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Présentation des résultats de Fortis pour le Q3 2026 : support de 40 diapositives issu de la conférence téléphonique sur les résultats du Q3 2026 de Fortis Inc. (NYSE/TSX : FTS) du 3 novembre 2026, déposé auprès de la SEC en tant que pièce jointe au Form 6-K. Fortis est une société holding canadienne de services publics régulés d'électricité et de gaz. Sauf indication contraire, les montants sont en dollars canadiens (C$) ; les chiffres en dollars américains sont marqués US$. Le support fait état d'un BPA réel et ajusté pour le Q3 2026 de 0,92 C$ (contre 0,87 C$ ajusté au Q3 2025), d'un BPA ajusté depuis le début de l'année de 2,69 C$, de 4,2 milliards C$ de dépenses d'investissement à fin septembre et d'une prévision d'investissement annuelle portée à 6,0 milliards C$. Il dévoile également un nouveau plan d'investissement de 32,2 milliards C$ pour 2027-2031, le plus important de l'histoire de Fortis, qui soutient une croissance de 7,5 % de la base tarifaire sur cinq ans pour atteindre 63,9 milliards C$, et prolonge les prévisions de croissance annuelle du dividende de 4 à 6 % jusqu'en 2031 après une augmentation de 4 % du dividende au T4 marquant 53 années consécutives de hausse.
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Présentation des résultats de Fortis pour le Q3 2026 : support de 40 diapositives issu de la conférence téléphonique sur les résultats du Q3 2026 de Fortis Inc. (NYSE/TSX : FTS) du 3 novembre 2026, déposé auprès de la SEC en tant que pièce jointe au Form 6-K. Fortis est une société holding canadienne de services publics régulés d'électricité et de gaz. Sauf indication contraire, les montants sont en dollars canadiens (C$) ; les chiffres en dollars américains sont marqués US$. Le support fait état d'un BPA réel et ajusté pour le Q3 2026 de 0,92 C$ (contre 0,87 C$ ajusté au Q3 2025), d'un BPA ajusté depuis le début de l'année de 2,69 C$, de 4,2 milliards C$ de dépenses d'investissement à fin septembre et d'une prévision d'investissement annuelle portée à 6,0 milliards C$. Il dévoile également un nouveau plan d'investissement de 32,2 milliards C$ pour 2027-2031, le plus important de l'histoire de Fortis, qui soutient une croissance de 7,5 % de la base tarifaire sur cinq ans pour atteindre 63,9 milliards C$, et prolonge les prévisions de croissance annuelle du dividende de 4 à 6 % jusqu'en 2031 après une augmentation de 4 % du dividende au T4 marquant 53 années consécutives de hausse.
Vue détaillée de chaque page de diapositive, incluant la mise en page, le contenu clé et les éléments visuels.
Diapositive de couverture indiquant « Fortis Inc. T3 2026 Earnings Conference Call », datée du 3 novembre 2026.
Bannière photo pleine largeur sur les deux tiers supérieurs avec une bande blanche incurvée en dessous contenant le logo Fortis, le titre et la date.
Avertissement juridique couvrant les déclarations prospectives en vertu des lois canadiennes sur les valeurs mobilières et du U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995. Il énumère les sujets abordés (dépenses d'investissement pour 2026 et 2027-2031, prévisions de la base tarifaire, prévisions de dividendes jusqu'en 2031, projets MISO LRTP, Tilbury LNG, l'IRP de TEP, sortie du charbon d'ici 2032, le programme ATM et les échéances de la dette) ainsi que les principales hypothèses et risques. Il précise que toutes les informations financières sont en dollars canadiens, sauf indication contraire, et que les chiffres du plan d'investissement et de la base tarifaire en dollars américains sont convertis à un taux de change USD:CAD prévu de 1,35 pour 2027-2031.
Bloc de texte dense unique sous le titre, avec deux notes en gras en bas concernant la devise et l'hypothèse de taux de change.
Présentation des intervenants de la conférence : David Hutchens, président et chef de la direction, et Jocelyn Perry, vice-présidente exécutive et cheffe des finances, Fortis Inc.
Bannière photo de style couverture, avec deux portraits circulaires chevauchant la courbe, les noms et les titres en dessous.
Sept points saillants : sécurité et fiabilité dans le premier quartile par rapport aux pairs du secteur ; dépenses d'investissement de 4,2 G$ CA à fin septembre, avec une prévision annuelle relevée de 5,6 G$ CA à 6,0 G$ CA ; BPA réel et ajusté du T3 2026 de 0,92 $ CA contre un BPA ajusté de 0,87 $ CA au T3 2025 ; un nouveau plan d'investissement 2027-2031 de 32,2 G$ CA, le plus important de l'histoire de Fortis ; approbation environnementale reçue pour le réservoir de stockage de Tilbury LNG et l'expansion de la phase 2 en Colombie-Britannique ; un projet concurrentiel en Iowa attribué à ITC ; et une augmentation de 4 % du dividende au T4, marquant 53 années consécutives d'augmentation des dividendes versés.
Frise chronologique verticale à gauche avec sept paires de titres bleu sarcelle et sous-titres gris ; photo décorative de pipeline sur le bord droit.
