2009 NOTICE ANNUELLE POUR L EXERCICE TERMINÉ LE 31 DÉCEMBRE 2009 Le 17 février 2010
TABLE DES MATIÈRES Page 1. Énoncés prospectifs... 2 2. Termes définis... 2 3. Structure de la société... 4 3.1. Relations intersociétés...4 4. Activités de la société... 5 4.1. Historique des trois dernières années...6 4.1.1. Secteur des services publics...6 4.1.2. Secteur de l énergie...8 4.2. Description détaillée des activités...9 4.2.1. Secteur des services publics...9 4.2.2. Secteur de l énergie...16 5. Risques commerciaux... 17 6. Dividendes... 18 7. Structure du capital... 18 8. Notation des titres de la société... 20 9. Marchés pour les titres de la société... 21 10. Administrateurs et dirigeants... 22 11. Titres avec droit de vote et leurs principaux porteurs... 23 12. Agent des transferts et agent chargé de la tenue des registres... 23 13. Intérêt des experts... 23 14. Renseignements supplémentaires... 24 ANNEXE 1 DEMANDES GÉNÉRALES DE HAUSSE TARIFAIRE PRÉSENTÉES À L AUC... 25 ANNEXE 2 DONNÉES SUR LES CENTRALES... 26 ANNEXE 3 RAPPORT SUR LA RÉMUNÉRATION... 27 1. ÉNONCÉS PROSPECTIFS Certains énoncés figurant dans la présente notice annuelle constituent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs sont souvent formulés au moyen de termes tels que «prévoir», «estimer», «s attendre à», «pouvoir», «avoir l intention de» ou «devoir» entre autres, ou des verbes au futur, mais ce n est pas toujours le cas. Les énoncés prospectifs comportent des risques connus et inconnus, des incertitudes et d autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats ou événements réels diffèrent sensiblement de ceux qu ils prévoient. La société est d avis que les attentes qu expriment les énoncés prospectifs sont raisonnables, mais rien ne garantit qu elles s avéreront justes. Ainsi, il ne faut pas s appuyer indûment sur les énoncés prospectifs. 2. TERMES DÉFINIS Par «actions de catégorie A», on entend les actions sans droit de vote de catégorie A de la société; Par «actions de catégorie B», on entend les actions ordinaires de catégorie B de la société; Par «AESO», on entend Alberta Electric System Operator; Par «AGP», on entend ATCO Gas and Pipelines Ltd.; 2
Par «Alberta Power (2000)», on entend Alberta Power (2000) Ltd.; Par «ATCO», on entend ATCO Ltd.; Par «ATCO Electric», on entend ATCO Electric Ltd.; Par «ATCO Gas», on entend la division de la distribution du gaz naturel d AGP; Par «ATCO Pipelines», on entend la division de transport du gaz naturel d AGP; Par «AUC», on entend la Alberta Utilities Commission; Par «Canadian Utilities», on entend Canadian Utilities Limited; Par «capacité offerte sur le marché», on entend la capacité d une centrale qui n est pas l objet d un contrat et qui est offerte sur le marché au comptant de l électricité de l endroit où est situé la centrale; Par «coûts provisoires», on entend des coûts provisoires approuvés par l AUC et pris en compte dans les tarifs de services publics demandés aux clients dans l attente d un examen dans le cadre d une audience distincte ou future de l AUC. Ces coûts sont susceptibles d être ajustés une fois l audience distincte ou future terminée, auquel cas il peut être nécessaire de rembourser des sommes aux clients ou de recouvrer des sommes auprès des clients; Par «dépassement», on entend des volumes de gaz naturel transportés en sus des volumes visés par des contrats. ATCO Pipelines peut décider seule d interrompre le transport de volumes de dépassement; Par «EAE», on entend les ententes d achat d énergie qui sont entrées en vigueur le 1 er janvier 2001 et qui forment un élément du processus de restructuration du secteur des services publics d électricité en Alberta. Les EAE sont prescrites par la législation et approuvées par l AUC; Par «É.-U.», on entend les États-Unis d Amérique; Par «interruptible», on entend susceptible d être interrompu en tout temps par ATCO Pipelines, en parlant d un service de transport, si celle-ci seule juge que le transport des volumes de gaz en question entraverait ou restreindrait de quelque manière que ce soit sa capacité d assurer le transport de volumes de gaz prioritaires; Par «Loi EUA», on entend la loi de l Alberta intitulée Electric Utilities Act; Par «mégawatt (MW)», on entend une mesure d énergie électrique correspondant à 1 000 000 de watts; Par «NLD», on entend Northland Utilities (NWT) Limited; Par «NUY», on entend Northland Utilities (Yellowknife) Limited; 3
Par «pétajoule (PJ)», on entend une unité d énergie équivalant à environ 948,2 milliards d unités thermiques anglaises, par «térajoule (TJ)», on entend une unité d énergie équivalant à environ 948,2 millions d unités thermiques anglaises et par «gigajoule (GJ)», on entend une unité d énergie équivalant à environ 948,2 mille unités thermiques anglaises; Par «rapport de gestion», on entend le rapport de gestion de la société pour l exercice terminé le 31 décembre 2009; Par «REA», on entend une «Rural Electrification Association». Les REA sont établies en vertu de la loi intitulée Rural Utilities Act (Alberta) par des groupes de personnes qui exploitent des entreprises agricoles. Chaque REA achète de l électricité pour la distribuer à ses membres par l entremise d un réseau de distribution dont elle est propriétaire; Par «règlement négocié», on entend une convention relative aux produits d exploitation requis ou aux tarifs demandés à la clientèle pendant une période donnée découlant des négociations directes intervenues entre un service public et ses clients. La conclusion d un règlement négocié fait en sorte qu il n est pas nécessaire de présenter une demande générale de hausse tarifaire pendant la durée de la convention. Tous les règlements négociés doivent être approuvés par l AUC; Par «société», on entend CU Inc. et, sauf si le contexte indique le contraire, ses filiales; Par «volumes variables», on entend des volumes transportés pour des clients en contrepartie d un tarif qui n est pas le tarif habituel; Par «YECL», on entend The Yukon Electrical Company Limited. 3. STRUCTURE DE LA SOCIÉTÉ CU Inc. a été constituée en société sous le régime des lois du Canada le 12 mars 1999. L adresse du bureau principal et du siège social de la société est le 1400 ATCO Centre, 909 11 th Avenue S.W., Calgary (Alberta) T2R 1N6. 3.1. Relations intersociétés CU Inc. est une société de portefeuille. Elle comprend deux secteurs : les services publics (le transport et la distribution réglementés de gaz naturel et d électricité) et l énergie (production d électricité). Le graphique suivant donne le nom des principales filiales en exploitation de la société, le territoire dont les lois régissent leur constitution et les pourcentages de leurs actions dont la société a la propriété effective ou sur lesquelles elle exerce un contrôle ou a la haute main, directement ou indirectement. 4
