Fa parte di Esempi di presentazioni per investitori
Presentazione dei risultati Fortis Q3 2026: il deck di 40 slide della conference call sui risultati del Q3 2026 di Fortis Inc. (NYSE/TSX: FTS) del 3 novembre 2026, depositato presso la SEC come allegato al Form 6-K. Fortis è una holding canadese di utility regolamentate nel settore elettrico e del gas. Salvo diversa indicazione, gli importi sono in dollari canadesi (C$); le cifre in dollari statunitensi sono contrassegnate come US$. Il deck riporta un EPS effettivo e rettificato per il Q3 2026 di 0,92 C$ (rispetto allo 0,87 C$ rettificato del Q3 2025), un EPS rettificato da inizio anno di 2,69 C$, 4,2 miliardi di C$ di spese in conto capitale a settembre e una previsione di capitale annuale alzata a 6,0 miliardi di C$. Presenta inoltre un nuovo piano di investimenti da 32,2 miliardi di C$ per il 2027-2031, il più grande nella storia di Fortis, che guida una crescita quinquennale della base tariffaria del 7,5% fino a 63,9 miliardi di C$, ed estende le previsioni di crescita annuale del dividendo del 4-6% al 2031 dopo un aumento del dividendo del 4% nel Q4 che segna 53 anni consecutivi di incrementi.
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Presentazione dei risultati Fortis Q3 2026: il deck di 40 slide della conference call sui risultati del Q3 2026 di Fortis Inc. (NYSE/TSX: FTS) del 3 novembre 2026, depositato presso la SEC come allegato al Form 6-K. Fortis è una holding canadese di utility regolamentate nel settore elettrico e del gas. Salvo diversa indicazione, gli importi sono in dollari canadesi (C$); le cifre in dollari statunitensi sono contrassegnate come US$. Il deck riporta un EPS effettivo e rettificato per il Q3 2026 di 0,92 C$ (rispetto allo 0,87 C$ rettificato del Q3 2025), un EPS rettificato da inizio anno di 2,69 C$, 4,2 miliardi di C$ di spese in conto capitale a settembre e una previsione di capitale annuale alzata a 6,0 miliardi di C$. Presenta inoltre un nuovo piano di investimenti da 32,2 miliardi di C$ per il 2027-2031, il più grande nella storia di Fortis, che guida una crescita quinquennale della base tariffaria del 7,5% fino a 63,9 miliardi di C$, ed estende le previsioni di crescita annuale del dividendo del 4-6% al 2031 dopo un aumento del dividendo del 4% nel Q4 che segna 53 anni consecutivi di incrementi.
Vista dettagliata di ogni pagina di slide, inclusi layout, contenuto chiave ed elementi visivi.
Slide di copertina con il titolo "Fortis Inc. Q3 2026 Earnings Conference Call", datata 3 novembre 2026.
Banner fotografico a tutta larghezza sui due terzi superiori con una fascia bianca curva sottostante che ospita il logo Fortis, il titolo e la data.
Disclaimer legale relativo alle dichiarazioni previsionali ai sensi della legge canadese sui titoli e del Private Securities Litigation Reform Act statunitense del 1995. Elenca gli argomenti trattati (spese in conto capitale per il 2026 e il periodo 2027-2031, previsioni sulla base tariffaria, previsioni sui dividendi fino al 2031, progetti MISO LRTP, Tilbury LNG, IRP di TEP, uscita dal carbone entro il 2032, programma ATM e scadenze del debito) insieme alle principali ipotesi e rischi. Specifica che tutte le informazioni finanziarie sono in dollari canadesi, salvo diversa indicazione, e che le cifre del piano di investimenti e della base tariffaria in dollari USA sono convertite a un tasso di cambio USD:CAD previsto di 1,35 per il periodo 2027-2031.
Singolo blocco di testo denso sotto il titolo, con due note in grassetto in basso relative alla valuta e all'ipotesi sul tasso di cambio.
Presentazione dei relatori della call: David Hutchens, President e Chief Executive Officer, e Jocelyn Perry, EVP e Chief Financial Officer di Fortis Inc.
Banner fotografico in stile copertina, con due foto ritratto circolari sovrapposte alla curva e nomi e titoli sottostanti.
Sette punti salienti: sicurezza e affidabilità nel primo quartile rispetto ai peer del settore; spese in conto capitale per 4,2 miliardi di C$ da inizio anno a settembre, con previsioni annuali alzate da 5,6 a 6,0 miliardi di C$; EPS effettivo e rettificato del Q3 2026 pari a 0,92 C$ rispetto all'EPS rettificato di 0,87 C$ del Q3 2025; nuovo piano di investimenti 2027-2031 da 32,2 miliardi di C$, il più grande nella storia di Fortis; approvazione ambientale ricevuta per il serbatoio di stoccaggio Tilbury LNG e l'espansione della Fase 2 nella Columbia Britannica; progetto competitivo in Iowa assegnato a ITC; e un aumento del dividendo del 4% per il Q4, che segna 53 anni consecutivi di aumenti dei dividendi pagati.
