TransCanada dégage de solides résultats financiers au

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 6 mai 2015) - TransCanada Corporation (TSX:TRP)(NYSE:TRP) (« TransCanada ») a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires du premier trimestre de 2015 s'était chiffré à 387 millions de dollars (0,55 $ par action), comparativement à 412 millions de dollars (0,58 $ par action) pour la même période en 2014. Le résultat comparable du premier trimestre de 2015 a atteint 465 millions de dollars (0,66 $ par action) comparativement à 422 millions de dollars (0,60 $ par action), pour la même période de l'exercice précédent. Le conseil d'administration de TransCanada a en outre déclaré un dividende trimestriel de 0,52 $ par action ordinaire pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2015, ce qui correspond à un dividende annualisé de 2,08 $ par action ordinaire.

« Au premier trimestre, nous avons obtenu un solide rendement dans tous nos secteurs d'exploitation principaux, ce qui a contribué à une hausse de 10 % de notre résultat comparable et à une augmentation de 5 % des fonds provenant de l'exploitation comparativement au même trimestre de l'exercice précédent, a déclaré Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. L'excellent rendement du réseau d'oléoducs Keystone, des installations énergétiques de l'Est du Canada et de celles des États-Unis a contribué à contrebalancer la dégringolade des prix de l'énergie applicables aux installations énergétiques de l'Ouest et démontre clairement la force de notre portefeuille diversifié d'actifs énergétiques importants. De plus, nous sommes toujours bien placés pour connaître une croissance de nos résultats, de nos flux de trésorerie et de nos dividendes au cours des trois prochains exercices puisque nous avons des projets de petite et de moyenne envergure de 12 milliards de dollars qui seront mis en service. »

Nous continuons également de faire progresser d'autres projets de croissance, y compris des projets garantis sur le plan commercial de 34 milliards de dollars, lesquels contribueront à la croissance des résultats, des flux de trésorerie et des dividendes jusqu'à la fin de la décennie, et permettront peut-être même d'intensifier cette croissance. Notre portefeuille d'actifs de grande qualité et notre solide bilan font en sorte que nous sommes bien placés pour créer une valeur actionnariale à long terme, peu importe les conditions du marché.

Points saillants

(Tous les montants [non audités] sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

Résultats financiers du premier trimestre
- Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 387 millions de dollars (0,55 $ par action)
- Résultat comparable de 465 millions de dollars (0,66 $ par action
- Bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (« BAIIA ») comparable de 1,5 milliard de dollars
- Fonds provenant de l'exploitation totalisant 1,2 milliard de dollars
Dividende trimestriel de 0,52 $ par action ordinaire déclaré pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2015
Début de la construction du projet de centrale énergétique de Napanee, de 1 milliard de dollars
Publication, par l'Office national de l'énergie (« ONÉ »), d'un rapport recommandant au gouvernement fédéral d'approuver le projet de canalisation principale North Montney, de 1,7 milliard de dollars
Poursuite de l'avancement de la stratégie de la société en commandite principale avec le dessaisissement, le 1^er avril 2015, de la participation résiduelle de 30 % dans Gas Transmission Northwest LLC (« GTN ») pour 446 millions de dollars US
Modification de la portée du projet Énergie Est et décision, en avril 2015, de ne pas construire de terminal maritime ni de terminal pétrolier connexe à Cacouna, au Québec
Achèvement d'un processus de financement de plus de 2 milliards de dollars sous forme d'émission de titres d'emprunt de premier rang et d'actions privilégiées

Au trimestre clos le 31 mars 2015, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a diminué de 25 millions de dollars par rapport à la même période en 2014, pour s'établir à 387 millions de dollars (0,55 $ par action). Les deux périodes comprennent des gains et des pertes non réalisés découlant de changements dans les activités de gestion des risques qui ont été retranchés du résultat comparable.

Le résultat comparable du premier trimestre de 2015, à 465 millions de dollars (0,66 $ par action), se compare aux 422 millions de dollars (0,60 $ par action) relatifs à la même période en 2014. Les résultats supérieurs obtenus par Keystone, les pipelines au Mexique, les installations énergétiques aux États-Unis et celles de l'Est ont été annulés en partie par l'apport inférieur des installations énergétiques de l'Ouest, du réseau principal au Canada et du stockage de gaz naturel.

Voici les faits marquants récents au sujet des secteurs des gazoducs, des pipelines de liquides, de l'énergie et du siège social :

Gazoducs :

Expansions du réseau de NGTL : Le réseau de NGTL possède des installations liées à l'offre et à la demande au stade de développement de quelque 6,7 milliards de dollars. Au premier trimestre de 2015, nous avons poursuivi l'avancement de plusieurs projets d'expansion du capital en déposant les demandes réglementaires nécessaires auprès de l'ONÉ et nous comptons présenter des demandes pour d'autres installations dans le cadre du programme en 2015. Nous avons également reçu d'autres demandes de service de réception garantie, lesquelles devraient entraîner une hausse des dépenses en capital totales du réseau de NGTL par rapport à ce qui avait été annoncé auparavant et nous continuons de travailler avec nos clients pour mieux répondre à leurs exigences relatives aux dates de mise en service en 2016, 2017 et 2018.

Le 15 avril 2015, l'ONÉ a publié un rapport recommandant au gouvernement fédéral d'approuver le projet de canalisation principale North Montney, de 1,7 milliard de dollars, qui fait partie du réseau NGTL et qui se traduira par une nouvelle capacité importante de ce réseau, ce qui permettra de répondre aux exigences en matière de transport liées à l'accroissement rapide de la mise en valeur des ressources de gaz naturel dans le bassin de Montney, situé dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique. Le projet permettra aux ressources du bassin de Montney et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien d'accéder aux marchés du gaz naturel en place et futurs, plus particulièrement aux marchés émergents du gaz naturel liquéfié (« GNL »).

Le projet de canalisation principale North Montney sera formé de deux tronçons de gazoduc de 42 pouces de diamètre, Aitken Creek et Kahta, pour un total de quelque 301 kilomètres (« km ») (187 milles) de longueur; seront également compris les installations de comptage, l'emplacement des vannes et les installations de compression. Le projet inclut également un point de raccordement avec notre projet proposé de transport de gaz de Prince Rupert (« TGPR ») permettant de fournir du gaz naturel à l'installation de liquéfaction et d'exportation de GNL proposée de Pacific NorthWest (« PNW »), non loin de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Sous réserve de certaines conditions, y compris la réception d'une décision d'investissement finale (« DIF ») positive à l'égard du projet de GNL de PNW proposé, NGTL s'attend à ce que la mise en service du tronçon d'Aitken Creek ait lieu en 2016 et celle du tronçon de Kahta, en 2017.

L'ONÉ a également approuvé la conception tarifaire prévoyant un droit intégral pour une période de transition, à certaines conditions que nous évaluons à l'heure actuelle. Après la période de transition, nous pourrons soit soumettre une méthode de tarification révisée à l'ONÉ, soit appliquer des droits calculés à part pour le projet. NGTL demandera à ses expéditeurs de l'aider à déterminer une approche appropriée qui répond le mieux aux exigences du marché.
TGPR : Nous prévoyons que la B.C. Oil and Gas Commission (« BCOGC ») prendra les décisions nécessaires à l'égard des permis requis pour permettre la construction et l'exploitation des installations du projet de TGPR au deuxième trimestre de 2015.

Le projet TGPR consiste en un gazoduc de 900 km (559 milles) qui transportera du gaz depuis la zone productrice de North Montney, près de Fort St. John, en Colombie-Britannique, vers un point de raccordement avec le réseau de NGTL situé à l'installation de GNL de PNW proposée, près de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Le projet est assujetti à l'obtention des approbations réglementaires et d'une DIF positive.
Coastal GasLink : Nous prévoyons également que la BCOGC prendra les décisions nécessaires à l'égard des permis requis pour pouvoir construire et exploiter les installations du projet pipelinier Coastal GasLink au deuxième trimestre de 2015.