Note : 1) CU Inc. est le propriétaire de toutes les actions avec droit de vote et sans droit de vote de chacune des filiales en exploitation. Les actions privilégiées à dividende cumulatif rachetables de série 1 et de série 2 de la société sont détenues dans le public. 4. ACTIVITÉS DE LA SOCIÉTÉ Secteur des services publics Le secteur des services publics est centré sur des activités réglementées, dont le transport et la livraison de gaz naturel et d électricité. Exploité principalement en Alberta et dans le Nord canadien, ce secteur dessert plus de 1,2 million de clients dans presque 300 collectivités. Le secteur des services publics comprend ATCO Electric et ses filiales (NLD, NUY et YECL) et les divisions ATCO Gas et ATCO Pipelines d AGP. Secteur de l énergie Le secteur de l énergie relève d ATCO Power (2000), qui possède et exploite des centrales réglementées au Canada. Comparaison des produits et du bénéfice sectoriels La contribution de chacun des secteurs aux produits et au bénéfice consolidés de la société est indiquée dans le tableau suivant : 5
(en millions de dollars) Produits $ 2009 2008 2007 Bénéfice Produits Bénéfice Produits $ $ $ $ Bénéfice $ Services publics 1 367,5 195,4 1 260,9 148,6 1 114,6 138,2 Énergie 309,9 67,1 312,6 51,4 299,8 39,0 Siège social et éliminations (0,1) 0,1 (0,1) 0,3 (0,2) 0,1 Total 1 677,3 262,6 1 573,4 200,3 1 414,2 177,3 Produits % 2009 2008 2007 Bénéfice Produits Bénéfice Produits % % % % Bénéfice % Services publics 81,5 74,4 80,1 74,2 78,8 78,0 Énergie 18,5 25,6 19,9 25,7 21,2 22,0 Siège social et éliminations - - - 0,1 - - Total 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Salariés Au 31 décembre 2009, la société comptait 4 157 salariés, tous à l emploi du secteur des services publics. 4.1. Historique des trois dernières années Les événements importants qui, au cours des trois dernières années, ont influé sur le développement général des activités de la société dans chacun de ses secteurs d activité sont décrits ci-après, par ordre chronologique inverse. 4.1.1. Secteur des services publics Au cours des trois dernières années, le bénéfice tiré du secteur des services publics a augmenté, stimulé par les dépenses en immobilisations importantes consacrées surtout à ATCO Electric et à ATCO Gas, qui ont accru les actifs à partir desquels la société peut dégager un rendement des capitaux propres de ses activités réglementées. Au total, les dépenses en immobilisations engagées dans le secteur des services publics pour 2007, 2008 et 2009 se sont élevées respectivement à 588,8 millions de dollars, 852,6 millions de dollars et 776,1 millions de dollars. Au troisième trimestre de 2009, à la suite de nombreuses procédures réglementaires et juridiques, ATCO Gas a reçu l autorisation de l AUC à l égard de la déréglementation de l installation de stockage de gaz naturel de Carbon (l «installation de Carbon») et, le 16 décembre 2009, l AUC a rendu sa décision de révision et de modification approuvant la date d entrée en vigueur de la déréglementation de l installation de Carbon, soit le 1 er avril 2005. De plus amples renseignements sur l installation de Carbon sont donnés à la rubrique «Résultats d exploitation de l exercice Informations sectorielles Services publics Contexte réglementaire ATCO Gas Installations de stockage de gaz naturel de Carbon» du rapport de gestion, qui est publié sur SEDAR à l adresse www.sedar.com. Le 12 novembre 2009, l AUC a rendu sa décision concernant le calcul général du coût du capital pour 2009. La décision fixe le rendement des capitaux propres (le «RCP») de 2009 et 2010 selon la méthode générale 6
de calcul à 9,0 % pour tous les services publics de l Alberta réglementés par l AUC. Ce taux est supérieur au taux de 8,61 % qui aurait été déterminé pour 2009 au moyen de la méthode de calcul précédente. L AUC a conservé le principe d une seule méthode générale de calcul du RCP pour tous les services publics, les différences entre les services publics et les risques propres aux secteurs devant être reconnus par des ajustements aux ratios capital-actions ordinaires de chaque entreprise. L AUC a fixé le ratio capital-actions ordinaires à 36 % pour les activités de transport d ATCO Electric, à 39 % pour les activités de distribution d ATCO Electric et les activités d ATCO Gas et à 45 % pour les activités d ATCO Pipelines. Dans cette même décision, l AUC a établi provisoirement le RCP pour 2011 selon la méthode générale de calcul à 9,0 %, sous réserve d un rajustement par suite d une audience ultérieure. Les changements ne se sont pas appliqués à ATCO Pipelines pour 2009, étant donné que la structure du capital et le taux de rendement étaient prévus par son règlement négocié. La décision du 12 novembre 2009 n a pas eu d incidence sur le RCP d ATCO Gas pour 2008, mais un module distinct de l audience générale portait sur la structure du capital d ATCO Gas de 2008, qui n avait pas été incluse dans sa demande générale de hausse tarifaire de 2008-2009. Dans sa décision du 12 novembre 2009, l AUC a approuvé un ratio capital-actions de 39 % à compter de 2008 pour ATCO Gas. Le 12 novembre 2009, l AUC a rendu sa décision concernant le module de l impôt sur le revenu, portant notamment sur les coûts provisoires au titre de l impôt sur le revenu établis pour 2008-2009 pour ATCO Gas et pour 2009-2010 pour ATCO Electric. L AUC a approuvé les coûts provisoires tels que déposés et a établi un compte d impôt sur le revenu reporté pour ATCO Electric et ATCO Gas. Le 2 juillet 2009, l AUC a rendu sa décision concernant la demande générale de hausse tarifaire d ATCO Electric pour les années 2009 et 2010. Dans sa décision, l AUC s est servie de coûts provisoires pour établir les frais liés aux services de technologies de l information, d assistance à la clientèle et de facturation, et les charges de retraite pour 2009 et 2010. L AUC en arrêtera les montants définitifs lors d audiences ultérieures. Les coûts provisoires dont s est servie l AUC pour établir les ratios capital-actions ordinaires, les ratios de capitalisation à l égard des actions privilégiées et le RCP ont été déterminés à la suite de la décision concernant le calcul général du coût du capital mentionnée ci-dessus. Les coûts provisoires dont s est servie l AUC pour établir les impôts