Parentesi temporale verticale a sinistra con sette coppie di titoli in verde acqua e sottotitoli in grigio; foto decorativa di una conduttura sul bordo destro.
Due ponti EPS. Terzo trimestre: EPS effettivo del Q3 2025 di 0,81 C$, più 0,06 C$ per la cessione di FortisTCI, porta a un EPS rettificato del Q3 2025 di 0,87 C$, a fronte di un EPS effettivo e rettificato del Q3 2026 di 0,92 C$ (in aumento di 0,05 C$). Da inizio anno (YTD): EPS effettivo YTD 2025 di 2,57 C$, più 0,06 C$ per FortisTCI, porta a 2,63 C$ rettificati, a fronte di 2,69 C$ effettivi e rettificati YTD 2026 (in aumento di 0,06 C$). Nota: l'EPS rettificato è una misura Non-U.S. GAAP riconciliata alla slide 26.
Due ponti a barre affiancati separati da un divisore verticale, ciascuno con un richiamo sopra la barra finale.
Grafico a cascata dall'EPS base rettificato del Q3 2025 di 0,87 C$ a quello del Q3 2026 di 0,92 C$: Trasmissione USA (ITC) +0,03 C$, Elettricità e Gas USA (UNS Energy e Central Hudson) +0,02 C$, Elettricità e Gas Canada occidentale +0,02 C$, Altro Elettrico -0,01 C$, Corporate e Altro -0,01 C$, Cambi +0,01 C$ (tasso medio di 1,40 vs 1,38) e Media ponderata delle azioni -0,01 C$. Un richiamo nota che l'EPS del Q3 2026 riflette 0,02 C$ di diluizione dalle cessioni del 2025 (utility di Turks e Caicos venduta a settembre 2025; investimenti in Belize venduti a ottobre 2025).
Grafico a cascata a tutta larghezza con un callout a fumetto in alto a destra, un banner centrale a freccia che riassume l'aumento e note a piè di pagina.
Grafico a cascata YTD da 2,63 C$ a 2,69 C$: Trasmissione USA (ITC) +0,07 C$, Elettricità e Gas Canada occidentale +0,07 C$, Elettricità e Gas USA +0,03 C$, Altro Elettrico -0,01 C$, Corporate e Altro -0,03 C$, Cambi -0,03 C$ (tasso medio di 1,38 vs 1,40, oltre ai guadagni su cambi del 2025 sulle passività a breve termine in dollari USA) e Media ponderata delle azioni -0,04 C$. Il dato YTD riflette 0,05 C$ di diluizione dalle cessioni del 2025.
Stesso modello a cascata della slide precedente, con bolla di richiamo e note a piè di pagina.
Quattro punti normativi. Incentivi per la trasmissione ITC: la proposta supplementare NOPR del 2021 della FERC per eliminare l'adder RTO ROE di 50 bps rimane aperta, con tempi ed esiti incerti. Richiesta tariffaria generale TEP: a ottobre 2026 l'ALJ dell'ACC ha emesso una raccomandazione con un ROE consentito del 9,65%, un equity ratio del 55,5%, un meccanismo di adeguamento tariffario con una banda di +/-50 bps, rettifiche post-periodo di prova e differimento dei costi di Roadrunner Reserve II; le nuove tariffe sono proposte per il 1° dicembre 2026, con una decisione dell'ACC prevista per novembre 2026. Terzo termine PBR di FortisAlberta: la Corte d'Appello dell'Alberta ha respinto il ricorso nel Q3 2026. Studio sull'ammortamento di FortisAlberta: l'AUC ha approvato un accordo che ha portato a un conguaglio di 130 milioni di C$, che si propone di restituire ai clienti in più anni, senza impatti previsti sugli utili.
Quattro schede azzurre uguali, ciascuna sormontata dal logo di una controllata (ITC, UNS Energy, FortisAlberta x2), un titolo in verde acqua e punti elenco.
Tre indicatori chiave: spese in conto capitale (capex) per 32,2 miliardi di C$ per il periodo 2027-2031, in aumento di 3,4 miliardi di C$ rispetto al piano precedente; CAGR a 5 anni della base tariffaria (rate base) del 7,5%, con un incremento di 50 bps rispetto al piano precedente; ed estensione al 2031 della previsioni di crescita annuale dei dividendi del 4-6%, con un aumento del 4% del dividendo del Q4 2026.
Ampia fascia fotografica con operatori sul campo, con tre icone circolari sovrapposte a tre schede KPI bianche sottostanti.