Deux ponts de BPA. Troisième trimestre : BPA réel du Q3 2025 de 0,81 $ CA, plus 0,06 $ CA pour la cession de FortisTCI, donne un BPA ajusté du Q3 2025 de 0,87 $ CA, contre un BPA réel et ajusté du T3 2026 de 0,92 $ CA (en hausse de 0,05 $ CA). Cumul annuel : BPA réel cumulé 2025 de 2,57 $ CA, plus 0,06 $ CA pour FortisTCI, donne 2,63 $ CA ajusté, contre 2,69 $ CA réel et ajusté cumulé 2026 (en hausse de 0,06 $ CA). Note : le BPA ajusté est une mesure non conforme aux GAAP américains, réconciliée à la diapositive 26.
Deux ponts de barres côte à côte séparés par un diviseur vertical, chacun avec une bulle d'information au-dessus de la barre finale.
Graphique en cascade du BPA de base ajusté de 0,87 $ CA au T3 2025 à 0,92 $ CA au Q3 2026 : Transport É.-U. (ITC) +0,03 $ CA, Électricité et Gaz É.-U. (UNS Energy et Central Hudson) +0,02 $ CA, Électricité et Gaz de l'Ouest canadien +0,02 $ CA, Autres activités électriques -0,01 $ CA, Siège social et autres -0,01 $ CA, Change +0,01 $ CA (taux moyen de 1,40 contre 1,38) et Moyenne pondérée des actions -0,01 $ CA. Une note indique que le BPA du Q3 2026 reflète une dilution de 0,02 $ CA provenant des cessions de 2025 (service public des îles Turques et Caïques vendu en septembre 2025 ; investissements au Belize vendus en octobre 2025).
Graphique en cascade pleine largeur avec une bulle de texte en haut à droite, une bannière centrale en forme de flèche résumant l'augmentation, et des notes de bas de page.
Cascade cumulée de 2,63 $ CA à 2,69 $ CA : Transport É.-U. (ITC) +0,07 $ CA, Électricité et Gaz de l'Ouest canadien +0,07 $ CA, Électricité et Gaz É.-U. +0,03 $ CA, Autres activités électriques -0,01 $ CA, Siège social et autres -0,03 $ CA, Change -0,03 $ CA (taux moyen de 1,38 contre 1,40, plus les gains de change de 2025 sur les passifs à court terme en dollars américains) et Moyenne pondérée des actions -0,04 $ CA. Le chiffre cumulé reflète une dilution de 0,05 $ CA provenant des cessions de 2025.
Même modèle de cascade que la diapositive précédente, avec une bulle d'appel et des notes de bas de page.
Quatre points réglementaires. Incitatifs au transport d'ITC : le NOPR supplémentaire de 2021 de la FERC proposant d'éliminer la majoration de 50 points de base du ROE des RTO reste ouvert, le calendrier et l'issue étant inconnus. Demande de tarif général de TEP : en octobre 2026, le juge administratif de l'ACC a émis une recommandation d'opinion et d'ordonnance avec un ROE autorisé de 9,65 %, un ratio de fonds propres de 55,5 %, un mécanisme d'ajustement tarifaire par formule avec une bande de +/- 50 points de base, des ajustements post-période de test et le report des coûts de Roadrunner Reserve II ; les nouveaux tarifs sont proposés pour le 1er décembre 2026, avec une décision de l'ACC attendue en novembre 2026. Troisième période de PBR de FortisAlberta : la Cour d'appel de l'Alberta a rejeté l'appel au T3 2026. Étude d'amortissement de FortisAlberta : l'AUC a approuvé un règlement entraînant un ajustement de 130 M$ CA, qu'il est proposé de restituer aux clients sur plusieurs années, sans impact attendu sur les résultats.
Quatre cartes bleu clair égales, chacune surmontée d'un logo de filiale (ITC, UNS Energy, FortisAlberta x2), d'un titre bleu sarcelle et de puces.
Trois indicateurs clés : des dépenses d'investissement de 32,2 G$ CA pour 2027-2031, en hausse de 3,4 G$ CA par rapport au plan précédent ; un TCAC de la base tarifaire sur 5 ans de 7,5 %, soit 50 points de base de plus que le plan précédent ; et des prévisions de croissance annuelle du dividende de 4 à 6 % prolongées jusqu'en 2031, avec une augmentation de 4 % du dividende du quatrième trimestre 2026.
Large bandeau photo d'ouvriers sur le terrain, avec trois icônes circulaires chevauchant trois cartes de KPI blanches en dessous.
Le plan d'investissement quinquennal augmente de 12 %, passant de 28,8 G$ CA (plan 2026-2030) à 32,2 G$ CA (plan 2027-2031), soit une hausse de 3,4 G$ CA. Facteurs de croissance : ITC +1,7 G$ CA (projets MISO LRTP Tranche 2.1, fiabilité de base et interconnexions), FortisBC +1,0 G$ CA (Tilbury Phase 1B, extension du réservoir de stockage de GNL de Tilbury et projets de fiabilité) et autres services publics réglementés +0,7 G$ CA (FortisAlberta, Central Hudson et Newfoundland Power). Les dépenses d'investissement en dollars US sont converties au taux de 1,35.