Le projet pipelinier Coastal GasLink consiste en un gazoduc de 670 km (416 milles) qui transportera du gaz naturel de la zone productrice de Montney à partir d'un point de raccordement proposé avec le réseau de NGTL près de Dawson Creek, en Colombie-Britannique, vers les installations proposées pour l'exportation de GNL de LNG Canada, près de Kitimat, également en Colombie-Britannique. Le projet est assujetti à l'obtention des approbations réglementaires et d'une DIF positive.
Dessaisissement de GTN : Le 1^er avril 2015, nous avons conclu la vente de notre participation résiduelle de 30 % dans GTN à notre société en commandite principale, TC PipeLines, LP (la « société en commandite »). La transaction, de 446 millions de dollars US, comporte un versement en trésorerie de 253 millions de dollars US, la prise en charge du montant proportionnel de dette de GTN, à savoir 98 millions de dollars US, et l'émission, à TransCanada, de nouvelles parts de catégorie B pour un montant de 95 millions de dollars US. Les parts de catégorie B nous donneront droit à une distribution en trésorerie correspondant à 30 % des distributions en trésorerie annuelles de GTN, soit 100 % des distributions excédant 20 millions de dollars US pendant les cinq premières années et 25 % des distributions excédant 20 millions de dollars US par la suite.

Le dessaisissement de la participation résiduelle dans GTN fait partie de la série de transactions systématiques visant la vente des actifs pipeliniers de TransCanada aux États-Unis à la société en commandite afin de contribuer au financement de notre programme d'investissement et de rehausser la taille et la diversité des actifs de la société en commandite tout en la positionnant pour une croissance future visible de premier ordre.

Au 31 mars 2015, nous détenions une participation de 28,3 % dans la société en commandite.

Pipelines de liquides :

Oléoduc Énergie Est : Le 2 avril 2015, nous avons annoncé que nous n'allions pas procéder à la construction d'un terminal maritime ni d'un réservoir connexe à Cacouna, au Québec, et ce, en raison de la reclassification possible des bélugas parmi les espèces menacées. Nous sommes à évaluer d'autres options et à en discuter avec nos expéditeurs. Des modifications au projet devraient être soumises à l'ONÉ au quatrième trimestre de 2015. La modification de la portée du projet et certaines modifications à son calendrier devraient se traduire par une mise en service en 2020.

Des ententes à long terme fermes ont été conclues pour environ 1 million des 1,1 million de barils par jour (« b/j ») de capacité de l'oléoduc Énergie Est. Le coût estimatif de ce projet est de 12 milliards de dollars environ et ce montant ne comprend pas la valeur de transfert des actifs liés au gaz naturel du réseau principal au Canada.
Keystone XL : En janvier 2015, le Département d'État des États-Unis a relancé l'examen de l'intérêt national et a demandé aux huit organismes fédéraux y jouant un rôle de déterminer si Keystone XL sert les intérêts nationaux. Tous les organismes ont soumis leurs commentaires au Département d'État.

Le 12 février 2015, les tribunaux du comté du Nebraska ont accordé des injonctions temporaires négociées entre TransCanada et le conseil des propriétaires terriens, lesquelles empêchent Keystone d'aller de l'avant avec des affaires de condamnation, et ce, jusqu'à ce que le litige constitutionnel sous-jacent soit résolu. De plus, la constitutionnalité de la décision favorable au nouveau tracé prise par le gouverneur de l'État est contestée devant un tribunal de district du Nebraska.

Le 24 février 2015, le président Obama a opposé son droit de veto au projet de loi du Congrès, qui aurait autorisé la construction de l'oléoduc Keystone au-delà de la frontière internationale. Le président des États-Unis a soutenu que le projet de loi contournait une évaluation finale du Département d'État. L'issue de la demande de permis présidentiel en instance pour le projet Keystone XL et le moment de la réponse demeurent incertains.

La Public Utility Commission du Dakota du Sud a fixé les audiences relatives à la requête de Keystone visant à certifier la validité de son permis dans cet État au troisième trimestre de 2015.

Les coûts en capital estimatifs pour le projet Keystone XL devraient se chiffrer à environ 8,0 milliards de dollars US. Au 31 mars 2015, nous avions déjà investi 2,4 milliards de dollars US dans ce projet et nous avions capitalisé des intérêts d'un montant de 0,4 milliard de dollars US.
Latéral et terminal de Houston : La construction du latéral de Houston, sur une distance de 77 km (48 milles), et du terminal pétrolier se poursuit, ce qui permettra de prolonger le réseau d'oléoducs Keystone jusqu'aux raffineries de Houston au Texas. La capacité de stockage initiale du terminal devrait s'établir à 700 000 barils de pétrole brut. L'oléoduc et le terminal devraient être achevés au quatrième trimestre de 2015.

Le 14 avril 2015, TransCanada et Magellan Midstream Partners L.P. (« Magellan ») ont annoncé un accord de développement conjoint visant le raccord de notre terminal de Houston et celui de l'est de Houston de Magellan. Nous détiendrons une participation de 50 % dans le projet d'oléoduc de 50 millions de dollars US ce qui améliorera l'accès au marché de Houston pour notre réseau d'oléoducs Keystone. L'oléoduc devrait entrer en service vers la fin de 2016, sous réserve des ententes définitives et de la réception des permis et approbations nécessaires.

Énergie :

Projet Napanee : En janvier 2015, nous avons entrepris la construction d'une nouvelle centrale alimentée au gaz naturel d'une capacité de 900 MW dans l'enceinte de la centrale Lennox de l'Ontario Power Generation, dans la localité de Greater Napanee, dans l'Est de l'Ontario. Nous prévoyons investir environ 1,0 milliard de dollars dans la centrale de Napanee pendant la construction, dont l'exploitation commerciale devrait commencer vers la fin de 2017 ou au début de 2018. La production de l'installation est visée par des contrats d'une durée de 20 ans avec la Société indépendante d'exploitation du réseau d'électricité.

Siège social :

Notre conseil d'administration a déclaré, pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2015, un dividende trimestriel de 0,52 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Ce montant trimestriel correspond à un dividende annualisé de 2,08 $ par action ordinaire.
Activités de financement : En janvier 2015, nous avons émis des billets de premier rang à taux fixe de trois ans portant intérêt à 1,875 % pour un montant de 500 millions de dollars US, ainsi que des billets de premier rang à taux variable de trois ans, portant intérêt à un taux fondé sur le TIOL, fixé initialement à 1,045 % pour un montant de 250 millions de dollars US. Les billets viennent à échéance le 12 janvier 2018.

En mars 2015, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11. Les actions de série 11 ont été émises au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Le taux de dividende initial est fixé au 30 novembre 2020, mais exclut cette date. Il s'élève à 0,95 $ l'action et est payable trimestriellement.

Toujours en mars 2015, nous avons émis des billets de premier rang de 30 ans pour un montant de 750 millions de dollars US. Les billets portent intérêt à 4,60 % et viennent à échéance le 31 mars 2045. Ils sont rachetables au 31 mars 2020, puis annuellement par la suite.

Le produit net de ces émissions devrait servir à des fins générales et permettre de réduire la dette à court terme de la société qui a été utilisée à des fins générales et pour financer une partie de son programme d'investissement.

En mars 2015, TC PipeLines, LP a émis des billets de premier rang de dix ans portant intérêt à 4,375 % et arrivant à échéance le 31 mars 2025 pour un montant de 350 millions de dollars US. Le produit net de cette émission a été utilisé pour financier l'acquisition de la participation de 30 % dans GTN et pour rembourser la dette à court terme.