Il piano di investimenti quinquennale cresce del 12%, passando da 28,8 miliardi di C$ (piano 2026-2030) a 32,2 miliardi di C$ (piano 2027-2031), un incremento di 3,4 miliardi di C$. Fattori incrementali: ITC +1,7 miliardi di C$ (progetti MISO LRTP Tranche 2.1, affidabilità di base e interconnessioni), FortisBC +1,0 miliardi di C$ (Tilbury Phase 1B, espansione del serbatoio di stoccaggio GNL di Tilbury e progetti di affidabilità) e altre utility regolate +0,7 miliardi di C$ (FortisAlberta, Central Hudson e Newfoundland Power). La spesa in conto capitale (capex) in dollari USA è convertito a 1,35.
Grafico di confronto a due barre a sinistra; tre righe di miniature fotografiche con descrizioni dei driver a destra.
Il piano 2027-2031 da 32,2 miliardi di C$ è suddiviso in: Trasmissione 47%, Distribuzione 29%, GNL e gas rinnovabili 7%, Generazione 6%, IT 6% e Altro 5%. La base tariffaria consolidata cresce da 45,3 miliardi di C$ (2026F) a 48,2, 52,4, 55,8, 58,9 e 63,9 miliardi di C$ (2031F), con un CAGR a cinque anni del 7,5% e un CAGR a tre anni del 7,7%. Il capitale è regolato al 100%, con una ripartizione geografica del 62% negli USA, 36% in Canada e 2% nelle Isole Cayman.
Grafico a ciambella a sinistra, grafico a barre della base tariffaria al centro e barra laterale con statistiche geografiche e di regolamentazione sopra una foto di apparecchiature di rete.
Il progetto Marshalltown-Lehigh-Sub T-Montezuma-East Adair (MARS) (MISO Tranche 2.1, n. 38 e 39) è stato assegnato a ITC. Si sviluppa principalmente nell'attuale perimetro di ITC Midwest e comprende due nuove linee da 345 kV e due nuove linee da 765 kV (circa 300 miglia (circa 480 km) totali), con date di entrata in servizio previste tra il 2029 e il 2034 e un costo totale stimato di circa 1 miliardo di US$, di cui circa 0,5 miliardi di US$ inclusi nel piano di investimenti 2027-2031.
Mappa del territorio di servizio in Iowa con linee di percorso a sinistra; riquadro informativo sul progetto con intestazione color ottanio a destra.
Il piano di investimenti 2027-2031 di ITC è di 11,6 miliardi di C$: investimenti in infrastrutture 45%, MISO Long Range Transmission Plan 28%, interconnessioni 22% e IT, Spese generali e altro 5%. La base tariffaria cresce da 14,8 miliardi di C$ (2026F) a 21,9 miliardi di C$ (2031F), un CAGR dell'8,6%. Opportunità oltre il piano: progetti ROFR MISO LRTP Tranche 2.1 in Michigan/Minnesota e aggiornamenti del sistema in Iowa (2,9-3,4 miliardi di US$), il progetto MARS (0,5 miliardi di US$), connessioni clienti che rappresentano oltre 10.000 MW di potenziale crescita del carico (principalmente data center) e circa 32 GW di richieste di grandi carichi in fase di studio tramite MTEP26.
Modello per unità aziendale: ciambella del capitale, grafico della base tariffaria a due barre e barra laterale 'Opportunità oltre il piano' sopra una foto di un traliccio di trasmissione.
Il piano di investimenti 2027-2031 di UNS Energy è di 5,6 miliardi di C$: infrastrutture di trasmissione 38%, infrastrutture di distribuzione 30%, risorse energetiche 21% e IT, Spese generali e altro 11%. La base tariffaria cresce da 9,1 miliardi di C$ (2026F) a 12,7 miliardi di C$ (2031F), un CAGR del 7,4%. Opportunità oltre il piano: crescita del carico da data center, produzione manifatturiera e mineraria, dove 800 MW di nuova generazione potrebbero richiedere fino a 1,5 miliardi di US$; opportunità IRP (scenario base) presso TEP e UNSE fino a 1,6 miliardi di US$, soggette a RFP; e trasmissione regolata da FERC.
Stesso modello per unità aziendale con una foto di pannelli solari nella barra laterale.
Cronologia IRP scenario base TEP: 160 MW nel 2027 (80 MW solare + 80 MW accumulo), 400 MW nel 2029 (200 MW solare + 200 MW accumulo), 730 MW nel 2030 (conversione a gas di Springerville), 300 MW nel 2031 (nuovo ciclo combinato) e 800 MW nel 2034-2041 (400 MW solare + 400 MW accumulo). L'uscita dal carbone prevede la conversione a gas naturale delle unità 1 e 2 di Springerville (793 MW) e l'uscita da Four Corners (110 MW). IRP scenario base UNS Electric: 280 MW nel 2028 (140 MW solare + 140 MW accumulo), 196 MW di generazione a gas nel 2030, 125 MW di generazione a gas nel 2031 e 100 MW nel 2034-2041 (50 MW solare + 50 MW accumulo). Il costo medio di sistema per kWh dell'IRP di TEP è di 15,52 centesimi di US$ (scenario base), 15,76 (energia pulita), 14,31 (alta crescita) e 15,19 (alta crescita, pulita). Fortis è in linea per un mix di generazione senza carbone entro il 2032. Lo scenario base TEP ipotizza una crescita media annua delle vendite al dettaglio del 5,7%, con opportunità RFP fino a circa 1,3 miliardi di US$ (TEP) e circa 0,3 miliardi di US$ (UNSE).