Graphique de comparaison à deux barres sur la gauche ; trois rangées de vignettes photo avec descriptions des facteurs de croissance sur la droite.
Le plan de 32,2 G$ CA pour 2027-2031 se répartit comme suit : Transport 47 %, Distribution 29 %, GNL et gaz renouvelables 7 %, Production 6 %, IT 6 % et Autre 5 %. La base tarifaire consolidée passe de 45,3 G$ CA (2026F) à 48,2 G$ CA, 52,4 G$ CA, 55,8 G$ CA, 58,9 G$ CA et 63,9 G$ CA (2031F), soit un TCAC de 7,5 % sur cinq ans et de 7,7 % sur trois ans. Le capital est 100 % réglementé, avec une répartition géographique de 62 % aux États-Unis, 36 % au Canada et 2 % aux îles Caïmans.
Graphique en anneau à gauche, graphique à barres de la base tarifaire au centre, et barre latérale avec statistiques réglementaires et géographiques au-dessus d'une photo d'équipement de réseau.
Le projet Marshalltown-Lehigh-Sub T-Montezuma-East Adair (MARS) (MISO Tranche 2.1, nos 38 et 39) a été attribué à ITC. Il se situe principalement dans le périmètre actuel d'ITC Midwest, comprend deux nouvelles lignes de 345 kV et deux nouvelles lignes de 765 kV (environ 300 miles au total), avec des dates de mise en service prévues entre 2029 et 2034 et un coût total estimé à environ 1 G$ US, dont environ 0,5 G$ US sont inclus dans le plan d'investissement 2027-2031.
Carte du territoire desservi dans l'Iowa avec les tracés des lignes à gauche ; encadré de faits sur le projet avec en-tête bleu sarcelle à droite.
Le plan d'investissement 2027-2031 d'ITC s'élève à 11,6 G$ CA : investissements dans les infrastructures 45 %, plan de transport à long terme (LRTP) de MISO 28 %, interconnexions 22 % et TI, frais généraux et autres 5 %. La base tarifaire passe de 14,8 G$ CA (2026F) à 21,9 G$ CA (2031F), soit un TCAC de 8,6 %. Opportunités au-delà du plan : projets ROFR de la tranche 2.1 du LRTP de MISO dans le Michigan/Minnesota et mises à niveau du système dans l'Iowa (2,9-3,4 G$ US), le projet MARS (0,5 G$ US), des raccordements clients représentant plus de 10 000 MW de croissance potentielle de la charge (principalement des centres de données), et environ 32 GW de demandes de charge importante à l'étude via MTEP26.
Modèle d'unité commerciale : anneau de capital, graphique de base tarifaire à deux barres et barre latérale « Opportunités au-delà du plan » au-dessus d'une photo de pylône de transport.
Le plan d'investissement 2027-2031 d'UNS Energy s'élève à 5,6 G$ CA : infrastructures de transport 38 %, infrastructures de distribution 30 %, ressources énergétiques 21 % et TI, frais généraux et autres 11 %. La base tarifaire passe de 9,1 G$ CA (2026F) à 12,7 G$ CA (2031F), soit un TCAC de 7,4 %. Opportunités au-delà du plan : croissance de la charge provenant des centres de données, de l'industrie manufacturière et de l'exploitation minière, où 800 MW de nouvelle production pourraient nécessiter jusqu'à 1,5 G$ US ; opportunités d'IRP (scénario de base) chez TEP et UNSE allant jusqu'à 1,6 G$ US, sous réserve d'appels d'offres ; et transport réglementé par la FERC.
Même modèle d'unité commerciale avec une photo de panneau solaire dans la barre latérale.
Calendrier de l'IRP (scénario de base) de TEP : 160 MW en 2027 (80 MW solaire + 80 MW stockage), 400 MW en 2029 (200 MW solaire + 200 MW stockage), 730 MW en 2030 (conversion au gaz de Springerville), 300 MW en 2031 (nouveau cycle combiné) et 800 MW en 2034-2041 (400 MW solaire + 400 MW stockage). La sortie du charbon convertit les unités 1 et 2 de Springerville (793 MW) au gaz naturel et quitte Four Corners (110 MW). IRP (scénario de base) d'UNS Electric : 280 MW en 2028 (140 MW solaire + 140 MW stockage), 196 MW de production au gaz en 2030, 125 MW de production au gaz en 2031 et 100 MW en 2034-2041 (50 MW solaire + 50 MW stockage). Le coût moyen du système par kWh de l'IRP de TEP est de 15,52 cents US (scénario de base), 15,76 (énergie propre), 14,31 (forte croissance) et 15,19 (forte croissance, propre). Fortis est en bonne voie pour un mix de production sans charbon d'ici 2032. Le scénario de base de TEP suppose une croissance annuelle moyenne des ventes au détail de 5,7 %, avec des opportunités d'appels d'offres allant jusqu'à environ 1,3 G$ US (TEP) et environ 0,3 G$ US (UNSE).
Deux chronologies fléchées horizontales avec des icônes de centrales circulaires (TEP en haut, UNS Electric en bas), une légende et un graphique à barres latéral des scénarios de coûts du système avec des puces à cocher.
