient négative pour Gaz Métro et dépasse une certaine limite préalablement fixée. La Société n’a pas constaté de montant au bilan consolidé à l’égard de ces sûretés.

27. ÉVENTUALITÉS

LITIGES

La Société fait l’objet de réclamations et de poursuites dans le cours normal de ses activités, y compris en matière d’environnement. De l’avis de la direction, ces réclamations et ces poursuites font, pour la plupart, l’objet d’une couverture d’assurance adéquate. Le dénouement des réclamations et poursuites ne devrait pas avoir d’incidence significative sur les résultats ou sur la situation financière de la Société.

28. ÉVÉNEMENT POSTÉRIEUR À LA DATE DU BILAN

DÉCLARATION D’UNE DISTRIBUTION

Le 26 novembre 2015, le conseil d’administration de GMi, agissant à titre de commandité de Gaz Métro, a déclaré une distribution trimestrielle de 48 503 000 $, payable le 5 janvier 2016, à ses associés.

29. CHIFFRES COMPARATIFS

Certains chiffres de l’exercice précédent présentés à des fins de comparaison ont été reclassés en fonction de la présentation adoptée pour le présent exercice.

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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO REVUE DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES – STATISTIQUES D'EXPLOITATION CONSOLIDÉES (1)


2015 2014 2013 2012 2011

VOLUMES DE GAZ NATUREL NORMALISÉS (106m3) (2) Distribution Industriel

Service continu 3 133 2 983 2 714 2 394 1 914 Service interruptible 425 498 722 941 926

Commercial 1 809 1 846 1 659 1 670 2 207 Résidentiel 671 673 670 639 664

Total (106m3) 6 038 6 000 5 765 5 644 5 711

Total (MMMpc) 213 212 204 199 202

LIVRAISONS DE GAZ NATUREL (106m3) Distribution Total (106m3) 6 210 6 191 5 719 5 446 5 718 Total (MMMpc) 219 219 202 192 202 Transport (3) (4) Total (106m3) 7 709 7 145 7 343 6 171 5 703 Total (MMMpc) 272 252 259 218 201

DISTRIBUTION D'ÉLECTRICITÉ (gigawattheures) (5) Résidentiel 1 553 1 558 1 547 785 582 Petit commercial et industriel 1 564 1 569 1 562 916 702 Grand commercial et industriel 1 171 1 170 1 164 764 623

Total 4 288 4 297 4 273 2 465 1 907

NOMBRE DE CLIENTS (5) Distribution de gaz naturel et d’électricité

Industriel 7 878 7 681 7 180 5 185 2 100 Commercial 95 102 93 092 88 176 83 788 70 219 Résidentiel 404 280 401 994 403 855 403 880 251 479

Total 507 260 502 767 499 211 492 853 323 798

RENSEIGNEMENTS SUR LES RÉSEAUX Longueur des conduites (en km) Distribution de gaz naturel

Canada (6) 10 657 10 565 10 602 10 517 10 366 États-Unis 1 324 1 294 1 246 1 219 1 206

Total 11 981 11 859 11 848 11 736 11 572

Transport de gaz naturel (4) Canada 673 670 670 670 670 États-Unis 489 489 489 489 489

Total 1 162 1 159 1 159 1 159 1 159

Longueur des lignes aériennes et souterraines (en km) Distribution électrique

États-Unis (5) 22 398 22 282 22 270 22 033 6 600 Propriétés, aménagements et équipements bruts (7)


6 372

5 719

5 182 4 667 3 877 Propriétés, aménagements et équipements nets (7)


4 440

3 974

3 584 3 249 2 531 Dépenses en propriétés, aménagements,

équipements et frais reportés (en millions de dollars)

597

568

625 603 314

NOMBRE D'EMPLOYÉS (4) Distribution énergie

Gaz Métro-daQ 1 449 1 413 1 408 1 373 1 335 VGS 150 134 122 116 122 GMP et CVPS (5) 566 604 650 729 217

Total 2 165 2 151 2 180 2 218 1 674

Production d'énergie - - - - - Transport de gaz naturel - - - - - Services énergétiques, entreposage et autres 115 124 112 206 239

(1) Données non auditées. (2) Volumes normalisés en fonction de la température et de l’intensité du vent pour la distribution de gaz naturel au Québec (Gaz Métro-daQ)

et en fonction de la température pour VGS depuis le 1er octobre 2012. (3) Inclut les volumes transportés et livrés par TQM au secteur de la distribution et à PNGTS. (4) Ces données ne sont pas pondérées par le pourcentage de participation de Gaz Métro dans les filiales, coentreprises et satellites. (5) Acquisition de CVPS le 27 juin 2012. (6) La méthode d’établissement de la longueur des conduites au Canada a été modifiée en 2014 et utilise maintenant la géomatique, ce qui

explique l’écart avec 2013. Les données des exercices antérieurs n’ont pas été modifiées pour refléter l’impact de cette nouvelle méthode. (7) Les données de l’exercice terminé le 30 septembre 2014 ont été modifiées en fonction de la présentation adoptée pour le présent exercice.