Due timeline orizzontali a freccia con icone circolari degli impianti (TEP sopra, UNS Electric sotto), una legenda e un grafico a barre laterale degli scenari di costo del sistema con punti elenco a spunta.
Il piano di investimenti 2027-2031 di FortisBC è di 6,0 miliardi di C$: affidabilità e integrità 40%, progetti GNL e gas rinnovabili 40%, IT, Spese generali e altro 13% e progetto AMI 7%. La base tariffaria cresce da 8,7 miliardi di C$ (2026F) a 12,8 miliardi di C$ (2031F), un CAGR del 7,9%. Opportunità oltre il piano: espansione GNL di Tilbury (Tilbury 1B, serbatoio di stoccaggio GNL ed espansione Tilbury Phase 2 GNL per 2-4 miliardi di C$), espansione del gasdotto di trasmissione regionale e crescita dei clienti e del carico nel territorio elettrico di Okanagan.
Modello per unità aziendale con una foto aerea del sito GNL di Tilbury nella barra laterale.
Tabella in miliardi di C$. Tilbury Fase 1A: costo totale 0,5, in servizio dal 2018. Fase 1B / Pontile marittimo: 0,2 pre-2027, 1,1 nel 2027-2031, 0,4 oltre il 2031, totale 1,7, in servizio nel 2031 (spesa stimata per l'intera durata del progetto C$1,8 miliardi incluso AFUDC). Espansione del serbatoio di stoccaggio GNL: 0,1 / 0,8 / 0,2, totale 1,1, in servizio nel 2031. Espansione GNL Fase 2: da definire, totale 2,0-4,0, post-2031. Opportunità totale GNL Tilbury: 0,3 / 1,9 / 0,6, totale C$5,3-7,3 miliardi. Una foto aerea annotata mostra lo stato di ogni componente: Fase 1A completata; Fase 1B approvata tramite OIC (soggetta a permessi); serbatoio di stoccaggio approvato; pontile marittimo approvato; approvazione ambientale per la Fase 2 ricevuta (soggetta a FID e permessi).
Tabella dati con bordi colorati a sinistra, abbinata a zone colorate su una foto aerea annotata del sito a destra.
Elenco delle opportunità di crescita al di fuori del piano di base. ITC: LRTP Tranche 2.1, progetto MARS, allacciamenti clienti e futuri progetti MISO LRTP/MTEP e SPP ITP. UNS Energy: crescita del carico TEP (data center e altri grandi carichi), investimenti IRP e trasmissione. FortisBC: Tilbury Fase 1B, espansione GNL Tilbury Fase 2, trasmissione regionale e crescita di clienti e carico. Altro: progetti canadesi di interesse nazionale, elettrificazione e allacciamenti clienti, e trasmissione regionale. Una mappa mostra le attività di Fortis in British Columbia, Alberta, Ontario, PEI, Terranova e Labrador, New York, Michigan, Minnesota, Wisconsin, Iowa, Illinois, Missouri, Kansas, Oklahoma, Arizona e Isole Cayman.
Pannelli di testo sovrapposti a sinistra; mappa del Nord America con punti di localizzazione a destra.
Quattro iniziative per l'accessibilità. Central Hudson punta a una crescita zero dell'O&M rispetto al provvedimento tariffario del 2025. Presso ITC Midwest, si prevede che le tariffe di trasmissione di rete scendano di circa il 20% entro la fine del decennio rispetto al livello del 2026 grazie alla crescita del carico dei data center, con una riduzione del 13% già riflessa nella tariffa proiettata per il 2027; presso TEP, un nuovo data center che richiede circa 300 MW ha un ESA approvato che dovrebbe far risparmiare a un tipico cliente residenziale circa US$13 al mese. La conversione di due unità a carbone di Springerville di TEP a gas naturale costa circa il 10% rispetto alla costruzione di una nuova generazione a gas. Presso FortisBC, le vendite di carburante marino GNL di Tilbury hanno fornito un beneficio tariffario di circa l'1,5% dal 2024, e si prevede che l'Eagle Mountain Pipeline fornirà un ulteriore beneficio tariffario di circa l'1,5%.
Quattro schede bianche all'interno di una cornice chiara, ciascuna con una foto circolare, un'intestazione teal, uno slogan in corsivo e il corpo del testo.