Téléconférence - audio et diaporama :

Nous tiendrons une téléconférence et une webémission le vendredi 1^er mai 2015 pour discuter des résultats financiers du premier trimestre de 2015. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société à 13 h (HR) ou 15 h (HE).

Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 800.396.7098 ou le 416.340.2218 (région de Toronto) au moins 10 minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera webdiffusée en direct au www.transcanada.com.

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HE) le 8 mai 2015; il suffira de composer le 800.408.3053 ou le 905.694.9451, ainsi que le code d'accès 8512000.
Il est possible de consulter les états financiers consolidés intermédiaires non audités et le rapport de gestion de la société sous le profil de TransCanada sur SEDAR au www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis sur EDGAR au www.sec.gov/info/edgar.shtml, ainsi que sur le site Web de TransCanada au www.transcanada.com.

Forte d'une expérience de plus de 60 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs, des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs exploité par TransCanada s'étend sur plus de 68 000 kilomètres (42 100 milles) et permet d'accéder à la presque totalité des grands bassins d'approvisionnements gaziers en Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes sur le continent avec une capacité de stockage de plus de 368 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, en totalité ou en partie, des installations ayant une capacité de production de plus de 10 900 mégawatts d'électricité au Canada et aux États-Unis. TransCanada est en train d'aménager l'un des plus importants réseaux de transport de pétrole en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la bourse de Toronto et à la bourse de New York, sous le symbole TRP. Pour plus d'information, vous pouvez consulter le site Web : www.transcanada.com ou nous suivre sur Twitter @TransCanada ou http://blog.transcanada.com.

Information prospective

Le présent communiqué renferme de l'information prospective qui est assujettie à des risques et à des incertitudes importants (de tels énoncés s'accompagnent habituellement des verbes « prévoir », « s'attendre à », « devoir », « croire », « projeter », « entrevoir », « pouvoir », « estimer » ou autres termes du genre). Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction quant aux plans futurs et perspectives financières de TransCanada et de ses filiales. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la société. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure à la présente information prospective, fournie à la date à laquelle elle est présentée dans le présent communiqué, et ne devrait pas utiliser les perspectives financières ou l'information axée sur ce qui est à venir à des fins autres que les fins prévues. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, sauf si la loi l'exige. Pour plus de renseignements au sujet des hypothèses avancées, ainsi que des risques et des incertitudes qui pourraient entraîner une modification des résultats réels par rapport aux résultats prévus, voir le rapport trimestriel de TransCanada aux actionnaires, daté du 30 avril 2015, ainsi que le rapport annuel de 2014, accessibles dans notre site Web : www.transcanada.com ou classés sous le profil de TransCanada sur SEDAR, à l'adresse www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission (« SEC ») des États-Unis, à l'adresse www.sec.gov.

Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des renvois à des mesures non conformes aux PCGR, notamment le résultat comparable, le BAIIA comparable, les fonds provenant de l'exploitation et le résultat comparable par action, qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et qui pourraient, par conséquent, ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres sociétés. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin. Pour plus d'information au sujet des mesures non conformes aux PCGR, consulter le rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 30 avril 2015.

Rapport trimestriel aux actionnaires

Premier trimestre de 2015

Points saillants des résultats financiers

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		2015			2014

Bénéfice
Produits		2 874			2 884
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		387			412
	par action ordinaire - de base et dilué	0,55		$	0,58		$
BAIIA comparable¹		1 531			1 396
Résultat comparable¹		465			422
	par action ordinaire¹	0,66		$	0,60		$

Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Fonds provenant de l'exploitation¹		1 153			1 102
Augmentation du fonds de roulement d'exploitation		(393	)		(123	)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation		760			979
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations		806			744
Projets d'investissement en cours d'aménagement		201			104
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation		93			89
Dividendes payés
Par action ordinaire		0,52		$	0,48		$
Actions ordinaires en circulation - de base (en millions)
Moyenne de la période		709			708
Fin de la période		709			708

(1)	Le BAIIA comparable, le résultat comparable, le résultat comparable par action ordinaire et les fonds provenant de l'exploitation sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

Rapport de gestion

Le 30 avril 2015

Le présent rapport de gestion renferme des renseignements visant à aider le lecteur à prendre des décisions d'investissement au sujet de TransCanada Corporation. Il porte sur nos entreprises, nos activités et notre situation financière et traite des risques et des autres facteurs ayant une incidence sur la société pour le trimestre clos le 31 mars 2015, et il doit être lu à la lumière des états financiers consolidés condensés non audités pour le trimestre clos le 31 mars 2015, qui ont été dressés conformément aux PCGR des États-Unis.

Le présent rapport devrait également être lu à la lumière des états financiers consolidés audités et des notes y afférentes pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ainsi que du rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel de 2014, qui ont été établis conformément aux PCGR des États-Unis.

Au sujet de la présente publication

Les termes « la société », « elle », « sa », « ses », « nous », « notre », « nos » et « TransCanada » dont fait mention le présent rapport de gestion renvoient à TransCanada Corporation et ses filiales.

Les abréviations et les acronymes qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion le sont dans le glossaire contenu dans notre rapport annuel de 2014.

Tous les renseignements sont en date du 30 avril 2015 et tous les montants sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.

INFORMATION PROSPECTIVE

Nous communiquons de l'information prospective afin d'aider les investisseurs actuels et éventuels à comprendre l'évaluation que fait la direction de nos plans et perspectives financières pour l'avenir, ainsi que des perspectives futures en général.

Les énoncés prospectifs reposent sur certaines hypothèses et sur ce que nous savons et ce à quoi nous nous attendons présentement. Ils comprennent généralement des verbes comme « prévoir », « s'attendre », « croire », « pouvoir », « devoir », « estimer », « projeter », « entrevoir » et d'autres termes du genre.

Les énoncés prospectifs présentés dans le présent rapport de gestion peuvent inclure des renseignements portant notamment sur :

les perspectives commerciales;
notre performance sur le plan des finances et de l'exploitation, y compris la performance de nos filiales;
les attentes ou les prévisions quant aux stratégies et objectifs en matière de croissance et d'expansion;
les flux de trésorerie attendus et les options de financement futures à notre disposition;
les coûts prévus à l'égard des projets planifiés, notamment les projets en construction et en cours d'aménagement;
les calendriers prévus dans le cas des projets planifiés (notamment les dates prévues pour la construction et l'achèvement des travaux);
les processus de réglementation à suivre et les résultats prévus;
l'incidence prévue des résultats des processus de réglementation;
l'issue de toute action en justice, notamment l'arbitrage et les indemnités d'assurance;
les prévisions concernant les dépenses en immobilisations et les obligations contractuelles;
les projections relatives aux résultats financiers et aux résultats d'exploitation;
l'incidence prévue de modifications aux normes comptables à venir, d'engagements futurs et de passifs éventuels;
les prévisions quant aux conditions dans l'industrie, à la conjoncture et au contexte économique.

Les énoncés prospectifs ne constituent pas une garantie de la performance future. Les résultats et événements réels pourraient varier considérablement de ceux prévus du fait des hypothèses, des risques et des incertitudes auxquels la société est soumise ou des événements qui se produisent après la date de publication du présent rapport de gestion.

Les informations prospectives sont fondées sur les hypothèses clés qui suivent et elles sont soumises aux risques et incertitudes ci-après :

Hypothèses

les taux d'inflation, le prix des produits de base et les prix de capacité;
le moment des opérations de financement et de couverture;
les décisions de réglementation et leur incidence;
les taux de change;
les taux d'intérêt;
les taux d'imposition;
les arrêts d'exploitation prévus et imprévus et le taux d'utilisation de nos actifs pipeliniers et énergétiques;
l'intégrité et la fiabilité de nos actifs;
l'accès aux marchés financiers;
les prévisions relatives aux coûts de construction, calendriers et dates d'achèvement;
les acquisitions et les désinvestissements.