Le plan d'investissement 2027-2031 de FortisBC s'élève à 6,0 G$ CA : fiabilité et intégrité 40 %, projets GNL et gaz renouvelables 40 %, TI, frais généraux et autres 13 % et le projet AMI 7 %. La base tarifaire passe de 8,7 G$ CA (2026F) à 12,8 G$ CA (2031F), soit un TCAC de 7,9 %. Opportunités au-delà du plan : l'extension de Tilbury LNG (Tilbury 1B, le réservoir de stockage de GNL et l'extension de la phase 2 de Tilbury LNG pour 2 à 4 G$ CA), l'extension du pipeline de transport régional, et la croissance de la clientèle et de la charge dans le territoire électrique de l'Okanagan.
Modèle d'unité commerciale avec une photo aérienne du site de Tilbury LNG dans la barre latérale.
Tableau en milliards de dollars canadiens (C$). Tilbury Phase 1A : coût total de 0,5, mise en service en 2018. Phase 1B / Jetée maritime : 0,2 avant 2027, 1,1 en 2027-2031, 0,4 au-delà de 2031, total de 1,7, mise en service en 2031 (dépenses estimées sur la durée de vie du projet de 1,8 G$ CA, AFUDC inclus). Extension du réservoir de stockage de GNL : 0,1 / 0,8 / 0,2, total de 1,1, mise en service en 2031. Phase 2 de l'extension GNL : à déterminer, total de 2,0 à 4,0, après 2031. Opportunité totale pour Tilbury LNG : 0,3 / 1,9 / 0,6, total de 5,3 à 7,3 G$ CA. Une photo aérienne annotée montre le statut de chaque composant : Phase 1A terminée ; Phase 1B approuvée par décret (sous réserve de permis) ; réservoir de stockage approuvé ; jetée maritime approuvée ; approbation environnementale reçue pour la Phase 2 (sous réserve de la FID et des permis).
Tableau de données avec bordures colorées à gauche, associé à des zones colorées sur une photo aérienne annotée du site à droite.
Liste des opportunités de croissance en dehors du plan de base. ITC : LRTP Tranche 2.1, projet MARS, raccordements clients et futurs projets MISO LRTP/MTEP et SPP ITP. UNS Energy : croissance de la charge de TEP (centres de données et autres charges importantes), investissements IRP et transport. FortisBC : Tilbury Phase 1B, extension GNL Tilbury Phase 2, transport régional, et croissance des clients et de la charge. Autres : projets canadiens d'édification nationale, électrification et raccordements clients, et transport régional. Une carte montre les activités de Fortis en Colombie-Britannique, Alberta, Ontario, Île-du-Prince-Édouard, Terre-Neuve-et-Labrador, New York, Michigan, Minnesota, Wisconsin, Iowa, Illinois, Missouri, Kansas, Oklahoma, Arizona et aux îles Caïmans.
Panneaux de texte superposés à gauche ; carte de l'Amérique du Nord avec points de localisation à droite.
Quatre initiatives d'accessibilité. Central Hudson vise une croissance nulle de l'O&M par rapport à son ordonnance tarifaire de 2025. Chez ITC Midwest, les tarifs de transport sur le réseau devraient baisser d'environ 20 % d'ici la fin de la décennie par rapport au niveau de 2026 grâce à la croissance de la charge des centres de données, avec une réduction de 13 % déjà reflétée dans le tarif projeté pour 2027 ; chez TEP, un nouveau centre de données nécessitant environ 300 MW dispose d'un ESA approuvé qui devrait faire économiser environ 13 US$ par mois à un client résidentiel type. La conversion par TEP de deux unités au charbon de Springerville au gaz naturel coûte environ 10 % de la construction d'une nouvelle production au gaz. Chez FortisBC, les ventes de carburant marin GNL de Tilbury ont généré un avantage tarifaire d'environ 1,5 % depuis 2024, et le gazoduc Eagle Mountain devrait apporter un avantage tarifaire supplémentaire d'environ 1,5 %.
Quatre cartes blanches dans un cadre clair, chacune avec une photo circulaire, un titre bleu sarcelle, une accroche en italique et le corps du texte.
Financement du plan quinquennal de 32,2 G$ CA : flux de trésorerie opérationnels 57 %, dette nette 32 % et capitaux propres 11 %. La structure du capital devrait rester stable. Le financement par capitaux propres provient principalement du DRIP (participation supposée d'environ 37 %), ainsi que des plans d'options d'achat d'actions et d'actionnariat salarié (environ 250 M$ C$) et du programme ATM (environ 250 M$ C$). Au Q3 2026, Fortis a émis 1 G$ US de dette hybride pour rembourser la dette d'entreprise arrivant à échéance et 260 M$ CA d'actions via l'ATM. Environ 240 M$ CA restent disponibles dans le cadre du programme ATM actuel ; Fortis prévoit de déposer un nouveau prospectus préalable de base après l'expiration de l'actuel en janvier 2027 et de rétablir un programme ATM de 500 M$ CA. Le plan de financement soutient les notations de crédit actuelles de catégorie investissement.