Finanziamento per il piano quinquennale da C$32,2 miliardi: liquidità dalle attività operative 57%, debito netto 32% e capitale proprio 11%. Si prevede che la struttura del capitale rimanga coerente. Il finanziamento tramite equity proviene principalmente dal DRIP (partecipazione ipotizzata del 37% circa), oltre a piani di stock option e per i dipendenti (circa C$250 milioni) e al programma ATM (circa C$250 milioni). Nel Q3 2026 Fortis ha emesso US$1 miliardo di debito ibrido per rimborsare il debito societario in scadenza e C$260 milioni di equity ATM. Rimangono circa C$240 milioni nell'ambito dell'attuale programma ATM; Fortis prevede di depositare un nuovo prospetto di base shelf dopo la scadenza di quello attuale a gennaio 2027 e di ristabilire un programma ATM da C$500 milioni. Il piano di finanziamento sostiene gli attuali rating creditizi investment-grade.
Grafico a ciambella delle fonti di finanziamento a sinistra e un pannello con punti elenco 'Equity Funding Plan' a destra, con note a piè di pagina.
La media S&P FFO/Debito per il 2027-2031F è del 12,3% a fronte di una soglia >12,0%, e la leva finanziaria FFO di Fitch è 5,9x a fronte di una soglia <6,2x. Rating creditizi: S&P A- (rating emittente; debito non garantito valutato BBB+), Fitch BBB+ e Morningstar DBRS A (low), tutti con outlook stabili, confermati nel Q2 2026. Punti di forza creditizi chiave: un solido profilo di rischio aziendale, 100% regolamentato con flussi di cassa stabili e prevedibili, diversità geografica e normativa, e quadri normativi costruttivi.
Due grafici metrici a barra singola con linee di soglia tratteggiate a sinistra; riquadri dei rating e una griglia a quattro celle sui punti di forza del credito a destra.
Mostra un aumento del dividendo del 4% nel Q4 2026, 53 anni di aumenti consecutivi dei dividendi pagati e previsioni di crescita annuale del dividendo del 4-6% fino al 2031. Un grafico a barre traccia i dividendi annuali pagati dal 1973 al 2026F; i valori delle singole barre non sono etichettati.
Striscia fotografica a sinistra; tre righe con icone e statistiche sopra un lungo grafico a barre ascendenti a destra.
Tesi di investimento divisa in due parti. Crescita sostenibile (focus sull'esecuzione): forte crescita della base tariffaria, solida pipeline di trasmissione, piano di finanziamento trasparente, investimenti per rafforzare la resilienza, crescita annuale del dividendo del 4-6% e rating creditizi investment-grade. Basso rischio (utility sicure e ben gestite): solida governance, diversità normativa e geografica, relazioni normative costruttive, modello di business locale, 100% regolamentato e asset principalmente di trasmissione e distribuzione.
Due intestazioni fotografiche ('Crescita sostenibile', 'Basso rischio') sopra banner teal, ciascuno con una griglia 3x2 di riquadri con icone.
Slide di chiusura: i risultati del Q4 2026 sono previsti per l'11 febbraio 2027.
Foto aerea a tutta pagina con un riquadro centrale traslucido e il logo Fortis in basso.
Divisore di sezione per l'appendice.
Ripete il layout della copertina con la scritta "Appendice" al posto del titolo.
In milioni di C$. L'utile netto del Q3 2026 è stato di 474 rispetto ai 409 del Q3 2025; aggiungendo 32 per la cessione di FortisTCI (imposte sul reddito e costi di chiusura) si ottiene un utile netto rettificato di 474 rispetto a 441, con un EPS rettificato di C$0,92 rispetto a C$0,87. YTD: utile netto di 1.371 rispetto a 1.292, rettificato 1.371 rispetto a 1.324, EPS di C$2,69 rispetto a C$2,63. Spese in conto capitale: nel Q3 2026 incrementi a PP&E per 1.758 e immobilizzazioni immateriali per 35, meno 301 di CIAC per l'Eagle Mountain Pipeline, portano a 1.492 (rispetto a 1.316); YTD, 4.862 + 143 - 787 = 4.218 (rispetto a 4.171).
Tabella finanziaria singola con colonne Q3 e YTD più varianze, completa di note a piè di pagina.
Utili del Q3 per business unit in milioni di C$ (Q3 2026 rispetto al Q3 2025 rettificato): ITC 167 vs 149 (+18); UNS Energy 225 vs 209 (+16); Central Hudson 33 vs 31 (+2); FortisBC Energy 6 vs nulla (+6); FortisAlberta 58 vs 54 (+4); FortisBC Electric 15 vs 15; Other Electric 36 vs 41 (-5); Corporate and Other (66) vs (58) (-8). Gli utili per le azioni ordinarie sono stati 474 vs 441 (+33), media ponderata delle azioni 513,1M vs 504,5M e EPS C$0,92 vs C$0,87.
Tabella delle varianze estesa con colonne per dati effettivi, rettifiche e dati rettificati per ogni periodo, oltre a una colonna per la varianza.