Risques et incertitudes

notre capacité de mettre en œuvre nos initiatives stratégiques;
la question de savoir si nos initiatives stratégiques donneront les résultats escomptés;
le rendement en matière d'exploitation de nos actifs pipeliniers et énergétiques;
la capacité vendue et les prix obtenus par nos entreprises pipelinières;
la disponibilité et le prix des produits énergétiques;
le montant des paiements de capacité et les produits tirés du secteur de l'énergie;
les décisions de réglementation et leur incidence;
l'issue de toute action en justice, notamment l'arbitrage et les indemnités d'assurance;
l'exécution, par nos contreparties, de leurs obligations;
les fluctuations du prix des produits de base du marché;
les changements sur le plan de la situation politique;
les modifications apportées aux lois et règlements dans le domaine de l'environnement et dans d'autres domaines;
les facteurs liés à la concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie;
la construction et l'achèvement des projets d'investissement;
les coûts de la main-d'œuvre, de l'équipement et des matériaux;
l'accès aux marchés financiers;
les taux d'intérêt et de change;
les conditions météorologiques;
la cybersécurité;
les innovations technologiques;
la conjoncture économique en Amérique du Nord et à l'échelle mondiale.

Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, le lecteur est prié de consulter les rapports déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières du Canada et de la SEC, notamment le rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel de 2014.

Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où elles ont été avancées. Nous ne mettons pas à jour les énoncés prospectifs pour tenir compte de nouveaux renseignements ou d'événements futurs, sauf si la loi l'exige.

POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION

Il est possible d'obtenir plus de renseignements au sujet de TransCanada dans notre notice annuelle et dans d'autres documents d'information accessibles dans le site Web de SEDAR (www.sedar.com).

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Nous utilisons les mesures non conformes aux PCGR suivantes :

BAIIA;
BAII;
fonds provenant de l'exploitation;
résultat comparable;
résultat comparable par action ordinaire;
BAIIA comparable;
BAII comparable;
amortissement comparable;
intérêts débiteurs comparables;
intérêts créditeurs et autres charges comparables;
charge d'impôts comparable.

Ces mesures n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis, c'est pourquoi elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Pour avoir accès au rapprochement des mesures conformes et des mesures non conformes aux PCGR, prière de se reporter à la rubrique « Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

BAIIA et BAII

Le BAIIA sert à évaluer de manière approximative les flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts. Il mesure le bénéfice avant la déduction des charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle et des dividendes sur les actions privilégiées et il inclut le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation. Le BAII mesure le bénéfice tiré des activités courantes de la société. Il s'agit d'une mesure utile pour évaluer la performance et d'un outil efficace pour évaluer les tendances dans chaque secteur puisqu'il est l'équivalent de notre bénéfice sectoriel. Il est calculé de la même manière que le BAIIA, mais il exclut l'amortissement.

Fonds provenant de l'exploitation

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Nous croyons qu'il s'agit d'une mesure utile pour évaluer les flux de trésorerie d'exploitation consolidés étant donné qu'ils excluent les fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation, qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes pour la période visée, et qu'ils fournissent une mesure uniforme de la production de rentrées par nos actifs. Voir la rubrique intitulée « Situation financière » pour un rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation.

Mesures comparables

Pour calculer les mesures comparables, nous ajustons certaines mesures conformes aux PCGR et non conformes aux PCGR en fonction de certains postes que nous jugeons importants, mais qui ne tiennent pas compte des activités sous-jacentes pendant la période visée. Ces mesures comparables sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin.

Mesure comparable	Mesure initiale

résultat comparable	bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
résultat comparable par action ordinaire	bénéfice net par action ordinaire
BAIIA comparable	BAIIA
BAII comparable	bénéfice sectoriel
amortissement comparable	amortissement
intérêts débiteurs comparables	intérêts débiteurs
intérêts créditeurs et autres charges comparables	intérêts créditeurs et autres charges
charge d'impôts comparable	charge d'impôts

Toute décision d'exclure un poste particulier est subjective et n'est prise qu'après un examen minutieux. Il peut s'agir notamment :

de certains ajustements de la juste valeur touchant des activités de gestion des risques;
de remboursements et d'ajustements d'impôts sur le bénéfice;
de gains ou de pertes à la vente d'actifs;
de règlements issus d'actions en justice ou d'ententes contractuelles et de règlements dans le cadre de faillites;
de l'incidence de décisions rendues par des organismes de réglementation ou de règlements d'arbitrage portant sur le résultat d'exercices précédents;
de réductions de valeur d'actifs et d'investissements.

Nous excluons du calcul du résultat comparable les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur d'instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent généralement des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Étant donné que ces montants ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne sont pas représentatifs de nos activités sous-jacentes.

Résultats consolidés - premier trimestre de 2015

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)	2015			2014

Gazoducs	595			586
Pipelines de liquides	246			192
Énergie	214			257
Siège social	(47	)		(43	)
Total du bénéfice sectoriel	1008			992
Intérêts débiteurs	(318	)		(274	)
Intérêts créditeurs et autres charges	(14	)		(8	)
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice	676			710
Charge d'impôts	(207	)		(221	)
Bénéfice net	469			489
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle	(59	)		(54	)
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle	410			435
Dividendes sur les actions privilégiées	(23	)		(23	)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires	387			412

Bénéfice net par action ordinaire - de base et dilué	0,55		$	0,58		$

Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a diminué de 25 millions de dollars comparativement à la même période en 2014. Les deux périodes comprennent des gains et des pertes non réalisés découlant de changements dans les activités de gestion des risques qui ont été retranchés du résultat comparable. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le résultat comparable a augmenté de 43 millions de dollars comparativement à la même période en 2014, comme indiqué à la rubrique « Rapprochement du bénéfice net et du résultat comparable ».

RAPPROCHEMENT DU BÉNÉFICE NET ET DU RÉSULTAT COMPARABLE

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		2015		2014

Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		387		412
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
	Activités de gestion des risques¹	78		10
Résultat comparable		465		422

Bénéfice net par action ordinaire		0,55	$	0,58	$
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
	Activités de gestion des risques¹	0,11		0,02
Résultat comparable par action		0,66	$	0,60	$

(1)	Activités de gestion des risques	trimestres clos les 31 mars
	(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

	Installations énergétiques au Canada	(22	)	-
	Installations énergétiques aux États-Unis	(68	)	(2	)
	Stockage de gaz naturel	1		(9	)
	Change	(29	)	(2	)
	Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques	40		3
	Total des pertes découlant des activités de gestion des risques	(78	)	(10	)

Le résultat comparable a augmenté de 43 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette situation est principalement imputable à l'incidence nette des éléments suivants :

le résultat supplémentaire découlant du prolongement de l'oléoduc sur la côte du golfe, mis en service en janvier 2014, et l'accroissement des volumes du réseau d'oléoducs Keystone;
le résultat supérieur du secteur de l'électricité aux États-Unis, en raison surtout du moment de la constatation du résultat tiré de certains contrats provenant de nos activités de commercialisation de l'énergie;
le résultat supérieur du prolongement de Tamazunchale qui a été mis en service en 2014;
le relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Est en raison de la vente de la capacité de transport de gaz naturel non utilisée, de l'accroissement des produits contractuels de Bécancour et de l'augmentation du résultat des installations d'énergie solaire en Ontario acquises en 2014;
le résultat inférieur des installations énergétiques de l'Ouest en raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité;
le bénéfice moindre tiré du stockage de gaz naturel par suite de la réduction des écarts de prix réalisés sur le gaz naturel;
l'augmentation des intérêts débiteurs provenant d'émissions de titres d'emprunt, le taux de change plus élevé sur les intérêts concernant la dette libellés en dollars US et une baisse des intérêts capitalisés sur les projets mis en service.