Graphique en anneau des sources de financement à gauche et panneau à puces « Plan de financement par capitaux propres » à droite, avec notes de bas de page.
La moyenne S&P FFO/Dette pour 2027-2031P est de 12,3 % contre un seuil > 12,0 %, et le levier FFO de Fitch est de 5,9x contre un seuil < 6,2x. Notations de crédit : S&P A- (notation d'émetteur ; dette non garantie notée BBB+), Fitch BBB+ et Morningstar DBRS A (low), toutes avec des perspectives stables, confirmées au Q2 2026. Principaux atouts de crédit : un profil de risque commercial solide, 100 % régulé avec des flux de trésorerie stables et prévisibles, une diversité géographique et réglementaire, et des cadres réglementaires constructifs.
Deux graphiques métriques à barre unique avec lignes de seuil en pointillés à gauche ; boîtes de notation et grille de quatre cellules sur les atouts de crédit à droite.
Présente une augmentation du dividende de 4 % au Q4 2026, 53 années consécutives d'augmentation des dividendes versés, et des prévisions de croissance annuelle du dividende de 4 à 6 % jusqu'en 2031. Un graphique à barres suit les dividendes annuels versés de 1973 à 2026P ; les valeurs individuelles des barres ne sont pas indiquées.
Bande photo à gauche ; trois rangées d'icônes et de statistiques au-dessus d'un long graphique à barres ascendant à droite.
Thèse d'investissement en deux volets. Croissance durable (priorité à l'exécution) : forte croissance de la base tarifaire, solide pipeline de transport, plan de financement transparent, investissements pour renforcer la résilience, croissance annuelle du dividende de 4 à 6 % et notations de crédit de catégorie investissement. Risque faible (services publics sûrs et bien gérés) : gouvernance solide, diversité réglementaire et géographique, relations réglementaires constructives, modèle d'affaires local, 100 % régulé, et actifs principalement de transport et de distribution.
Deux en-têtes photo (« Croissance durable », « Risque faible ») au-dessus de bannières bleu sarcelle, chacune avec une grille 3x2 de tuiles d'icônes.
Diapositive de clôture : les résultats du Q4 2026 sont attendus pour le 11 février 2027.
Photo aérienne en plein écran avec un encadré central translucide et le logo Fortis en dessous.
Séparateur de section pour l'annexe.
Reprend la mise en page de la couverture avec « Annexe » à la place du titre.
En millions de dollars canadiens (C$). Le bénéfice net du T3 2026 s'est élevé à 474 contre 409 au Q3 2025 ; la réintégration de 32 pour la cession de FortisTCI (impôts sur le revenu et frais de clôture) donne un bénéfice net ajusté de 474 contre 441, et un BPA ajusté de 0,92 C$ contre 0,87 C$. Cumul annuel (YTD) : bénéfice net de 1 371 contre 1 292, ajusté à 1 371 contre 1 324, BPA de 2,69 C$ contre 2,63 C$. Dépenses d'investissement : au Q3 2026, les ajouts aux installations, systèmes et équipements (PP&E) de 1 758 et aux actifs incorporels de 35, moins 301 de CIAC pour le pipeline Eagle Mountain, donnent 1 492 (contre 1 316) ; en cumul annuel, 4 862 + 143 - 787 = 4 218 (contre 4 171).
Tableau financier unique avec colonnes T3 et cumul annuel (YTD) plus les écarts, avec notes de bas de page.
Bénéfices du T3 par unité opérationnelle en millions de dollars canadiens (C$) (Q3 2026 vs Q3 2025 ajusté) : ITC 167 vs 149 (+18) ; UNS Energy 225 vs 209 (+16) ; Central Hudson 33 vs 31 (+2) ; FortisBC Energy 6 vs néant (+6) ; FortisAlberta 58 vs 54 (+4) ; FortisBC Electric 15 vs 15 ; Autres activités électriques 36 vs 41 (-5) ; Siège et autres (66) vs (58) (-8). Le bénéfice attribuable aux actions ordinaires était de 474 vs 441 (+33), le nombre moyen pondéré d'actions de 513,1 M vs 504,5 M, et le BPA de 0,92 C$ vs 0,87 C$.
Large tableau d'écarts avec colonnes pour les données réelles, les ajustements et les données ajustées pour chaque période, plus une colonne d'écart.
Bénéfices cumulés à fin septembre par unité opérationnelle en millions de dollars canadiens (C$) (2026 vs 2025 ajusté) : ITC 472 vs 442 (+30) ; UNS Energy 390 vs 394 (-4) ; Central Hudson 137 vs 121 (+16) ; FortisBC Energy 226 vs 202 (+24) ; FortisAlberta 142 vs 132 (+10) ; FortisBC Electric 61 vs 57 (+4) ; Autres activités électriques 122 vs 129 (-7) ; Siège et autres (179) vs (153) (-26). Le bénéfice attribuable aux actions ordinaires était de 1 371 vs 1 324 (+47), le nombre moyen pondéré d'actions de 510,4 M vs 502,5 M, et le BPA de 2,69 C$ vs 2,63 C$.
Même modèle de tableau d'écarts que la diapositive des segments du T3.