Utili YTD a settembre per business unit in milioni di C$ (2026 rispetto al 2025 rettificato): 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); Other Electric 122 vs 129 (-7); Corporate and Other (179) vs (153) (-26). Gli utili per le azioni ordinarie sono stati 1.371 vs 1.324 (+47), media ponderata delle azioni 510,4M vs 502,5M e EPS C$2,69 vs C$2,63.
Stesso modello di tabella delle varianze della slide sui segmenti del Q3.
Piano investimenti in milioni di C$ per il periodo 2027F-2031F. ITC: 2.317 / 2.387 / 2.251 / 2.274 / 2.356, totale 11.585. UNS Energy: totale 5.619. Central Hudson: totale 2.749. Totale U.S. Electric & Gas: 8.368. FortisBC Energy: 4.564. FortisAlberta: 3.671. FortisBC Electric: 1.418. Other Electric: 2.580. Totale Canadian & Caribbean: 12.233. Piano investimenti totale: 6.333 / 6.412 / 6.817 / 6.366 / 6.258 per anno, 32.186 complessivi. Il capex statunitense è convertito a un tasso di 1,35.
Tabella di previsione annuale con colonna del totale quinquennale e subtotali raggruppati.
Undici grandi progetti in miliardi di C$ (pre-2027 / 2027-2031 / oltre 2031 / totale / completamento): ITC MISO LRTP Tranche 1 (0,7 / 1,5 / - / 2,2 / 2030); ITC Tranche 2.1 ROFR assegnato (0,1 / 1,1 / 3,9-4,6 / 5,1-5,8 / post-2031); ITC Tranche 2.1 MARS (- / 0,6 / 0,8 / 1,4 / varie); ITC Big Cedar Load Expansion (0,3 / 0,5 / - / 0,8 / 2029); UNS Transmission Project presso TEP (0,6 totale, 2030); UNS Gas Generation presso UNS Electric (0,5 totale, 2030); UNS Springerville Natural Gas Generation (0,2 totale, 2030); FortisBC Tilbury 1B (1,7 totale, 2031); FortisBC LNG Storage Tank Expansion (1,1 totale, 2031); FortisBC AMI (0,8 totale, 2029); FortisBC Eagle Mountain Pipeline (0,8 totale al netto dei contributi dei clienti, 2027). I grandi progetti sono quelli con un costo pari o superiore a 200 milioni di C$.
Tabella dei progetti a sinistra; riquadro laterale 'Il piano include 11 grandi progetti di investimento' sopra la foto di un'apparecchiatura.
Tilbury Fase 1B: a luglio 2026 la Provincia della B.C. ha emesso un OIC approvando l'espansione per il rifornimento marino di GNL, inclusa una partnership azionaria di minoranza con la Musqueam Indian Band (al di sotto della soglia di revisione del 20% della BCUC) e un molo marino per il bunkeraggio nel Porto di Vancouver. 1,1 miliardi di C$ sono inclusi nel piano 2027-2031; la costruzione potrebbe iniziare già a metà 2027, con entrata in servizio nel 2031. La Fase 2 di Tilbury ha ricevuto le approvazioni ambientali federali e provinciali a settembre 2026, con i restanti permessi ancora necessari. L'espansione del serbatoio di stoccaggio GNL prevede un nuovo serbatoio da 142.400 m3 (circa 3 Bcf), con CPCN approvato dalla BCUC a ottobre 2025, 0,8 miliardi di C$ nel piano e completamento sostanziale nel 2031. L'espansione della liquefazione della Fase 2 aggiunge fino a 2,5 mtpa per i mercati domestici, marini o di esportazione di massa, una potenziale opportunità da 2-4 miliardi di C$ oltre il periodo del piano, soggetta a domanda, permessi e FID.
Pannello sinistro per la Fase 1B; pannello destro per la Fase 2 con due schede secondarie (serbatoio di stoccaggio, liquefazione), ciascuna con illustrazioni line art.
Rate base in miliardi di C$, dal 2026F al 2031F, con CAGR quinquennale: ITC da 14,8 a 21,9 (8,6%); UNS Energy da 9,1 a 12,7 (7,4%); Central Hudson da 4,0 a 5,3 (6,0%); totale U.S. Electric & Gas da 13,1 a 18,0 (7,0%); FortisBC Energy da 6,9 a 10,1 (8,2%); FortisAlberta da 4,9 a 6,4 (5,5%); FortisBC Electric da 1,9 a 2,7 (7,0%); Other Electric da 3,7 a 4,8 (5,7%); totale Canadian & Caribbean da 17,4 a 24,0 (6,8%); totale 45,3, 48,2, 52,4, 55,8, 58,9, 63,9 (7,5%). Fortis detiene l'80,1% di ITC; la rate base di ITC è mostrata al 100%.
Tabella di previsione annuale con colonna CAGR e subtotali raggruppati.