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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO REVUE DES DIX DERNIÈRES ANNÉES – DONNÉES FINANCIÈRES CONSOLIDÉES (1)

Exercices clos les 30 septembre (en milliers de dollars)

2015 2014

SOMMAIRE DES RÉSULTATS Revenus 2 720 587 $ 2 536 708 $ Coûts directs 1 642 619 1 522 636

Marge bénéficiaire brute 1 077 968 1 014 072 Exploitation et entretien (2) 498 299 471 355

Bénéfice d'exploitation avant amortissements 579 669 542 717 Amortissements 271 317 247 770

Bénéfice d'exploitation 308 352 294 947 Intérêts sur la dette à long terme, frais financiers et autres 162 278 150 129

Bénéfice avant les éléments suivants 146 074 144 818 Quotes-parts des bénéfices de satellites 92 122 76 881 Gain net sur disposition de participations - -

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 238 196 221 699 Impôts sur les bénéfices 50 181 47 904

Bénéfice net 188 015 173 795 Bénéfice net (perte nette) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 3 597 (889)

Bénéfice net attribuable aux associés 184 418 $ 174 684 $

FLUX DE TRÉSORERIE Activités d'exploitation 738 018 $ 605 002 $ Activités d'investissement (978 644) (641 288) Activités de financement :

Distributions (186 562) (169 137) Autres activités de financement 402 793 244 390

Incidence des fluctuations de taux de change (3) 7 176 3 149

Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie, déduction faite du découvert bancaire

(17 219) $ 42 116 $

DONNÉES PAR PART Bénéfice net de base et dilué par part attribuable aux associés (en dollars) 1,19 $ 1,15 $ Distributions déclarées par part aux associés (en dollars) 1,12 $ 1,12 $ Avoir des associés par part attribuable aux associés (en dollars) 10,77 $ 9,50 $ Nombre moyen pondéré de parts de base et dilué en circulation (en milliers) 155 268 151 796 Nombre de parts en circulation aux 30 septembre (en milliers) 167 251 151 796 STRUCTURE FINANCIÈRE Emprunts bancaires 28 972 $ - $ Échéances courantes de la dette à long terme 33 310 27 016 Dette à long terme 3 530 986 3 140 762 Frais reportés reliés au financement - -

Total de la dette 3 593 268 3 167 778 Avoir des associés 1 829 608 1 482 354

Total du capital investi 5 422 876 $ 4 650 132 $

RATIO DE LA DETTE PAR RAPPORT AU CAPITAL INVESTI 66,3 % 68,1 % ACTIF TOTAL 7 218 038 $ 6 144 214 $

DONNÉES FINANCIÈRES RELATIVES À LA DÉTERMINATION DU RENDEMENT DE GAZ MÉTRO-DAQ PAR LA RÉGIE DE L'ÉNERGIE

Base de tarification (4) 1 958 455 $ 1 897 358 $ Avoir ordinaire présumé (4) 38,50 % 38,50 % Taux de rendement autorisé incluant les gains de productivité sur l'avoir ordinaire présumé 8,90 % 8,90 % Avoir privilégié présumé (4) 7,50 % 7,50 % Taux de rendement autorisé sur l'avoir privilégié présumé 5,95 % 6,07 % Charges fiscales présumées 32 745 $ 31 899 $

(1) Données non auditées. (2) Incluent les activités de développement. (3) L'incidence des fluctuations de taux de change est présentée distinctement depuis l'exercice 2009. Pour fins de comparaison, les données

de 2008 et 2007 ont été retraitées. (4) Calculé sur une moyenne mensuelle et en fonction d'une capitalisation qui diffère de la structure financière au bilan de Gaz Métro-daQ en

raison de l'inclusion du financement à court terme, de la titrisation de créances commerciales et de certains autres éléments.