Le raffermissement du dollar américain au cours du trimestre par rapport à la période correspondante en 2014 a eu un effet positif sur les résultats libellés en devises de nos entreprises aux États-Unis, toutefois cet effet a été annulé en grande partie par une hausse correspondante des intérêts débiteurs sur la dette libellée en dollars américains et par les pertes réalisées sur les opérations de couverture du change utilisées pour gérer notre exposition nette dans le cadre de notre programme de couverture.

PROGRAMME D'INVESTISSEMENT

Nous sommes à aménager des installations de qualité dans le cadre de notre programme d'investissement à long terme. Ces éléments d'infrastructure de longue durée reposent sur des ententes commerciales à long terme avec des contreparties solvables ou des entreprises réglementées et devraient assurer une croissance appréciable du résultat et des flux de trésorerie.

Notre programme d'investissement comprend un montant de 12 milliards de dollars destiné à des projets à court terme de petite et moyenne envergure et un montant de 34 milliards de dollars destiné à des projets à moyen et long terme de grande échelle garantis sur le plan commercial. Les montants indiqués ne tiennent pas compte de l'incidence du taux de change et des intérêts capitalisés.

Les coûts de projet estimatifs sont fondés sur les estimations les plus récentes annoncées pour les projets et ils sont assujettis à des ajustements des coûts en raison des conditions du marché, de modifications mineures du tracé, des conditions d'obtention des permis, du calendrier des travaux et des dates relatives aux permis réglementaires.

au 31 mars, 2015 (non audité - en milliards de dollars)		Secteur	Année de mise en service prévue	Coût estimatif du projet	Dépenses à ce jour

Projets de petite et moyenne envergure, à court terme
Latéral et terminal de Houston		Pipelines de liquides	2015	0,6 US	0,4 US
Topolobampo		Gazoducs	2016	1,0 US	0,7 US
Mazatlan		Gazoducs	2016	0,4 US	0,2 US
Grand Rapids¹		Pipelines de liquides	2016-2017	1,5	0,3
Heartland et terminaux de TC		Pipelines de liquides	2017	0,9	0,1
Northern Courier		Pipelines de liquides	2017	1,0	0,3
Réseau principal au Canada - Autres		Gazoducs	2015-2016	0,4	-
Réseau de NGTL - North Montney		Gazoducs	2016-2017	1,7	0,1
	- Installations de 2016-2017	Gazoducs	2016-2018	2,7	0,1
	- Autres	Gazoducs	2015-2016	0,4	-
Napanee		Énergie	2017 ou 2018	1,0	0,1
				11,6	2,3
Projets de grande échelle, à moyen et long terme
Upland		Pipelines de liquides	2020	0,6 US	- US
Projets de Keystone
	Keystone XL²	Pipelines de liquides	³	8,0 US	2,4 US
	Terminal Hardisty de Keystone	Pipelines de liquides	³	0,3	0,2
Projets Énergie Est
	Énergie Est⁴	Pipelines de liquides	2020	12,0	0,6
	Réseau principal Est	Gazoducs	2017	1,5	-
Projets liés au GNL de la côte Ouest de la Colombie-Britannique
	Coastal GasLink	Gazoducs	2019+	4,8	0,3
	Projet de transport de gaz de Prince Rupert	Gazoducs	2019+	5,0	0,3
	Réseau de NGTL - Merrick	Gazoducs	2020	1,9	-
				34,1	3,8
				45,7	6,1

(1)	Correspond à notre participation de 50%.
(2)	Le coût estimatif du projet dépend du moment de l'obtention du permis présidentiel.
(3)	Environ deux ans à partir de la date de réception du permis de Keystone XL.
(4)	Les données ne tiennent pas compte du transfert des actifs gaziers du réseau principal au Canada.

Perspectives

Les perspectives quant aux résultats de 2015 sont les mêmes que celles énoncées dans le rapport annuel de 2014. Pour plus de renseignements au sujet de nos perspectives, voir le rapport de gestion compris dans notre rapport annuel de 2014.

Gazoducs

Le tableau qui suit constitue un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

BAIIA comparable	874		848
Amortissement comparable¹	(279	)	(262	)
BAII comparable	595		586
Postes particuliers²	-		-
Bénéfice sectoriel	595		586

(1)	L'amortissement comparable est l'équivalent de la mesure conforme aux PCGR « amortissement ».
(2)	Aucun élément précis n'est compris dans ces périodes.

Le bénéfice sectoriel du secteur des gazoducs a progressé de 9 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014 et est équivalent au BAII comparable, présenté ci-dessous avec le BAIIA comparable.

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada	266		315
Réseau de NGTL	222		219
Foothills	27		27
Autres gazoducs au Canada¹	7		5
BAIIA comparable des gazoducs au Canada	522		566
Amortissement comparable	(209	)	(203	)
BAII comparable des gazoducs au Canada	313		363

Gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale (en dollars US)
ANR	88		78
TC PipeLines, LP^1,2	26		26
Great Lakes³	20		19
Autres gazoducs aux États-Unis (Bison⁴, Iroquois¹, GTN⁵, Portland⁶)	41		45
Mexique (Guadalajara, Tamazunchale)	47		25
Échelle internationale et autres^1,7	2		(1	)
Participations sans contrôle⁸	74		73
BAIIA comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale	298		265
Amortissement comparable	(57	)	(54	)
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale	241		211
Incidence du change	59		21
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale (en dollars CA)	300		232
BAIIA et BAII comparables découlant de l'expansion des affaires	(18	)	(9	)
BAII comparable du secteur des gazoducs	595		586

(1)	Les résultats de TQM, de Northern Border, d'Iroquois, de TransGas et de Gas Pacifico/INNERGY tiennent compte de la quote-part nous revenant du bénéfice de ces actifs. En novembre 2014, nous avons vendu notre participation dans Gas Pacifico/INNERGY.
(2)	En août 2014, TC Pipelines, LP a instauré son programme d'émission d'actions au cours du marché, ce qui réduira, lorsqu'il sera utilisé, notre participation dans TC Pipelines, LP à partir de maintenant. Le 1^er octobre 2014, nous avons vendu notre participation résiduelle de 30% dans Bison à TC PipeLines, LP. Les données ci-après indiquent notre participation dans TC PipeLines, LP et notre participation effective dans GTN, Bison et Great Lakes, par le truchement de notre participation dans TC PipeLines, LP, pour les périodes indiquées. Le 1^er avril 2015, nous avons vendu notre participation directe résiduelle de 30% dans GTN à TC PipeLines, LP.

		Pourcentage de participation au
		1^er octobre 2014	1^er janvier 2014

TC PipeLines, LP		28,3	28,9
Participation effective par le truchement de TC PipeLines, LP :
	Bison	28,3	20,2
	GTN	19,8	20,2
	Great Lakes	13,1	13,4

(3)	Ces données représentent notre participation directe de 53,6%. TC PipeLines, LP détient la participation restante de 46,4%.
(4)	Depuis le 1^er octobre 2014, nous n'avons aucune participation directe dans Bison. Notre participation directe antérieure était de 30% au 1^er juillet 2013.
(5)	À compter du 1^er juillet 2013, ces données représentent notre participation directe de 30% dans GTN. Le 1^er avril 2015, nous avons vendu notre participation directe résiduelle dans GTN à TC PipeLines, LP.
(6)	Ces données représentent notre participation de 61,7%.
(7)	Ces données comprennent la quote-part nous revenant du bénéfice de Gas Pacifico/INNERGY et de TransGas, ainsi que les frais généraux et frais d'administration liés à nos pipelines aux États-Unis et à l'échelle internationale. En novembre 2014, nous avons vendu notre participation dans Gas Pacifico/INNERGY.
(8)	Le BAIIA comparable découlant de la participation de TC PipeLines, LP et de Portland dans des tronçons qui ne nous appartiennent pas.