FX: il piano ipotizza un tasso USD:CAD di 1,35. Il 65% degli utili regolamentati (2025) e il 64% del piano di investimenti sono in dollari USA. Una variazione di +/-0,05 C$ nel rapporto USD:CAD sposta il piano di investimenti quinquennale di 800 milioni di C$ e l'EPS di 0,06 C$, inclusa la copertura. Hedging: forward e collar su cambi (valore nozionale di 518 milioni di US$), 1,2 miliardi di US$ di debito in dollari USA presso Fortis Inc. come copertura naturale, 400 milioni di US$ in cross-currency swap e interest rate swap ITC (nozionale di 200 milioni di US$). Sensibilità dell'EPS al ROE +/-25 bps e all'equity +/-100 bps: ITC 0,040 C$ / 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$.
Due sezioni con elenchi puntati a sinistra, una tabella di sensibilità al centro e una foto di due giovani lavoratori a destra.
Tre priorità di sostenibilità. Rischio climatico: il Climate Resiliency Report 2026 aggiunge valutazioni del rischio climatico specifiche per sito e mappatura dei pericoli per area geografica e categoria di asset. Emissioni: le emissioni Scope 1 sono diminuite del 38% (2019-2025), l'azienda si impegna a una generazione libera dal carbone entro il 2032 e al net-zero entro il 2050; l'intensità di GHG dell'energia erogata è calata per cinque anni. Governance e comunità: modello di leadership locale, remunerazione dei dirigenti legata agli obiettivi climatici, 50% di donne nel consiglio di amministrazione (2 consiglieri su 12 si identificano come minoranza visibile), partnership per collegare alla rete 17 comunità remote delle First Nations nel nord dell'Ontario, C$14M di investimenti nelle comunità nel 2025 (C$60M in cinque anni) e C$320M in programmi di efficienza energetica nel 2025, il livello più alto di sempre.
Intestazione con foto panoramica e titolo in sovrimpressione, una fascia color ottanio 'Sustainability Priorities' e tre colonne di testo.
Emissioni di GHG Scope 1 in chilotonnellate di CO2e: 12.308 (2019), 10.418 (2020), 9.742 (2021), 8.748 (2022), 8.155 (2023), 8.069 (2024) e 7.559 (2025), una riduzione di circa il 38%. L'intensità di GHG ha raggiunto il minimo storico nel 2025. Dal 2019, la generazione da carbone è diminuita del 58% mentre quella da rinnovabili è aumentata del 24%. Il Sustainability Report 2026 segna 10 anni di rendicontazione sulla sostenibilità per Fortis.
Grafico a barre delle emissioni a sinistra, elenchi puntati e un richiamo con l'anteprima del report al centro, foto di lavoratori a destra.
Variazione delle vendite di energia, Q3 2026 rispetto a Q3 2025. ITC: N/D, con picco di carico in aumento del 7% dovuto al clima più caldo. UNS Energy: +1% (escluso l'ingrosso), grazie a maggiori consumi industriali e residenziali e alla crescita dei clienti; le vendite retail normalizzate per i fattori meteorologici sono aumentate del 2%. Central Hudson: -1% per clima più mite. FortisBC gas: +7% per maggiori consumi e clima più freddo. FortisBC electricity: -3% per minor carico di condizionamento. FortisAlberta: +4%, con residenziale a +5% e C&I a +4%. Altro Elettrico: -1%, con residenziale Canada orientale a +3% e C&I a +2%, e vendite nei Caraibi in calo dopo la cessione di FortisTCI.
Tabella con i loghi delle sussidiarie nel margine sinistro, una colonna per le variazioni e una per i commenti.
Grafico a barre sovrapposte delle scadenze del debito a 10 anni dal 2027F al 2036F in miliardi di C$, suddiviso in utility regolamentate, ITC Holdings e Fortis Inc. Il 2027F è l'anno con la scadenza maggiore, circa 2,5 miliardi di C$, principalmente ITC Holdings, mentre il 2034F è di circa 2,1 miliardi di C$. Gli altri anni variano da circa 0,9 a 1,8 miliardi di C$. I segmenti delle barre non riportano valori esatti, pertanto le cifre sono letture approssimative del grafico. Il debito in dollari USA è convertito al tasso di chiusura del 30 settembre 2026 di 1,42.
Grafico a colonne sovrapposte a tutta larghezza con riga del titolo tratteggiata e legenda.
Calendario di reset dei tassi fissi e variabili per le azioni privilegiate perpetue: Serie I 52 milioni di C$ (variabile, T-bill a 3 mesi + 1,45%, reset trimestrale); Serie G 230 milioni di C$ (GoC a 5 anni + 2,13%, reset 1 settembre 2028); Serie K 250 milioni di C$ (+2,05%, 1 marzo 2029); Serie M 600 milioni di C$ (+2,48%, 1 dicembre 2029); Serie H 198 milioni di C$ (+1,45%, 1 giugno 2030). Tasso fisso perpetuo: Serie F 125 milioni di C$ (4,90%) e Serie J 200 milioni di C$ (4,75%). Rating azioni privilegiate: S&P P-2, Fitch BBB- e Morningstar DBRS Pfd-2 (low), stabili. S&P e Fitch assegnano il 50% di equity credit; Morningstar DBRS assegna il 75%.