Plan d'investissement en millions de dollars canadiens (C$) pour 2027F-2031F. ITC : 2 317 / 2 387 / 2 251 / 2 274 / 2 356, total 11 585. UNS Energy : total 5 619. Central Hudson : total 2 749. Total Électricité et Gaz États-Unis : 8 368. FortisBC Energy : 4 564. FortisAlberta : 3 671. FortisBC Electric : 1 418. Autres activités électriques : 2 580. Total Canada et Caraïbes : 12 233. Plan d'investissement total : 6 333 / 6 412 / 6 817 / 6 366 / 6 258 par an, 32 186 au total. Les dépenses d'investissement aux États-Unis sont converties au taux de 1,35.
Tableau de prévisions annuelles avec une colonne pour le total sur cinq ans et des sous-totaux groupés.
Onze projets majeurs en milliards de dollars canadiens (C$) (avant 2027 / 2027-2031 / après 2031 / total / achèvement) : ITC MISO LRTP Tranche 1 (0,7 / 1,5 / - / 2,2 / 2030) ; ITC Tranche 2.1 ROFR attribué (0,1 / 1,1 / 3,9-4,6 / 5,1-5,8 / après 2031) ; ITC Tranche 2.1 MARS (- / 0,6 / 0,8 / 1,4 / divers) ; ITC Big Cedar Load Expansion (0,3 / 0,5 / - / 0,8 / 2029) ; Projet de transmission UNS chez TEP (0,6 au total, 2030) ; Production de gaz UNS chez UNS Electric (0,5 au total, 2030) ; Production de gaz naturel UNS Springerville (0,2 au total, 2030) ; FortisBC Tilbury 1B (1,7 au total, 2031) ; Extension du réservoir de stockage de GNL FortisBC (1,1 au total, 2031) ; FortisBC AMI (0,8 au total, 2029) ; Pipeline FortisBC Eagle Mountain (0,8 au total net des contributions des clients, 2027). Les projets majeurs sont ceux dont le coût est égal ou supérieur à 200 M C$.
Tableau des projets à gauche ; encadré latéral « Le plan comprend 11 projets d'investissement majeurs » au-dessus d'une photo d'équipement.
Tilbury Phase 1B : en juillet 2026, la province de la Colombie-Britannique a publié un décret (OIC) approuvant l'extension pour l'avitaillement maritime en GNL, incluant un partenariat minoritaire au capital avec la Musqueam Indian Band (sous le seuil d'examen de 20 % de la BCUC) et une jetée maritime pour le soutage dans le port de Vancouver. 1,1 G C$ figurent dans le plan 2027-2031 ; la construction pourrait débuter dès la mi-2027, pour une mise en service dès 2031. La phase 2 de Tilbury a reçu les approbations environnementales fédérales et provinciales en septembre 2026, les permis restants étant toujours requis. L'extension du réservoir de stockage de GNL concerne un nouveau réservoir de 142 400 m3 (environ 3 Gpc), dont le CPCN a été approuvé par la BCUC en octobre 2025, avec 0,8 G C$ prévus au plan et un achèvement substantiel en 2031. L'extension de la liquéfaction de la phase 2 ajoute jusqu'à 2,5 Mtpa pour les marchés domestiques, maritimes ou d'exportation en vrac, une opportunité potentielle de 2 à 4 G C$ au-delà de la période du plan, sous réserve de la demande, de l'obtention des permis et de la décision finale d'investissement (FID).
Panneau gauche pour la phase 1B ; panneau droit pour la phase 2 avec deux sous-cartes (réservoir de stockage, liquéfaction), chacune avec des illustrations au trait.
Base tarifaire en milliards de dollars canadiens (C$), de 2026F à 2031F, avec TCAC sur cinq ans : ITC 14,8 à 21,9 (8,6 %) ; UNS Energy 9,1 à 12,7 (7,4 %) ; Central Hudson 4,0 à 5,3 (6,0 %) ; Total Électricité et Gaz États-Unis 13,1 à 18,0 (7,0 %) ; FortisBC Energy 6,9 à 10,1 (8,2 %) ; FortisAlberta 4,9 à 6,4 (5,5 %) ; FortisBC Electric 1,9 à 2,7 (7,0 %) ; Autres activités électriques 3,7 à 4,8 (5,7 %) ; Total Canada et Caraïbes 17,4 à 24,0 (6,8 %) ; total 45,3, 48,2, 52,4, 55,8, 58,9, 63,9 (7,5 %). Fortis détient 80,1 % d'ITC ; la base tarifaire d'ITC est présentée à 100 %.
Tableau de prévisions annuelles avec une colonne TCAC et des sous-totaux groupés.