GAZODUCS AU CANADA

Le BAIIA comparable et le bénéfice net des gazoducs à tarifs réglementés au Canada varient généralement selon le taux de rendement du capital-actions ordinaire (« RCA ») approuvé, la base d'investissement, le ratio du capital-actions ordinaire réputé, les revenus ou les pertes au titre des incitatifs et certains frais financiers. Les variations de l'amortissement, des charges financières et des impôts ont également une incidence sur le BAII et le BAIIA comparables, mais non sur le bénéfice net puisque ces éléments sont recouvrés par le truchement des produits au moyen des coûts transférés.

BÉNÉFICE NET − GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE AU CANADA

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015	2014

Réseau principal au Canada	47	66
Réseau de NGTL	64	63
Foothills	4	4

Le bénéfice net du réseau principal au Canada a diminué de 19 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014. En 2015, l'exploitation du réseau principal au Canada conformément aux droits et tarifs pour la période 2015-2030, approuvée par l'ONÉ en novembre 2014, a commencé. La baisse du bénéfice net s'explique par un RCA inférieur, soit de 10,10 % en 2015, comparativement à celui de 11,50 % en 2014, sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 %, ainsi qu'à une diminution des revenus incitatifs et à une base d'investissement moins élevée en 2015.

Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le bénéfice net du réseau de NGTL a progressé de 1 million de dollars comparativement à la même période en 2014, principalement en raison d'une base d'investissement moyenne plus élevée.

GAZODUCS AUX ÉTATS-UNIS ET À L'ÉCHELLE INTERNATIONALE

Les volumes contractuels, les volumes livrés et les tarifs demandés, de même que les coûts de prestation des services, notamment les coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration et les impôts fonciers, sont autant de facteurs qui influent généralement sur les résultats de nos gazoducs aux États-Unis. Les résultats d'ANR dépendent en outre de l'établissement de contrats et de prix à l'égard de sa capacité de stockage et des ventes de produits de base connexes.

Le BAIIA comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale a augmenté de 33 millions de dollars US pendant le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette situation est imputable à l'incidence nette des éléments suivants :

le résultat supérieur découlant du prolongement de Tamazunchale qui a été mis en service en 2014;
le règlement d'un litige entre ANR et un producteur concernant des dommages causés au pipeline d'ANR, partiellement contrebalancé par la baisse des produits tirés du stockage d'ANR;

Le raffermissement du dollar américain a eu une incidence positive sur le résultat comparable équivalent de nos installations aux États-Unis et à l'étranger en dollars canadiens.

AMORTISSEMENT COMPARABLE

L'amortissement comparable a progressé de 17 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, principalement en raison de l'amortissement relatif au prolongement de Tamazunchale, du relèvement de la base d'investissement sur le réseau de NGTL et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.

EXPANSION DES AFFAIRES

Les charges d'expansion des affaires ont augmenté de 9 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, en raison surtout d'une hausse des activités d'expansion des affaires.

DONNÉES SUR L'EXPLOITATION - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE

trimestres clos les 31 mars		Réseau principal au Canada¹		Réseau de NGTL²		ANR³
(non audité)		2015	2014	2015	2014	2015	2014

Base d'investissement moyenne (en millions de dollars)		5 018	5 706	6419	6 137	s.o.	s.o.
Volumes livrés (en Gpi³)
	Total	529	528	1058	1 131	509	525
	Moyenne quotidienne	5,9	5,9	11,8	12,6	5,7	5,8

(1)	Les volumes livrés par le réseau principal au Canada représentent les livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à l'exportation. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, les réceptions physiques en provenance de la frontière de l'Alberta et de la Saskatchewan ont totalisé 302 Gpi³ (357 Gpi³ en 2014), pour une moyenne quotidienne de 3,4 Gpi³ (4,0 Gpi³ en 2014).
(2)	Les volumes reçus sur place pour le réseau de NGTL se sont chiffrés à 1 009 Gpi³ pour le trimestre clos le 31 mars 2015 (933 Gpi³ en 2014), pour une moyenne quotidienne de 11,2 Gpi³ (10,4 Gpi³ en 2014).
(3)	Selon les tarifs actuels, qui sont approuvés par la FERC, les fluctuations de la base tarifaire moyenne n'influent pas sur les résultats.

Pipelines de liquides

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

BAIIA comparable	309		241
Amortissement comparable¹	(63	)	(49	)
BAII comparable	246		192
Postes particuliers²	-		-
Bénéfice sectoriel	246		192

(1)	L'amortissement comparable est l'équivalent de la mesure conforme aux PCGR « amortissement ».
(2)	Aucun élément précis n'est compris dans ces périodes.

Le bénéfice sectoriel du secteur des pipelines de liquides a progressé de 54 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014 et est équivalent au BAII comparable, présenté ci-dessous avec le BAIIA comparable.

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Réseau d'oléoducs Keystone	314		248
Expansion des affaires dans le secteur des pipelines de liquides	(5	)	(7	)
BAIIA comparable du secteur des pipelines de liquides	309		241
Amortissement comparable	(63	)	(49	)
BAII comparable du secteur des pipelines de liquides	246		192

BAII comparable libellé comme suit :
Dollars CA	61		49
Dollars US	149		129
Incidence du change	36		14
	246		192

Le BAIIA comparable dans le cas de notre réseau d'oléoducs Keystone provient principalement de la capacité offerte aux expéditeurs en échange de paiements mensuels fixes n'ayant aucun lien avec les volumes de débit. La capacité non visée par des contrats est proposée sur le marché au comptant, ce qui offre des occasions de produire un bénéfice supplémentaire.

Le BAIIA comparable du réseau d'oléoducs Keystone s'est accru de 66 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 par rapport à la même période en 2014. Cette augmentation est attribuable principalement :

au résultat supplémentaire découlant du prolongement de l'oléoduc sur la côte du golfe, mis en service en janvier 2014;
à la progression des volumes;
au raffermissement du dollar américain et à son effet positif sur l'incidence du change.

AMORTISSEMENT COMPARABLE

L'amortissement comparable a progressé de 14 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, en raison de la mise en service du prolongement de l'oléoduc sur la côte du golfe et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.

Énergie

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)		2015		2014

BAIIA comparable		388		345
Amortissement comparable¹		(85	)	(77	)
BAII comparable		303		268
Postes particuliers (avant les impôts) :
	Activités de gestion des risques	(89	)	(11	)
Bénéfice sectoriel		214		257

(1)	L'amortissement comparable est l'équivalent de la mesure conforme aux PCGR « amortissement ».

Le bénéfice sectoriel tiré du secteur de l'énergie a diminué de 43 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014 et comprend les gains et les pertes non réalisés découlant des variations de la juste valeur d'instruments dérivés :

Activités de gestion des risques	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)	2015		2014

Installations énergétiques au Canada	(22	)	-
Installations énergétiques aux États-Unis	(68	)	(2	)
Stockage de gaz naturel	1		(9	)
Total des pertes découlant des activités de gestion des risques	(89	)	(11	)

Les écarts sur douze mois observés sur ces gains et pertes non réalisés reflètent l'incidence des changements sur les prix à terme pour le gaz et l'énergie et le volume de nos positions pour ces dérivés pour une certaine période. Cependant, ils ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement ou l'effet compensateur des autres transactions de produits dérivés ou non dérivés qui composent notre entreprise en général. Par conséquent, nous estimons qu'ils ne sont pas représentatifs de nos activités sous-jacentes.