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SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO REVUE DES DIX DERNIÈRES ANNÉES – DONNÉES FINANCIÈRES CONSOLIDÉES (1)


2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006

2 217 356 $ 1 907 643 $ 1 962 764 $ 2 020 437 $ 2 249 216 $ 2 171 919 $ 1 957 469 $ 2 003 766 $

1 283 252 1 127 053 1 215 309 1 260 439 1 457 945 1 461 948 1 333 851 1 427 455

934 104 780 590 747 455 759 998 791 271 709 971 623 618 576 311 473 209 379 032 330 365 333 458 332 343 283 750 220 664 206 855

460 895 401 558 417 090 426 540 458 928 426 221 402 954 369 456 202 847 163 002 175 349 174 515 192 545 171 184 155 375 137 729

258 048 238 556 241 741 252 025 266 383 255 037 247 579 231 727 125 296 112 673 105 609 109 860 117 620 115 251 107 734 94 732

132 752 125 883 136 132 142 165 148 763 139 786 139 845 136 995 62 016 28 692 22 875 22 001 23 366 25 925 15 474 22 106 14 749 - 17 361 - - - - -

209 517 154 575 176 368 164 166 172 129 165 711 155 319 159 101 30 649 11 934 13 796 (14 517) 13 677 11 272 32 478 11 894

178 868 142 641 162 572 178 683 158 452 154 439 122 841 147 207 (1 569) (1 203) (1 405) - - - - -

180 437 $ 143 844 $ 163 977 $ 178 683 $ 158 452 $ 154 439 $ 122 841 $ 147 207 $

487 969 $ 428 848 $ 404 736 $ 342 936 $ 499 062 $ 365 754 $ 393 675 $ 309 426 $ (653 288) (1 105 053) (319 236) (245 833) (283 165) (362 318) (457 464) (176 319)

(165 112) (141 499) (106 125) (186 701) (149 361) (149 356) (148 430) (156 283) 348 245 822 633 9 965 89 430 (46 839) 140 367 212 046 32 970

819 78 217 (1 274) (73) 660 (1 301) -

18 633 $

5 007 $ (10 443) $ (1 442) $ 19 624 $ (4 893) $ (1 474) $ 9 794 $

1,21 $ 1,10 $ 1,30 $ 1,48 $ 1,32 $ 1,28 $ 1,02 $ 1,25 $ 1,12 $ 1,12 $ 1,12 $ 1,24 $ 1,24 $ 1,24 $ 1,24 $ 1,30 $ 9,24 $ 8,81 $ 8,10 $ 7,74 $ 7,88 $ 7,82 $ 7,65 $ 7,87 $

148 680 130 878 126 241 120 452 120 452 120 451 120 433 117 507 151 796 148 671 126 338 120 452 120 452 120 451 120 435 117 509

19 700 $ 13 753 $ 48 017 $ 41 023 $ 47 722 $ 54 451 $ 38 925 $ 37 134 $ 89 886 164 616 14 639 68 057 218 542 152 664 9 446 80 964

2 692 075 2 295 763 1 700 310 1 749 506 1 512 174 1 622 138 1 646 034 1 314 855 - - - - (8 602) (8 767) (9 604) (9 577)

2 801 661 2 474 132 1 762 966 1 858 586 1 769 836 1 820 486 1 684 801 1 423 376 1 444 063 1 336 924 1 014 500 932 627 949 552 941 975 921 892 924 588

4 245 724 $ 3 811 056 $ 2 777 466 $ 2 791 213 $ 2 719 388 $ 2 762 461 $ 2 606 693 $ 2 347 964 $

66,0 % 64,9 % 63,5 % 66,6 % 65,1 % 65,9 % 64,6 % 60,6 %

5 582 828 $ 5 131 979 $ 3 727 247 $ 3 666 647 $ 3 306 764 $ 3 286 478 $ 3 146 339 $ 2 783 197 $

1 837 496 $ 1 819 445 $ 1 757 640 $ 1 779 427 $ 1 806 845 $ 1 770 429 $ 1 764 928 $ 1 733 902 $ 38,50 % 38,50 % 38,50 % 38,50 % 38,50 % 38,50 % 38,50 % 38,50 % 8,90 % 9,69 % 9,09 % 9,20 % 8,94 % 9,52 % 9,57 % 9,33 % 7,50 % 7,50 % 7,50 % 7,50 % 7,50 % 7,50 % 7,50 % 7,50 % 6,14 % 5,88 % 5,60 % 5,21 % 5,25 % 5,38 % 5,37 % 5,17 %