sur le revenu ont été déterminés à la suite de la décision concernant le module de l impôt sur le revenu mentionnée ci-dessus. En juin 2009, ATCO Pipelines a déposé auprès de l AUC une demande visant l intégration des réseaux de transport de gaz d ATCO Pipelines et de NOVA Gas Transmission Ltd. («NOVA») en Alberta (la «demande d intégration»). Si la demande d intégration est approuvée, l intégration permettra à ATCO Pipelines et à NOVA d intégrer leurs immobilisations corporelles dans une seule structure de tarifs et de services au moyen d une seule interface commerciale pour les clients albertains. Chaque société pourrait gérer séparément ses actifs à l intérieur de territoires d exploitation distincts en Alberta. La demande d intégration, si elle est approuvée par l AUC, devrait mettre un terme au dédoublement des activités de péage et d exploitation et accroître l efficacité des mécanismes réglementaires. Le règlement négocié des besoins en produits d ATCO Pipelines pour les années 2010, 2011 et 2012 constitue une condition préalable à la demande d intégration. En novembre 2009, ATCO Pipelines a présenté à l AUC, avec la demande d intégration, une demande de règlement à l égard de ses besoins en produits pour les années 2010 à 2012. ATCO Pipelines s attend à ce que l AUC rende une décision sur la demande intégration au cours du premier semestre de 2010. 7
En mars 2009, l AUC a rendu sa décision sur l entente de règlement concernant la demande générale de hausse tarifaire de phase I pour 2008 et 2009 d ATCO Pipelines, dans laquelle elle approuvait entièrement le règlement tel que présenté. Le règlement prévoit notamment un taux de rendement des actions ordinaires de 8,75 % et un ratio capital-actions ordinaires de 43 % pour 2008 et pour 2009. La décision sur le calcul général du coût du capital n a pas eu d incidence sur le taux de rendement des actions ou le ratio capitalactions ordinaires pour 2009. En novembre 2008, l AUC a rendu sa décision concernant la demande générale de hausse tarifaire d ATCO Gas pour 2008 et 2009. Dans sa décision, l AUC a notamment approuvé l établissement de comptes de report, en vue de reporter l incidence de la fluctuation des températures sur les produits d ATCO Gas après le 1 er janvier 2008. Le 13 novembre 2008, ATCO Gas a reçu une décision portant sur sa demande générale de hausse tarifaire pour 2008 et 2009. L AUC a également établi dans sa décision le montant des besoins en produits que peut recouvrer ATCO Gas pour 2008 et 2009 au moyen des tarifs des services de distribution de gaz naturel payés par ses clients. Dans sa décision, l AUC s est servie de montants de coûts provisoires pour établir les frais liés aux services de technologies de l information, d assistance à la clientèle et de facturation pour 2009. L AUC en arrêtera les montants définitifs lors d audiences ultérieures. Les coûts provisoires dont s est servie l AUC pour établir les ratios capital-actions ordinaires, les ratios de capitalisation à l égard des actions privilégiées et le RCP ont été déterminés à la suite de la décision sur le calcul général du coût du capital mentionnée ci-dessus. Les coûts provisoires dont s est servie l AUC pour établir les impôts sur le revenu ont été déterminés à la suite de la décision concernant le module de l impôt sur le revenu mentionnée ci-dessus. En septembre 2007, l AUC a rendu sa décision concernant la demande générale de hausse tarifaire d ATCO Electric pour les années de référence 2007 et 2008. La décision fixe notamment le taux de rendement des actions ordinaires à 8,75 % pour 2008 et à 8,51 % pour 2007 et le ratio capital-actions ordinaires à 33 % pour les activités de transport et à 37 % pour les activités de distribution. La décision exige également d ATCO Electric qu elle modifie sa méthode de calcul de l impôt sur le revenu fédéral. 4.1.2. Secteur de l énergie En 2006, l Agence du revenu du Canada («ARC») a envoyé un avis de nouvelle cotisation à Alberta Power (2000) pour l année d imposition 2001, qui traitait le produit touché à la vente de la centrale H.R. Milner au Balancing Pool comme un bénéfice plutôt que comme une vente d actif. Étant en désaccord avec la position de l ARC, la société en a appelé du redressement auprès de la Cour canadienne de l impôt. Le 21 août 2009, Alberta Power (2000) a obtenu un jugement de la Cour canadienne de l impôt ordonnant à l ARC d annuler l avis de redressement de 2006 visant la déclaration fiscale de 2001 d Alberta Power (2000). Le 30 septembre 2009, la période d appel du jugement a expiré sans que l ARC fasse appel. Le 30 janvier 2008, l unité 4 de 150 MW de la centrale de Battle River d Alberta Power (2000) a subi une interruption imprévue en raison d une panne de son générateur. L unité a été remise en service le 27 mars 2008. Alberta Power (2000) a demandé une dispense aux termes des dispositions concernant la force majeure prévues dans son EAE. Le 11 juillet 2008, le Balancing Pool a informé Alberta Power (2000) qu il n était pas d accord avec la demande de dispense en question. Si la réclamation ne peut être réglée avec la contrepartie à l EAE, il est prévu qu elle sera portée en arbitrage. 8
4.2. Description détaillée des activités Une description générale de la nature des activités au sein de chacun des secteurs d activité de la société est donnée ci-après. 4.2.1. Secteur des services publics Les activités du secteur des services publics sont exercées principalement par ATCO Electric, ATCO Gas et ATCO Pipelines dans l Ouest canadien, comme l illustre la carte suivante : Emplacement des activités du secteur des services publics 9