Une part importante des pertes non réalisées découlant des activités de gestion des risques relatives aux installations énergétiques aux États-Unis du premier trimestre de 2015 provient du moment de la constatation de certains résultats de nos activités de commercialisation de l'énergie. La majeure partie de ces pertes non réalisées seront réalisées au deuxième trimestre de 2015. Pour obtenir plus de renseignements sur le moment de la constatation des résultats en question, prière de se reporter à la rubrique du présent rapport de gestion qui porte sur les installations énergétiques aux États-Unis.

Les pertes des installations énergétiques du Canada découlant des activités de gestion des risques sont le résultat de la chute des prix de l'électricité en Alberta, comme indiqué à la rubrique portant sur les installations énergétiques de l'Ouest.

Le solde du bénéfice sectoriel du secteur de l'énergie est l'équivalent du BAII comparable qui, ainsi que le BAIIA, sont examinés ci-dessous.

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Installations énergétiques au Canada
Installations énergétiques de l'Ouest	15		72
Installations énergétiques de l'Est¹	131		93
Bruce Power	79		64
BAIIA comparable des installations énergétiques au Canada²	225		229
Amortissement comparable	(48	)	(44	)
BAII comparable des installations énergétiques au Canada²	177		185
Installations énergétiques aux États-Unis (en dollars US)
BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis	133		86
Amortissement comparable	(27	)	(27	)
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis	106		59
Incidence du change	24		5
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis (en dollars CA)	130		64
BAIIA comparable des installations de stockage de gaz naturel et autres	3		27
Amortissement comparable	(3	)	(3	)
BAII comparable des installations de stockage de gaz naturel et autres	-		24
BAIIA et BAII comparables découlant de l'expansion des affaires	(4	)	(5	)
BAII comparable du secteur de l'énergie²	303		268

(1)	Ces données tiennent compte de l'acquisition de trois installations de production d'énergie solaire en septembre 2014 et d'une installation de production d'énergie solaire en décembre 2014.
(2)	Ces données incluent la quote-part nous revenant du bénéfice d'ASTC Power Partnership, de Portlands Energy et de Bruce Power.

Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a progressé de 43 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, un effet net :

du résultat supérieur du secteur de l'électricité aux États-Unis, surtout attribuable au moment de la constatation du résultat tiré de certains contrats provenant de nos activités de commercialisation de l'énergie, qui reflète les différences dans les profils de prix de l'énergie que nous facturons au client et ceux que nous payons pour les volumes achetés;
du relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Est en raison de la vente de la capacité de transport de gaz naturel non utilisée, de l'accroissement des produits contractuels de Bécancour et de l'augmentation du résultat des installations d'énergie solaire en Ontario acquises en 2014;
du résultat supérieur provenant de l'accroissement des volumes de Bruce Power en raison de la diminution du nombre de jours d'arrêt;
du résultat inférieur des installations énergétiques de l'Ouest en raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité;
du bénéfice moindre tiré du stockage de gaz naturel par suite de la réduction des écarts de prix réalisés sur le gaz naturel;
au raffermissement du dollar américain et à son effet positif sur l'incidence du change.

INSTALLATIONS ÉNERGÉTIQUES AU CANADA

Installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Produits¹
Installations énergétiques de l'Ouest	108		181
Installations énergétiques de l'Est²	125		142
Autres³	45		51
	278		374
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation⁴	5		20
Achats de produits de base revendus	(90	)	(101	)
Coûts d'exploitation des centrales et autres	(69	)	(128	)
Exclusion faite des activités de gestion des risques¹	22		-
BAIIA comparable	146		165
Amortissement comparable	(48	)	(44	)
BAII comparable	98		121

Ventilation du BAIIA comparable
Installations énergétiques de l'Ouest	15		72
Installations énergétiques de l'Est	131		93
BAIIA comparable	146		165

(1)	Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments financiers dérivés aux fins de la gestion des actifs des installations énergétiques au Canada sont présentés en tant que montant net dans les produits tirés des installations énergétiques de l'Est et de l'Ouest. Les gains et les pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés compris dans les produits sont exclus afin d'en arriver au BAIIA comparable.
(2)	Ces données tiennent compte de l'acquisition de trois installations de production d'énergie solaire en septembre 2014 et d'une installation de production d'énergie solaire en décembre 2014.
(3)	Ces données comprennent les produits tirés de la vente de la capacité de transport de gaz naturel non utilisée, de la vente de gaz naturel excédentaire acheté pour la production d'électricité et les ventes de noir de carbone thermique de Cancarb jusqu'au 15 avril 2014, date de sa vente.
(4)	Ces données tiennent compte de notre quote-part du bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, et de Portlands Energy. La quote-part du bénéfice ne comprend pas les résultats liés à nos activités de gestion des risques.

Volumes des ventes et capacité disponible des centrales

Ces données comprennent notre quote-part des volumes découlant de nos participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

			trimestres clos les 31 mars
(non audité)			2015		2014

Volumes des ventes (en GWh)
Offre
	Électricité produite
		Installations énergétiques de l'Ouest	637		609
		Installations énergétiques de l'Est¹	1323		1 277
	Achats
		CAE de Sundance A et B et de Sheerness et autres²	2388		2 800
		Autres achats	8		5
			4356		4 691
Ventes
	Électricité vendue à contrat
		Installations énergétiques de l'Ouest	1645		2 461
		Installations énergétiques de l'Est¹	1323		1 277
	Électricité vendue au comptant
		Installations énergétiques de l'Ouest	1388		953
			4356		4 691
Capacité disponible des centrales³
Installations énergétiques de l'Ouest⁴			97	%	96	%
Installations énergétiques de l'Est^1,5			98	%	98	%

(1)	Ces données tiennent compte de l'acquisition de trois installations de production d'énergie solaire en septembre 2014 et d'une installation de production d'énergie solaire en décembre 2014.
(2)	Ces données tiennent compte de notre participation de 50% dans les volumes de Sundance B par le truchement d'ASTC Power Partnership.
(3)	Le pourcentage de temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(4)	Ces données excluent les installations qui nous fournissent de l'électricité aux termes de CAE.
(5)	La centrale de Bécancour a été exclue du calcul de la capacité disponible étant donné que sa production d'électricité est interrompue depuis 2008.

Installations énergétiques de l'Ouest

Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a diminué de 57 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014 en raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité et la vente de Cancarb en avril 2014.

Le prix moyen au comptant de l'électricité en Alberta a diminué de 53 %, pour passer d'environ 62 $ le MWh au trimestre clos le 31 mars 2014 à environ 29 $ le MWh au trimestre clos le 31 mars 2015. Au premier trimestre de 2015, le marché de l'électricité de l'Alberta a été relativement bien approvisionné en raison d'une forte capacité des centrales thermiques, d'une production de vent robuste et d'une nouvelle capacité provenant d'une grande centrale électrique alimentée au gaz naturel mise en service à des fins commerciales en mars 2015. Les conditions météorologiques hivernales favorables ont également contribué à la réduction des prix de l'énergie.

La baisse des prix au comptant de l'électricité en Alberta au premier trimestre de 2015 devrait se poursuivre à court terme. Les résultats des installations énergétiques de l'Ouest en 2015 devraient donc être inférieurs à ceux de 2014. À plus long terme, nous prévoyons que les prix remonteront lorsque les surplus d'approvisionnement seront absorbés par la croissance de la demande d'énergie et lorsque l'infrastructure vieillissante sera mise hors service.

Cinquante-quatre pour cent des ventes des installations énergétiques de l'Ouest ont été effectués aux termes de contrats au premier trimestre de 2015, comparativement à 72 % au premier trimestre de 2014.