28 741 $ 30 008 $ 33 018 $ 36 806 $ 41 652 $ 45 637 $ 47 053 $ 45 122 $

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RENSEIGNEMENTS AUX ACTIONNAIRES

INFORMATIONS DE MARCHÉ DE VALENER

Actions ordinaires

Actions ordinaires inscrites à la Bourse de Toronto sous le symbole « VNR ». Évolution du prix des actions ordinaires au cours des douze derniers mois (du 1er octobre 2014 au 30 septembre 2015) :

haut : 17,84 $; bas : 15,00 $. 38,4 millions d’actions ordinaires en circulation dont la juste valeur est de 638,7 millions $ au 30 septembre 2015.

RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT DES DIVIDENDES

Valener offre un régime de réinvestissement des dividendes (RRD) aux termes duquel ses actionnaires peuvent choisir de réinvestir leurs dividendes en espèces dans des actions ordinaires additionnelles de Valener. Sous réserve d’exceptions limitées, seuls les résidents du Canada peuvent participer au régime. Le RRD permet aux actionnaires d’accroître leur placement dans les actions ordinaires de Valener grâce aux avantages et aux économies intéressantes qu’il procure : dividendes réinvestis de façon automatique; escompte sur le prix de l’action pouvant aller jusqu’à 5 %; aucuns frais de courtage ni frais d’administration; et régime administré pour les actionnaires. Comme approuvé par le conseil d’administration, pour le dividende payable le 15 janvier 2016, le réinvestissement des dividendes en actions ordinaires supplémentaires se fera par une émission de nouvelles actions ordinaires par Valener à un escompte de 2 % par rapport au cours moyen pondéré pour la période de cinq jours de bourse précédant immédiatement la date de versement du dividende. Le processus d’adhésion au régime pour un actionnaire inscrit n’est pas le même que pour un actionnaire non inscrit (aussi appelé actionnaire véritable). Un actionnaire inscrit est un actionnaire dont le nom figure sur le certificat physique représentant ses actions. Un actionnaire inscrit admissible peut adhérer au RRD en communiquant avec l’agent des transferts, Société de fiducie CST, au 1 800 387-0825 ou par courriel à [email protected] et en remplissant le formulaire d’adhésion requis. Un actionnaire non inscrit est une personne dont les actions sont détenues pour son compte par un courtier en valeurs mobilières, une banque, une société de fiducie ou une autre institution financière. Un actionnaire non inscrit admissible qui souhaite adhérer au régime doit communiquer avec l’intermédiaire qui détient ses actions. Le texte complet du RRD est disponible dans la section « Investisseurs » du site Internet de Valener à www.valener.com/investisseurs/actions-et-dividendes.

AGENT DE TRANSFERT ET AGENT COMPTABLE DES REGISTRES

Société de fiducie CST, Téléphone : 1 800 387-0825 Courriel : [email protected]

DIVULGATION DES RÉSULTATS

Après l’approbation du conseil d’administration, les résultats trimestriels et annuels seront connus vers les dates suivantes :

1er trimestre de l’exercice 2016 : 12 février 2016 2e trimestre de l’exercice 2016 : 13 mai 2016 3e trimestre de l’exercice 2016 : 11 août 2016 4e trimestre de l’exercice 2016 : 24 novembre 2016

RELATIONS AVEC LES INVESTISSEURS

1717, rue du Havre, Montréal (Québec) H2K 2X3 Téléphone : 514 598-3039 Télécopieur : 514 521-8168 Courriel : [email protected]

Les rapports trimestriels et annuel ainsi que les communiqués de presse annonçant les résultats sont accessibles en consultant les sections « Investisseurs » et « Nouvelles » du site Internet de Valener à : www.valener.com/investisseurs/documents-financiers et www.valener.com/nouvelles, respectivement, ainsi que sur le site Internet www.sedar.com exploité par les Autorités canadiennes en valeurs mobilières.

http://www.valener.com/investisseurs/actions-et-dividendes

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

http://www.valener.com/investisseurs/documents-financiers

http://www.valener.com/nouvelles

http://www.sedar.com/

Dépôt légal, Bibliothèque et Archives nationales du Québec, 2015. Dépôt légal, Bibliothèque et Archives Canada, 2015.

2015 - valener · 2019-10-10 · 2015 30 septembre 2014 actif total 7 218,0 6 144,2 dette totale 3...

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