Réglementation gouvernementale ATCO Electric, ATCO Gas et ATCO Pipelines relèvent essentiellement de l autorité réglementaire de l AUC, qui administre l application des lois et des règlements en matière notamment de tarification, de financement, de comptabilité et de région desservie. Ces services publics sont assujettis à un mécanisme de réglementation du coût du service au titre duquel l AUC détermine le niveau de produits susceptible de permettre de i) recouvrer les frais d exploitation, y compris l amortissement et les impôts sur le revenu, appelés à être engagés pour assurer les services réglementés, et ii) dégager un rendement juste et raisonnable des investissements réalisés dans les services publics, soit la base tarifaire. Pour chaque service public, la base tarifaire représente la somme des investissements approuvés par l AUC réalisés dans des immobilisations corporelles et incorporelles, déduction faite de l amortissement cumulé, des réserves pour frais futurs de retrait et de remise en état des lieux et des apports avant amortissement des clients pour l agrandissement des installations, plus une provision pour le fonds de roulement. Pour chaque service public, le rendement de la base tarifaire vise à couvrir le coût de la dette et des actions privilégiées et à offrir aux porteurs d actions ordinaires un rendement équitable de leur placement en capitaux propres. Pour déterminer ce rendement équitable, l autorité de réglementation tient compte de nombreux facteurs, dont le rendement d autres placements comportant un niveau de risque comparable et le niveau de rendement qui permettra à une société de service public d attirer le capital nécessaire au financement de ses activités et au maintien de son intégrité financière. Les activités réglementées de la société dans le Territoire du Yukon (YECL) et dans les Territoires du Nord- Ouest (NUY et NLD) sont régies par la réglementation des organismes de réglementation compétents dans ces territoires, qui est semblable à celle en vigueur en Alberta. La concurrence étant limitée sur les marchés et les territoires que dessert le secteur des services publics, ses activités sont réglementées par les autorités compétentes. Dans ce cadre réglementaire, les perspectives de développement dépendent généralement de la possibilité de faire approuver des dépenses en immobilisations supplémentaires dans les territoires déjà desservis ou d obtenir de nouveaux territoires réglementés à desservir. Le 12 novembre 2009, l AUC a rendu sa décision concernant le calcul général du coût du capital pour 2009. La décision fixe le RCP selon la méthode générale de calcul à 9,0 % pour 2009 et 2010 pour tous les services publics de l Alberta réglementés par l AUC. Voir de plus amples renseignements sur cette décision sous «Historique des trois dernières années Secteur des services publics». Des détails concernant les décisions finales les plus récentes rendues par l AUC relativement aux demandes générales de hausse tarifaire ou aux règlements négociés déposés par les principales filiales réglementées de la société sont donnés à l annexe 1. 10
ATCO Electric ATCO Electric exerce des activités réglementées de transport et de distribution d électricité dans 245 agglomérations ainsi que dans des régions rurales du centre-est et du nord de l Alberta. Sont comprises dans son territoire les villes de Drumheller, de Lloydminster, de Grande Prairie et de Fort McMurray, ainsi que les régions d exploitation de sables pétrolifères situées près de Fort McMurray et les régions d exploitation de pétrole lourd situées près de Cold Lake et de Peace River. Son siège social est situé à Edmonton et elle possède 38 bureaux dans le territoire qu elle dessert. Elle approvisionne aussi en électricité une agglomération en Colombie-Britannique et deux agglomérations en Saskatchewan. YECL dessert 19 collectivités dans le Territoire du Yukon, dont Whitehorse, la capitale, et NUY et NLD desservent 9 collectivités dans les Territoires du Nord-Ouest, dont Yellowknife, la capitale. La population des principaux marchés où les services publics d électricité sont assurés par ATCO Electric, NUY, NLD et YECL est d environ 486 800 habitants, dont environ 233 100 clients. ATCO Electric s est vu attribuer environ 65 % de la zone de service désignée en Alberta, qui représente approximativement 14 % de la charge électrique provinciale actuelle et 12 % de la population actuelle. Le nombre de clients desservis par ATCO Electric, NUY, NLD et YECL, en date de la fin de chacun des deux derniers exercices, est donné dans le tableau suivant : 2009 2008 Nombre % Nombre % Clientèle industrielle 11 229 5 11 183 5 Clientèle commerciale 30 946 13 30 274 13 Clientèle résidentielle 160 611 69 156 539 69 Clientèle rurale, REA et autres 30 355 13 30 168 13 Total 233 141 100 228 164 100 L électricité distribuée aux diverses catégories de clients au cours de chacun des deux derniers exercices est présentée dans le tableau suivant : 2009 2008 En En % gigawattheures gigawattheures % Clientèle industrielle 6 552 63 6 804 64 Clientèle commerciale 2 132 20 2 079 20 Clientèle résidentielle 1 232 12 1 200 11 Clientèle rurale, REA et autres 515 5 511 5 Total 10 431 100 10 594 100 ATCO Electric, NUY, NLD et YECL sont les propriétaires et les exploitantes de vastes réseaux de transport et de distribution d électricité. Les réseaux sont constitués d environ 9 600 km de lignes de transport principales et 62 500 km de lignes de distribution. De plus, ATCO Electric livre de l électricité aux REA pour leurs quelque 12 000 km de lignes de distribution, qu elle exploite. ATCO Electric, NUY, NLD et YECL sont les propriétaires et les exploitantes de 28 centrales diesels, à turbine à gaz naturel et hydroélectriques ayant une capacité nominale totale de 65 MW en Alberta, dans le 11
Territoire du Yukon et dans les Territoires du Nord-Ouest. La charge maximale de pointe demandée à ces centrales au cours de l exercice terminé le 31 décembre 2009 a été de 30 MW. ATCO Electric, YECL, NUY et NLD distribuent de l électricité dans des collectivités constituées en corporation aux termes de concessions ou de règlements municipaux et dans des régions rurales aux termes d autorisations, de permis ou d ordonnances rendus en vertu des lois applicables. Les concessions aux termes desquelles le service est assuré dans les municipalités de l Alberta et des Territoires du Nord-Ouest ont été accordées pour des périodes allant jusqu à 20 ans. ATCO Electric, NUY ou NLD détiennent ces concessions en exclusivité, lesquelles sont renouvelables par convention pour des périodes additionnelles ne dépassant pas 10 ans. Si une concession n est pas renouvelée, elle demeure valide jusqu au moment où l une ou l autre des parties, avec l approbation de l organisme de réglementation compétent, y met fin moyennant un préavis écrit de six mois. Lorsque la concession prend fin, la municipalité peut acheter les installations utilisées relativement à cette concession à un prix devant être convenu ou, faute d entente, à un prix établi par l organisme de réglementation compétent. La concession aux termes de laquelle le service est assuré dans le Territoire du Yukon a été accordée en vertu de la Loi sur les entreprises de service public (Territoire du Yukon) et ne comporte aucune date d expiration fixe. Selon la Loi EUA, l AUC doit approuver les tarifs de gros pour le transport de l électricité. Les tarifs de transport permettent à tout propriétaire d