Change : le plan repose sur une parité USD:CAD de 1,35. 65 % des bénéfices réglementés (2025) et 64 % du plan d'investissement sont libellés en dollars américains. Une variation de +/-0,05 C$ du taux USD:CAD impacte le plan d'investissement quinquennal de 800 M$ C et le BPA de 0,06 C$, couverture incluse. Couverture : contrats à terme et tunnels de change (notionnel de 518 M US$), 1,2 Md US$ de dette en dollars américains chez Fortis Inc. servant de couverture naturelle, 400 M US$ de swaps de devises et swaps de taux d'intérêt ITC (notionnel de 200 M US$). Sensibilité du BPA au ROE (+/-25 bps) et aux fonds propres (+/-100 bps) : ITC 0,040 C$ / 0,035 C$ ; UNS Energy 0,030 C$ / 0,020 C$ ; FortisBC 0,020 C$ / 0,020 C$ ; Central Hudson 0,010 C$ / 0,010 C$ ; FortisAlberta 0,010 C$ / 0,010 C$.
Deux sections à puces sur la gauche, un tableau de sensibilité au centre et une photo de deux jeunes travailleurs sur la droite.
Trois priorités en matière de durabilité. Risque climatique : le rapport 2026 sur la résilience climatique intègre des évaluations des risques climatiques par site et une cartographie des dangers par zone géographique et catégorie d'actifs. Émissions : les émissions de Scope 1 ont chuté de 38 % (2019-2025), l'entreprise s'engage à abandonner la production au charbon d'ici 2032 et à atteindre le net-zéro d'ici 2050 ; l'intensité en GES de l'énergie livrée est en baisse depuis cinq ans. Gouvernance et communautés : modèle de leadership local, rémunération des dirigeants liée aux objectifs climatiques, 50 % de femmes au conseil d'administration (2 administrateurs sur 12 s'identifient comme issus d'une minorité visible), partenariat reliant 17 communautés isolées des Premières Nations du nord de l'Ontario au réseau, 14 M C$ d'investissement communautaire en 2025 (60 M C$ sur cinq ans) et 320 M C$ consacrés aux programmes d'efficacité énergétique en 2025, un niveau record.
En-tête avec photo de paysage et titre en superposition, bandeau bleu sarcelle « Priorités en matière de durabilité » et trois colonnes de texte.
Émissions de GES Scope 1 en ktonnes de CO2e : 12 308 (2019), 10 418 (2020), 9 742 (2021), 8 748 (2022), 8 155 (2023), 8 069 (2024) et 7 559 (2025), soit une réduction d'environ 38 %. L'intensité en GES a atteint un niveau historiquement bas en 2025. Depuis 2019, la production à partir de charbon a diminué de 58 % tandis que la production d'énergies renouvelables a augmenté de 24 %. Le rapport de durabilité 2026 marque les 10 ans de reporting ESG de Fortis.
Graphique à barres des émissions sur la gauche, puces et vignette du rapport au centre, et photo de travailleurs sur la droite.
Variation des ventes d'énergie, Q3 2026 vs Q3 2025. ITC : N/A, avec une charge de pointe en hausse de 7 % due à un temps plus chaud. UNS Energy : +1 % (hors vente en gros), portée par une consommation industrielle et résidentielle accrue et la croissance du nombre de clients ; les ventes au détail normalisées selon la météo ont progressé de 2 %. Central Hudson : -1 % en raison d'une météo plus clémente. Gaz FortisBC : +7 % grâce à une consommation plus élevée et un temps plus frais. Électricité FortisBC : -3 % suite à une baisse de la charge liée à la climatisation. FortisAlberta : +4 %, avec le résidentiel à +5 % et le C&I à +4 %. Autres activités électriques : -1 %, avec le résidentiel dans l'Est du Canada à +3 % et le C&I à +2 %, et des ventes dans les Caraïbes en baisse après la cession de FortisTCI.
Tableau avec les logos des filiales dans la marge de gauche, une colonne de variation et une colonne de commentaires.
Graphique à barres empilées des échéances de la dette sur 10 ans de 2027F à 2036F en milliards de C$, réparti entre les services publics réglementés, ITC Holdings et Fortis Inc. 2027F est l'année la plus importante avec environ 2,5 Mds C$, principalement pour ITC Holdings, et 2034F s'élève à environ 2,1 Mds C$. Les autres années varient entre 0,9 Md C$ et 1,8 Md C$ environ. Les segments des barres ne comportent pas de valeurs exactes, les chiffres sont donc des lectures approximatives du graphique. La dette en dollars américains est convertie au taux de clôture du 30 septembre 2026 de 1,42.
Graphique en colonnes empilées sur toute la largeur avec une règle de titre en pointillés et une légende.
Calendrier de réinitialisation des taux fixes et flottants pour les actions privilégiées perpétuelles : Série I 52 M C$ (flottant, bons du Trésor à 3 mois + 1,45 %, réinitialisation trimestrielle) ; Série G 230 M C$ (GoC 5 ans + 2,13 %, réinitialisation le 1er septembre 2028) ; Série K 250 M C$ (+2,05 %, 1er mars 2029) ; Série M 600 M C$ (+2,48 %, 1er décembre 2029) ; Série H 198 M C$ (+1,45 %, 1er juin 2030). Taux fixe perpétuel : Série F 125 M C$ (4,90 %) et Série J 200 M C$ (4,75 %). Notations des actions privilégiées : S&P P-2, Fitch BBB- et Morningstar DBRS Pfd-2 (low), stable. S&P et Fitch attribuent un crédit en fonds propres de 50 % ; Morningstar DBRS attribue 75 %.