Timeline orizzontale con box delle date di reset e una riga separata per il tasso fisso; barra laterale blu navy con i rating sopra una foto della città.
Rating per entità (S&P / Morningstar DBRS / Fitch / Moody's): Fortis Inc. A- / A (low) / BBB+ / ritirato (Moody's ha ritirato su richiesta di Fortis a gennaio 2026, senza impatto sui rating delle sussidiarie); ITC Holdings A- / - / - / Baa2; sussidiarie regolamentate 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 dei rating centrata con i loghi delle agenzie come intestazioni di colonna.
Glossario su due colonne delle abbreviazioni utilizzate nella presentazione, tra cui ACC, ALJ, AMI, ATM, AUC, CAGR, CIACs, CPCN, DRIP, FERC, FFO, IRP, ITC, LRTP, MARS, MISO, MTEP, NOPR, OIC, PBR, Rate Base, ROE, ROO, RTO, Scope 1 Emissions, SPP, TEP e UNS, con definizioni delle sussidiarie di Fortis.
Due tabelle termine/definizione affiancate in caratteri piccoli con righe a bande alternate.
Domande comuni su questa slide e il contenuto della presentazione sottostante.
Si tratta del deck di 40 slide utilizzato da Fortis Inc. (NYSE/TSX: FTS) per la conference call sui risultati del Q3 2026 tenutasi il 3 novembre 2026, presentata dal CEO David Hutchens e dalla CFO Jocelyn Perry. Include i risultati trimestrali, un nuovo piano di investimenti (capital plan) da 32,2 miliardi di C$ per il periodo 2027-2031, la crescita della base tariffaria (rate base), i finanziamenti, i rating creditizi, la sostenibilità e un'appendice con tabelle finanziarie dettagliate.
Fortis è una società canadese e il deck è stato depositato presso la SEC come allegato al Form 6-K. Tutti gli importi sono in dollari canadesi (C$) salvo dove indicato come US$. Le cifre del piano di investimenti e della base tariffaria in dollari statunitensi per il 2027-2031 sono convertite a un tasso di cambio USD:CAD previsto di 1,35.
L'EPS effettivo e rettificato del Q3 2026 è stato di 0,92 C$, in aumento rispetto all'EPS rettificato di 0,87 C$ del Q3 2025, con un utile netto di 474 milioni di C$. L'EPS rettificato da inizio anno è stato di 2,69 C$ contro i 2,63 C$. La crescita è derivata principalmente dalla trasmissione ITC, dai servizi elettrici e gas negli Stati Uniti e dalle utility del Canada occidentale, parzialmente compensata dalla diluizione derivante dalla vendita degli asset caraibici nel 2025.
Il piano ammonta a 32,2 miliardi di C$, con un aumento di 3,4 miliardi di C$ (12%) rispetto al piano precedente, ed è il più grande nella storia di Fortis. La trasmissione rappresenta il 47% e la distribuzione il 29%. ITC (11,6 miliardi di C$), UNS Energy (5,6 miliardi di C$) e FortisBC Energy sono i principali contributori. Il piano guida un CAGR della base tariffaria del 7,5%, passando da 45,3 miliardi di C$ nel 2026 a 63,9 miliardi di C$ nel 2031.
Fortis ha aumentato il dividendo del Q4 2026 del 4%, segnando 53 anni consecutivi di aumenti dei dividendi pagati, e ha esteso le sue previsioni di crescita annuale del dividendo del 4-6% fino al 2031.
Sì. Mostra una struttura chiara per una utility regolamentata: highlight, bridge dell'EPS, aggiornamenti normativi, piano di investimenti e base tariffaria, una pagina per ogni filiale, piano di finanziamento e metriche di credito, storico dei dividendi e un'appendice con riconciliazioni e tabelle previsionali. Il layout delle business unit con grafici a ciambella e a barre e i grafici a cascata per l'EPS sono facili da adattare.
Le slide sono state rasterizzate per il deposito presso la SEC, ma i dati principali, le tabelle e la maggior parte delle note a piè di pagina sono leggibili. Due grafici, lo storico dei dividendi 1973-2026 e la struttura delle scadenze del debito 2027-2036, non riportano i valori delle singole barre, pertanto qui vengono descritti solo i dati evidenziati e i valori approssimativi.
Il deck evidenzia i lavori per il MISO LRTP Tranche 2.1 presso ITC (2,9-3,4 miliardi di US$ di progetti ROFR più il progetto MARS), la crescita dei data center e dei grandi carichi presso ITC e TEP, opportunità di generazione IRP in Arizona fino a circa 1,6 miliardi di US$ e l'espansione Tilbury Phase 2 LNG nella Columbia Britannica, un'opportunità potenziale da 2-4 miliardi di C$.
Sito ufficiale di investor relations con risultati trimestrali, presentazioni e documenti depositati
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