un groupe électrogène d avoir accès au réseau de transport en Alberta, ce qui facilite la vente de son électricité. Le même tarif de transport est demandé à chaque service public de distribution d électricité ou client relié directement au réseau de transport, peu importe l emplacement. Chaque propriétaire d installations de transport impute ses coûts à l AESO. C est ainsi que l on réalise la répartition égale des coûts de transport. L AESO fait ensuite le total de ces coûts et exige de tous les utilisateurs du réseau de transport un tarif commun de transport. L AESO a mis au point et approuvé des règles, comme l exige le règlement intitulé Transmission Regulation, tel qu il peut être modifié de temps à autre. Ces règles stipulent que les nouveaux projets de transport doivent être assignés aux propriétaires d installations de transport en fonction des zones de service des sociétés de distribution avec lesquelles ils ont par le passé entretenu des liens. La propriété des installations changera aux limites des zones de service, sauf dans les situations où, de l avis de l AESO, seule une petite partie du projet est situé dans une autre zone de service. Les règles s appliquent à tous les projets de transport à l exception de ceux que le gouvernement de l Alberta caractérise de «critiques». La loi de l Alberta intitulée Electric Statutes Amendment Act, promulguée en 2009, crée une catégorie de projets de transport appelés «Critical Transmission Infrastructure (CTI)» (infrastructures de transport critiques). Les CTI se distinguent par le fait qu elles ne seront pas nécessairement assignées aux propriétaires d installations de transport en fonction des zones de service, mais plutôt par voie concurrentielle ou par une décision du ministre de l Énergie. Ce ne sont pas tous les projets de transport futurs qui seront des CTI : seuls ceux qui, de l avis du gouvernement de l Alberta, sont critiques pour l exploitation sûre, fiable et rentable du réseau électrique interconnecté seront reconnus comme CTI. Les CTI se distinguent également par le fait que c est le gouvernement, et non l AUC, qui a le pouvoir d approuver le besoin des installations. La nouvelle loi nomme certaines CTI immédiatement requises, y compris le projet de transport de courant continu haute tension de 500 kv reliant l est d Edmonton à Calgary, qui a été assigné à ATCO Electric. 12
Aux termes de la Loi EUA, l AUC doit approuver des tarifs de distribution au détail distincts pour chaque distributeur. Il n y a pas de répartition égale des coûts de distribution parmi les entreprises de distribution de la province. Celles-ci offrent des services de distribution à tous leurs clients aux tarifs approuvés par l AUC, qui prévoient le recouvrement des coûts du service ainsi qu un rendement équitable sur la base tarifaire. ATCO Gas ATCO Gas, établie en Alberta, exerce principalement des activités réglementées de distribution de gaz naturel dans l ensemble de l Alberta et dans la région de Lloydminster, en Saskatchewan. Desservant plus de un million de clients dans presque 300 collectivités en Alberta, ATCO Gas compte un siège social à Edmonton, en Alberta, et plus de 60 bureaux de district ailleurs dans la province. ATCO Gas dessert des municipalités, des résidences, des entreprises et des industries. Les principaux marchés d ATCO Gas pour le transport de gaz naturel sont situés dans les villes d Edmonton, de Calgary, d Airdrie, de Fort McMurray, de Grande Prairie, de Lethbridge, de Lloydminster, de Red Deer, de Spruce Grove, de St. Albert et de Sherwood Park qui, ensemble, comptent une population d environ 2 345 000 habitants. ATCO Gas dessert également 279 agglomérations plus petites, ainsi que des régions rurales dont la population combinée est d environ 622 000 habitants, situées à proximité des réseaux de transport d ATCO Pipelines ou des pipelines de transport de gaz naturel d autres sociétés. Au 31 décembre 2009, ATCO Gas alimentait en gaz naturel environ 1 037 412 clients, dont environ 75 % dans les 11 villes susmentionnées. Le nombre de clients desservis par ATCO Gas en date de la fin de chacun des deux derniers exercices est indiqué dans le tableau suivant : 2009 2008 Nombre % Nombre % Clientèle résidentielle 949 473 92 935 269 92 Clientèle commerciale 87 561 8 86 517 8 Clientèle industrielle 351-351 - Autres 27-30 - Total 1 037 412 100 1 022 167 100 Les quantités de gaz naturel distribuées par ATCO Gas au cours de chacun des deux derniers exercices ont été les suivantes : 2009 2008 Pétajoules % Pétajoules % Clientèle résidentielle 122,0 49 116,5 49 Clientèle commerciale 113,7 45 107,1 45 Clientèle industrielle 13,7 6 14,3 6 Autres 0,4-0,4 - Total 249,8 100 238,3 100 ATCO Gas est la propriétaire et l exploitante d environ 37 700 km de conduites de distribution. En outre, elle possède des installations de service et d entretien situées dans les principaux centres de l Alberta. 13
ATCO Gas possède une installation de stockage du gaz naturel de 43,5 pétajoules à Carbon, en Alberta. Depuis le 1 er avril 2005, elle loue l entière capacité de cette installation à ATCO Midstream. De plus amples renseignements sur l installation de Carbon sont donnés à la rubrique «Résultats d exploitation de l exercice Informations sectorielles Services publics Contexte réglementaire ATCO Gas Installations de stockage de gaz naturel de Carbon» du rapport de gestion, qui est publié sur SEDAR à l adresse www.sedar.com. ATCO Gas distribue du gaz naturel dans des collectivités constituées en corporation aux termes de concessions ou de règlements municipaux et dans des régions rurales aux termes d autorisations, de permis ou d ordonnances rendus en vertu des lois applicables. Elle compte actuellement 166 contrats de concession conclus avec des collectivités en Alberta. À Edmonton, la distribution du gaz naturel se fait aux termes d une concession exclusive. En 2004, ATCO Gas a conclu une convention avec la ville d Edmonton visant le renouvellement de sa concession pour une durée de 10 ans, soit jusqu au 15 novembre 2015. Le renouvellement de la concession est assujetti au droit de la ville d Edmonton d acquérir, à la fin de la période de renouvellement, tous les actifs d ATCO Gas qui sont utilisés pour fournir le gaz naturel à la ville. Le prix d achat serait fixé au cours d une procédure arbitrale tenue conformément aux lois sur l arbitrage de l Alberta. Même si la convention de concession confère à la ville certains droits d acquisition, celle-ci accorde des renouvellements pour des périodes de 10 ans depuis 1935. À