Frise chronologique horizontale des dates de réinitialisation avec une ligne distincte pour les taux fixes ; barre latérale bleu marine avec les notations au-dessus d'une photo de ville.
Notations par entité (S&P / Morningstar DBRS / Fitch / Moody's) : Fortis Inc. A- / A (low) / BBB+ / retirée (Moody's a retiré la notation à la demande de Fortis en janvier 2026, sans impact sur les notations des filiales) ; ITC Holdings A- / - / - / Baa2 ; filiales réglementées d'ITC A+ / - / - / A1 ; TEP A- / - / - / A3 ; Central Hudson BBB+ / - / BBB+ / Baa1 ; FortisBC Energy - / A / - / A3 ; FortisBC Electric - / A (low) / - / Baa1 ; FortisAlberta A- / A (low) / - / Baa1 ; Newfoundland Power - / A / - / A2.
Matrice de notation centrée avec les logos des agences en en-têtes de colonnes.
Glossaire sur deux colonnes des abréviations utilisées dans la présentation, incluant ACC, ALJ, AMI, ATM, AUC, CAGR, CIACs, CPCN, DRIP, FERC, FFO, IRP, ITC, LRTP, MARS, MISO, MTEP, NOPR, OIC, PBR, Base tarifaire (Rate Base), ROE, ROO, RTO, Émissions de Scope 1, SPP, TEP et UNS, avec les définitions des filiales de Fortis.
Deux tableaux termes/définitions côte à côte en petits caractères avec des lignes alternées.
Questions courantes sur cette diapositive et le contenu de présentation sous-jacent.
Il s'agit du support de 40 diapositives utilisé par Fortis Inc. (NYSE/TSX : FTS) lors de sa conférence téléphonique sur les résultats du troisième trimestre 2026 le 3 novembre 2026, présentée par le PDG David Hutchens et la directrice financière Jocelyn Perry. Il détaille les résultats trimestriels, un nouveau plan d'investissement de 32,2 milliards C$ pour 2027-2031, la croissance de la base tarifaire, le financement, les notations de crédit, la durabilité, ainsi qu'une annexe de tableaux financiers détaillés.
Fortis est une société canadienne et ce support a été déposé auprès de la SEC en tant que pièce jointe au Form 6-K. Tous les montants sont en dollars canadiens (C$), sauf mention US$. Les chiffres du plan d'investissement et de la base tarifaire en dollars américains pour 2027-2031 sont convertis selon un taux de change prévisionnel USD:CAD de 1,35.
Le BPA réel et ajusté du T3 2026 s'est élevé à 0,92 C$, contre un BPA ajusté de 0,87 C$ au T3 2025, pour un bénéfice net de 474 millions C$. Le BPA ajusté depuis le début de l'année était de 2,69 C$ contre 2,63 C$. La croissance provient principalement du transport d'électricité d'ITC, des services publics d'électricité et de gaz aux États-Unis et dans l'Ouest canadien, partiellement compensée par la dilution liée à la vente des actifs des Caraïbes en 2025.
Le plan totalise 32,2 milliards C$, soit une hausse de 3,4 milliards C$ (12 %) par rapport au plan précédent, ce qui en fait le plus important de l'histoire de Fortis. Le transport représente 47 % et la distribution 29 %. ITC (11,6 milliards C$), UNS Energy (5,6 milliards C$) et FortisBC Energy sont les principaux contributeurs. Ce plan génère un TCAC de la base tarifaire de 7,5 %, passant de 45,3 milliards C$ en 2026 à 63,9 milliards C$ en 2031.
Fortis a augmenté son dividende du T4 2026 de 4 %, marquant ainsi 53 années consécutives de hausse des dividendes versés, et a prolongé ses prévisions de croissance annuelle du dividende de 4 à 6 % jusqu'en 2031.
Oui. Il présente une structure claire pour un service public régulé : points clés, ponts de BPA, mises à jour réglementaires, plan d'investissement et base tarifaire, une page par filiale, plan de financement et indicateurs de crédit, historique des dividendes, et une annexe avec réconciliations et tableaux prévisionnels. La mise en page des unités commerciales (graphiques en anneau et barres) et les graphiques en cascade pour le BPA sont faciles à adapter.
Les diapositives ont été pixellisées pour le dépôt auprès de la SEC, mais les chiffres clés, les tableaux et la plupart des notes de bas de page sont lisibles. Deux graphiques, l'historique des dividendes 1973-2026 et l'échéancier de la dette 2027-2036, n'indiquent pas les valeurs individuelles des barres ; seuls les chiffres mis en évidence et les lectures approximatives sont donc décrits ici.
Le support souligne les travaux du MISO LRTP Tranche 2.1 chez ITC (2,9 à 3,4 milliards US$ de projets ROFR plus le projet MARS), la croissance des centres de données et des charges importantes chez ITC et TEP, des opportunités de production IRP en Arizona allant jusqu'à environ 1,6 milliard US$, et l'expansion de la phase 2 du GNL de Tilbury en Colombie-Britannique, une opportunité potentielle de 2 à 4 milliards C$.
Site officiel des relations investisseurs avec résultats trimestriels, présentations et documents déposés
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