Calgary, la distribution du gaz naturel se fait en vertu d un règlement municipal, lequel ne lui confère pas d exclusivité, mais ne limite pas ses droits à une durée déterminée. Le règlement ne confère à la ville de Calgary aucun droit d acquérir les installations utilisées pour assurer le service. Les concessions aux termes desquelles le service est assuré dans d autres collectivités constituées en corporation en Alberta ont été accordées pour des périodes allant jusqu à 20 ans. ATCO Gas détient ces concessions en exclusivité, lesquelles sont renouvelables par convention pour des périodes additionnelles ne dépassant pas 20 ans. Si une concession n est pas renouvelée, elle demeure valide jusqu au moment où l une ou l autre des parties, avec l approbation de l organisme de réglementation compétent, y met fin moyennant un préavis écrit de six mois. Lorsque la concession prend fin, la municipalité peut acheter les installations utilisées relativement à cette concession à un prix devant être convenu ou, faute d entente, à un prix établi par l organisme de réglementation compétent. ATCO Pipelines ATCO Pipelines est une entreprise qui exerce des activités réglementées de transport de gaz naturel dans toute la province d Alberta. Son siège social est situé à Calgary, en Alberta, et elle compte 222 clients, dont des producteurs, des utilisateurs industriels et des sociétés de distribution de gaz à Edmonton, Calgary, Red Deer, Lethbridge, Lloydminster, Grande Prairie, Fort McMurray et presque 300 autres petites agglomérations. Le réseau de pipelines d ATCO Pipelines prend livraison du gaz naturel à partir de diverses installations de traitement du gaz en Alberta et le transporte à l intérieur de la province jusqu aux utilisateurs finaux ou jusqu à d autres réseaux de pipelines afin qu il soit exporté à l extérieur de la province. Lorsque la demande 14
est à la hausse, ATCO Pipelines achemine des volumes de gaz naturel supplémentaires reçus des producteurs afin de maintenir l équilibre entre l offre et la demande. Les produits d ATCO Pipelines dépendent surtout d ententes contractuelles régissant l accès à ses réseaux de transport. La demande contractuelle relative à un tel accès, ainsi que les volumes interruptibles, de dépassement et variables pour chacun des deux derniers exercices sont indiqués dans le tableau suivant : En térajoules par jour 2009 2008 % En térajoules par jour Demande contractuelle : Producteurs 1 244 24 1 354 25 Secteur industriel 913 17 1 023 19 Distribution 110 2 107 2 Sociétés du même groupe 2 610 49 2 550 46 Total partiel 4 877 92 5 034 92 Volumes interruptibles, de dépassement et variables : Producteur 135 2 154 3 Secteur industriel 301 6 295 5 Total partiel 436 8 449 8 % Total de la demande contractuelle et des volumes interruptibles, de dépassement et variables 5 313 100 5 483 100 ATCO Pipelines est la propriétaire et l exploitante d un vaste réseau de transport du gaz naturel. Son réseau comprend environ 8 560 km de pipelines, 22 installations de compression et une connexion à l installation de stockage de pointe dans une caverne de sel située près de Fort Saskatchewan, en Alberta. Il comprend également 190 points de réception des producteurs, 48 raccordements au réseau de TransCanada Pipelines Limited, 5 raccordements au réseau d Alliance Pipeline et 1 raccordement au réseau de Many Islands Pipelines. La capacité de livraison maximale du réseau d ATCO Pipelines s élève à 3,8 milliards de pieds cubes par jour. Le 8 septembre 2008, ATCO Pipelines et NOVA Gas Transmission Ltd. («NOVA») ont annoncé un projet d accord pour offrir un service de transport de gaz naturel à leurs clients. Cette proposition permettra à ATCO Pipelines et à NOVA d intégrer leurs immobilisations corporelles dans une seule structure de tarifs et de services au moyen d une seule interface commerciale pour les clients albertains. Chaque société pourrait gérer séparément les actifs à l intérieur de territoires d exploitation distincts en Alberta. Cette proposition, si elle est approuvée par l AUC, devrait mettre un terme au dédoublement des activités de péage et d exploitation et accroître l efficacité des mécanismes réglementaires. De plus amples renseignements à ce sujet sont donnés à la rubrique «Résultats d exploitation de l exercice Informations sectorielles Services publics ATCO Pipelines Intégration des gazoducs de l Alberta» du rapport de gestion. 15
4.2.2. Secteur de l énergie Les activités du secteur de l énergie sont exercées par Alberta Power (2000). Ces activités sont situées en Alberta, au Canada, comme l illustre la carte suivante : Emplacement des activités du secteur de l énergie Alberta Power (2000) À la suite de la déréglementation du marché de l électricité en Alberta, certains actifs d ATCO Electric assujettis à la réglementation ont été transférés à Alberta Power (2000). Ainsi, les centrales de Battle River, de Sturgeon, les groupes unités 1, 2 et 3 de Rainbow, ainsi qu une participation de 50 % dans Sheerness lui ont été transférés. Les centrales de Rainbow et de Sturgeon ne sont plus réglementées. Des renseignements détaillés sur les centrales en date du 31 décembre 2009 dont donnés à l annexe 2. 16
Les centrales de Battle River et de Sheerness d Alberta Power (2000) ont été réglementées par l AUC jusqu au 31 décembre 2000, mais elles sont maintenant régies par les EAE prescrites par la législation et approuvées par l AUC. Ces centrales sont comprises dans les activités réglementées principalement parce que les EAE ont été conçues pour permettre aux propriétaires de centrales construites avant le 1 er janvier 1996 de recouvrer leurs frais fixes et variables prévus et d obtenir un rendement au taux spécifié dans les EAE. Chacune des centrales sera déréglementée à la première des éventualités suivantes, soit un an suivant l expiration de l EAE la concernant ou au moment de la décision de poursuivre l exploitation de la centrale. En ce qui concerne les EAE expirant avant 2019, Alberta Power (2000) dispose d une période de un an suivant l expiration de la EAE afin de déterminer si elle doit mettre la centrale hors service et ainsi récupérer entièrement tous les frais de mise hors service ou si elle doit continuer à exploiter la centrale et ainsi être responsable des frais futurs de mise hors service. Pour ce qui est des EAE expirant après 2018, les frais de mise hors service sont à la charge du propriétaire de la centrale. Chaque EAE restera en vigueur jusqu au dernier jour de la durée de vie utile estimative de la centrale visée ou jusqu au 31 décembre 2020, selon la première éventualité. Plus de 99 % de l électricité produite par Alberta Power (2000) provient des centrales de Sheerness et de Battle River. L électricité produite est vendue selon les modalités d EAE, qui exigent qu Alberta Power (2000) mette la capacité de production de chaque groupe électrogène à la disposition de l acheteur qui est partie à l EAE pour ce groupe. En retour, Alberta Power (2000) a le droit de recouvrer ses frais variables et fixes prévus pour ce groupe auprès de l acheteur qui est partie à l EAE, y compris un rendement des actions ordinaires équivalant au taux des obligations du gouvernement du Canada à long terme majoré de 4,5 %, d après un ratio du capital-actions ordinaires présumé de 45 %. Bon nombre des frais prévus seront calculés au moyen d indices, de formules ou d une autre façon pour la durée complète de l EAE. Les résultats réels d Alberta Power (2000) varieront en fonction du rendement obtenu par rapport aux prévisions sur lesquelles les EAE auront été fondées. Le taux de rendement des actions ordinaires utilisé pour le calcul des tarifs applicables aux EAE visant Alberta Power (2000) était de 8,64 % en 2009 et de 8,88 % en 2008. Pour 2010, le taux de rendement des actions ordinaires s élève à 8,44 %. Tous les besoins en charbon de la société proviennent des centrales de Battle River et de Sheerness, qui ont conclu un contrat d approvisionnement en charbon avec Prairie Mines & Royalties Limited («PMRL»). PMRL exploite, en vertu de baux miniers, des terrains adjacents aux centrales. Les réserves de charbon de la mine appartiennent conjointement aux propriétaires de la centrale et à PMRL ou sont louées ou contrôlées conjointement par ceux-ci. Le contrat d approvisionnement en charbon de Battle River prend fin en 2012 et peut être prolongé par périodes successives de cinq ans. Alberta Power (2000) négocie actuellement la prolongation de ce contrat. Le contrat d approvisionnement en charbon de Sheerness prend fin soit en 2026, soit à l épuisement du charbon, selon la première éventualité. 5. RISQUES COMMERCIAUX La rubrique «Risques commerciaux» du rapport de gestion de la société est intégrée par renvoi aux présentes. Le rapport de gestion peut être consulté sur SEDAR à l adresse www.sedar.com. 17
6. DIVIDENDES Les dividendes en espèces déclarés au cours des trois dernières années pour toutes les séries d actions privilégiées sont les suivants : (en dollars canadiens par action) 2009 2008 2007 Dividendes en espèces déclarés par action : Actions privilégiées de série : Série 1 1) 1,15 1,15 0,71 Série 2 2) 1,14 - - Notes : 1) Actions émises le 18 avril 2007. 2) Actions émises le 27 mars 2009. 7. STRUCTURE DU CAPITAL Capital-actions Au 16 février 2010, le capital-actions de la société était comme suit : Actions N bre d actions autorisées N bre d actions en circulation Actions privilégiées de série illimité 11 000 000 Actions de catégorie A illimité 3 286 124 Actions de catégorie B illimité 2 014 076 Toutes les actions de catégorie A et de catégorie B appartiennent à Canadian Utilities. Actions privilégiées de série Un nombre illimité d actions privilégiées de série peuvent être émises en série, le nombre d actions et les dispositions qui se rattachent à chaque série étant déterminés par les administrateurs. Les actions privilégiées de série à titre de catégorie sont assorties, entre autres, des dispositions suivantes. Les actions privilégiées de série ont priorité pour ce qui est du paiement des dividendes et de la distribution des actifs en cas de liquidation ou de dissolution de la société sur les actions sans droit de vote de catégorie A et les actions ordinaires de catégorie B et sur toutes autres actions de la société ayant un rang inférieur aux actions privilégiées de série. Les actions privilégiées de série peuvent également bénéficier d un traitement préférentiel par rapport aux actions sans droit de vote de catégorie A et aux actions ordinaires de catégorie B et à d autres actions de rang inférieur selon ce qui peut être déterminé à l égard d une série dont l émission est autorisée. Les porteurs des actions privilégiées de série ne peuvent avoir à ce titre (sauf suivant les dispositions d une série) de droits de vote et n ont pas le droit de recevoir un avis de convocation aux assemblées des actionnaires ni d y assister, à moins que les dividendes sur les actions privilégiées de série d une série quelconque n aient pas été versés depuis huit dividendes trimestriels ou quatre dividendes semestriels, 18
le cas échéant, qu ils soient ou non consécutifs. Tant que tous les dividendes arriérés n auront pas été versés, ces porteurs auront le droit de recevoir un avis de convocation à toutes les assemblées des actionnaires et d y assister lorsque des administrateurs doivent être élus (sauf aux assemblées distinctes des porteurs d une autre catégorie d actions) et auront droit à une voix relativement à chaque action privilégiée de série qu ils détiennent. Les dispositions en catégorie rattachées aux actions privilégiées de série peuvent être modifiées avec l approbation écrite de tous les porteurs des actions privilégiées de série en circulation ou par au moins les deux tiers des voix exprimées à une assemblée des porteurs de telles actions dûment convoquée à cette fin et au cours de laquelle le quorum est atteint. Les actions privilégiées de série suivantes sont actuellement en circulation : Actions privilégiées à dividende cumulatif rachetables : Valeur déclarée Date de rachat Actions Montant Série 1 à 4,60 % 25,00 $ 1) 4 600 000 115 000 000 $ Série 2 à 6,70 % 25,00 $ 2) 6 400 000 160 000 000 $ Notes : 1) 2) Les actions privilégiées de série 1 sont rachetables au gré de la société à compter du 1 er juin 2012, à la valeur déclarée augmentée d une prime de 4 % par action au cours des 12 prochains mois, plus les dividendes accumulés et non versés. La prime de rachat diminue de 1 % au cours de chaque période de 12 mois suivante jusqu au 1 er juin 2016. Les actions privilégiées de série 2 sont rachetables au gré de la société le 1 er juin 2014 et le 1 er juin de chaque cinquième année suivante, à la valeur déclarée par action plus les dividendes accumulés et non versés. Le taux du dividende sera rajusté tous les cinq ans en fonction du taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada de cinq ans alors en vigueur, plus 4,81 %. Les porteurs peuvent choisir de convertir la totalité ou une partie de leurs actions privilégiées de série 2 en un nombre égal d actions privilégiées à dividende cumulatif rachetables de série 3 le 1 er juin 2014 et le 1 er juin de chaque cinquième année suivante. Le taux du dividende des actions privilégiées de série 3 correspondra au taux de rendement des bons du Trésor du Canada de trois mois alors en vigueur, plus 4,81 %. Actions de catégorie A et actions de catégorie B Les propriétaires des actions de catégorie A et de catégorie B ont le droit de partager, à raison de une action pour une action, à égalité, tous les dividendes déclarés par la société sur ces catégories d actions ainsi que les biens résiduels de la société à la dissolution. Les propriétaires d actions de catégorie B ont le droit, en tout temps, de voter et d échanger chaque action détenue contre une action de catégorie A. Dans le cas où une offre d achat visant les actions de catégorie B est présentée à tous les propriétaires des actions de catégorie B, qu elle est acceptée par les propriétaires d une majorité de ces actions qui les déposent en réponse à l offre, et qu une offre, selon les mêmes modalités, n est pas présentée aux 19
propriétaires des actions de catégorie A, les actions de catégorie A se font attribuer les mêmes droits de vote que les actions de catégorie B. Les deux catégories d actions ont égalité de rang à tous les autres égards. 8. NOTATION DES TITRES DE LA SOCIÉTÉ Les notes suivantes ont été attribuées aux titres de la société par DBRS Limited («DBRS») et Standard & Poor s («S&P») : DBRS S&P CU Inc. Débentures A (haut) A Papier commercial R-1 (bas) A-1 (moyen) Actions privilégiées Pfd-2 (haut) P-2 (haut) Les deux agences de notation ont ajouté la mention «tendance stable» à leur notation des titres susmentionnés. Notation des titres d emprunt à long terme La note A accordée par DBRS représente la troisième catégorie en importance sur huit catégories. Les titres d emprunt à long terme ayant la note A ont une qualité de crédit satisfaisante. La protection des intérêts et du capital est efficace, mais elle est moins importante que celle des entités qui ont une note supérieure. Bien que la note A soit respectable, on considère toutefois que les entités de cette catégorie sont plus susceptibles de subir les revers de la conjoncture et ont des tendances cycliques plus prononcées que les entités dont les titres ont une note supérieure. Chaque catégorie d évaluation comporte une indication de sous-catégorie «haut» ou «bas». L absence de la désignation «haut» ou «bas» indique que la note se situe au milieu de la catégorie. La note A accordée par S&P représente la troisième catégorie en importance sur dix catégories. Les obligations notées A par S&P sont légèrement plus sensibles aux effets défavorables des changements de circonstances et de l évolution de la conjoncture économique que les obligations ayant reçu des notes plus élevées. Toutefois, la capacité du débiteur de faire face aux engagements financiers découlant de ses obligations demeure excellente. L ajout d un signe plus (+) ou moins ( ) indique la position relative à l intérieur de la catégorie. Notation du papier commercial et des titres d emprunt à court terme La note R-1 (bas) accordée par DBRS représente la troisième catégorie en importance sur dix catégories et est consentie à des titres d emprunt à court terme ayant une qualité de crédit satisfaisante. La vigueur et la perspective, dans l ensemble, des ratios clés liés à la liquidité, à la dette et à la rentabilité, ne sont habituellement pas aussi favorables que pour des notes plus élevées, mais sont quand même respectables. Tout facteur qualifié de négatif peut être géré et l entité est habituellement d une taille assez importante pour influencer son secteur d activité. La note A-1 (moyen) accordée par S&P représente la deuxième catégorie en importance sur huit catégories composant son échelle d évaluation du papier commercial canadien et est consentie lorsque la capacité du débiteur de faire face aux engagements financiers découlant de ses obligations est excellente. 20
Notation des actions privilégiées La note Pfd-2 accordée par DBRS représente la deuxième catégorie en importance sur six catégories de notes utilisées par DBRS. Les actions privilégiées ayant reçu la note Pfd-2 ont une qualité de crédit satisfaisante. La protection des dividendes et du capital est importante, mais les bénéfices, le bilan et les ratios de couverture ne sont pas aussi solides que dans le cas des sociétés ayant reçu une note supérieure. Chaque catégorie d évaluation comporte une indication de sous-catégorie «haut» ou «bas». L absence de la désignation «haut» ou «bas» indique que la note se situe au milieu de la catégorie. La note P-2 accordée par S&P représente la deuxième catégorie en importance sur sept catégories de notes utilisées par S&P et composant son échelle d évaluation d actions privilégiées canadiennes. Une obligation notée P-2 démontre des paramètres de protection adéquats. Toutefois, une situation économique défavorable ou des circonstances changeantes sont plus susceptibles de nuire à la capacité du débiteur de faire face aux engagements financiers découlant de ses obligations. Les signes plus (+) ou moins ( ) indiquent la position relative au sein de la catégorie. Généralités sur les notes attribuées aux titres La note attribuée à un titre ne constitue pas une recommandation d acheter, de vendre ou de détenir le titre; elle peut être révisée ou retirée en tout temps par l agence de notation. 9. MARCHÉS POUR LES TITRES DE LA SOCIÉTÉ Les actions privilégiées à dividende cumulatif rachetables de série 1 et de série 2 de la société sont inscrites à la cote de la Bourse de Toronto. Dans le tableau suivant sont indiqués les cours extrêmes enregistrés pour les actions de la société et les volumes des actions de la société négociées à la Bourse de Toronto en 2009. Haut $ Actions privilégiées à dividende cumulatif rachetables Série 1 Série 2 1) Bas Volume Haut Bas Volume $ $ $ Janvier 17,49 14,98 167 670 - - - Février 17,00 16,40 79 524 - - - Mars 17,70 15,49 101 656 26,10 25,25 244 525 Avril 18,68 17,34 42 640 27,05 26,00 281 651 Mai 20,00 18,00 30 800 27,59 26,75 72 975 Juin 19,25 18,00 60 505 27,84 27,00 187 976 Juillet 20,49 17,90 84 200 28,50 27,30 153 442 Août 20,65 20,05 76 848 29,27 27,07 124 176 Septembre 20,95 19,91 33 240 28,57 27,80 1 155 040 Octobre 20,15 19,08 40 976 28,30 28,00 207 042 Novembre 20,80 19,50 38 819 28,79 27,60 188 986 Décembre 20,54 19,68 63 115 29,22 28,04 110 684 Note : 1) Les actions privilégiées à dividende cumulatif rachetables de série 2 ont été émises le 27 mars 2009. 21