Installations énergétiques de l'Est

Le BAIIA comparable pour les installations énergétiques de l'Est a progressé de 38 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, en raison surtout des produits tirés de la vente de capacité de transport de gaz naturel non utilisée, de l'accroissement des produits contractuels de Bécancour et du résultat supplémentaire provenant des installations d'énergie solaires acquises en 2014.

BRUCE POWER

Quote-part nous revenant

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf indication contraire)		2015		2014

Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation¹
Bruce A		56		49
Bruce B		23		15
		79		64
Comprend ce qui suit :
	Produits	331		300
	Charges d'exploitation	(172	)	(157	)
	Amortissement et autres	(80	)	(79	)
		79		64
Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales²
	Bruce A	89	%	80	%
	Bruce B	97	%	85	%
	Capacité cumulée de Bruce Power	93	%	83	%
Jours d'arrêt d'exploitation prévus
	Bruce A	39		-
	Bruce B	-		49
Jours d'arrêt d'exploitation imprévus
	Bruce A	-		60
	Bruce B	9		-
Volumes des ventes (en GWh)¹
	Bruce A	2 819		2 527
	Bruce B	2 165		1 924
		4 984		4 451
Prix de vente réalisés par MWh³
	Bruce A	72	$	71	$
	Bruce B	54	$	56	$
Prix cumulé pour Bruce Power		62	$	63	$

(1)	Ces données tiennent compte de notre participation de 48,9% dans Bruce A et de 31,6% dans Bruce B. Les volumes des ventes incluent la production réputée.
(2)	Le pourcentage de temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(3)	Les calculs sont fondés sur la production réelle et la production réputée. Les prix de vente réalisés par MWh de Bruce B comprennent les produits reçus conformément au mécanisme de prix plancher et conformément aux règlements de contrat.

La quote-part du bénéfice de Bruce A a augmenté de 7 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 par rapport à la même période en 2014. Cette augmentation est principalement attribuable à l'augmentation des volumes découlant de la diminution du nombre de jours d'arrêt, partiellement contrebalancée par une hausse des charges d'exploitation.

La quote-part du bénéfice de Bruce B a augmenté de 8 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 par rapport à la même période en 2014. Cette augmentation est principalement attribuable à l'augmentation des volumes découlant de la diminution du nombre de jours d'arrêt.

Aux termes d'un contrat conclu avec la SIERE, toute la production de Bruce A est vendue à un prix fixe par MWh qui est ajusté le 1^er avril de chaque année en fonction de l'inflation.

Prix fixe de Bruce A	par MWh

Du 1^eravril 2015 au 31 mars 2016	73,42 $
Du 1^er avril 2014 au 31 mars 2015	71,70 $
Du 1^er avril 2013 au 31 mars 2014	70,99 $

Aux termes du même contrat, toute l'électricité produite par les réacteurs de Bruce B est assujettie à un prix plancher ajusté le 1^er avril de chaque année en fonction de l'inflation.

Prix plancher de Bruce B	par MWh

Du 1^eravril 2015 au 31 mars 2016	54,13 $
Du 1^er avril 2014 au 31 mars 2015	52,86 $
Du 1^er avril 2013 au 31 mars 2014	52,34 $

Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Nous prévoyons que les prix au comptant de l'électricité demeureront sous le prix plancher tout au long de 2015. Par conséquent, aucun montant reçu conformément au mécanisme de prix plancher en 2015 ne devrait être remboursé. Les montants reçus au-delà de celui-ci au premier trimestre de 2014 ont été remboursés à la SIERE en janvier 2015.

Bruce B conclut également des contrats de vente à prix fixe aux termes desquels la centrale reçoit ou paie l'écart entre le prix contractuel et le prix sur le marché au comptant.

Le contrat prévoit par ailleurs un paiement si la SIERE met un frein à la production de Bruce Power pour assurer l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité ou pour composer avec d'autres conditions d'exploitation du réseau électrique de l'Ontario. Le montant de la réduction est considéré comme une « production réputée » pour laquelle Bruce Power reçoit le prix fixe, le prix plancher ou le prix sur le marché au comptant qui s'applique aux termes du contrat.

Les pourcentages de capacité globale disponible pour 2015 devraient se situer autour de 85 % pour Bruce A et Bruce B. En avril 2015, tous les réacteurs de Bruce B ont été mis hors service pendant environ un mois pour permettre l'inspection du bâtiment sous vide de Bruce B, inspection qui doit avoir lieu environ une fois tous les dix ans, selon les exigences de la Commission canadienne de sûreté nucléaire. D'autres activités d'entretien prévues au réacteur 6 se poursuivront pendant le deuxième trimestre de 2015. Des travaux d'entretien prévus aux installations de Bruce A doivent avoir lieu pendant le troisième trimestre de 2015.

INSTALLATIONS ÉNERGÉTIQUES AUX ÉTATS-UNIS

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars US)	2015		2014

Produits
Installations énergétiques¹	605		743
Capacité	67		70
	672		813
Achats de produits de base revendus	(476	)	(549	)
Coûts d'exploitation des centrales et autres²	(117	)	(180	)
Exclusion faite des activités de gestion des risques¹	54		2
BAIIA comparable	133		86
Amortissement comparable	(27	)	(27	)
BAII comparable	106		59

(1)

Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments financiers dérivés aux fins de la gestion des actifs des installations énergétiques aux États-Unis sont présentés en tant que montant net dans les produits tirés des installations énergétiques. Les gains et les pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés compris dans les produits sont exclus afin d'en arriver au BAIIA comparable.

(2)

Ces données comprennent le coût du combustible utilisé pour la production.

Volumes des ventes et capacité disponible des centrales

		trimestres clos les 31 mars
(non audité)		2015		2014

Volumes des ventes physiques (en GWh)
Offre
	Électricité produite	914		1 238
	Achats	4 670		3 207
		5 584		4 445

Capacité disponible des centrales^1,2		61	%	85	%

(1)	Le pourcentage de temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(2)	La capacité disponible des centrales a été moins élevée au trimestre clos le 31 mars 2015 qu'à la même période en 2014 en raison d'une interruption de service imprévue aux installations de Ravenswood.

Installations énergétiques aux État-Unis - Données complémentaires

	trimestres clos les 31 mars
(non audité)	2015	2014

Prix moyens de l'électricité sur le marché au comptant (en dollar US par MWh)
Nouvelle-Angleterre	86	145
New York¹	74	134

Prix moyens de capacité sur le marché au comptant¹(en dollars US par kilowatt par mois)	8,34	9,64

(1)	Ces données représentent le secteur J de New York, où sont situées les installations de Ravenswood.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis a progressé de 47 millions de dollars US pour le trimestre clos le 31 mars 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'incidence nette :

du moment de la constatation du résultat tiré de certains contrats provenant de nos activités de commercialisation de l'énergie, qui reflète les différences entre les prix de l'énergie que nous facturons au client et ceux que nous payons pour les volumes achetés;
de la baisse des prix réalisés pour l'électricité et de celle de la production à nos installations à New York et en Nouvelle-Angleterre, partiellement contrebalancées par l'augmentation des marges et la hausse des volumes de ventes à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel.

Différents profils de prix influent sur le moment où nous constatons le résultat tiré des activités de commercialisation provenant de certains contrats de nos installations énergétiques aux États-Unis, notamment les prix que nous facturons à nos clients et ceux que nous payons pour les volumes achetés afin de remplir nos obligations de vente sur la durée des contrats. Les coûts liés aux volumes achetés pour respecter les engagements en matière de ventes d'électricité auprès des clients des secteurs de gros, commercial et industriel tiennent compte de certains contrats d'achat d'électricité sur plusieurs périodes et à prix unique. Puisque le prix que nous facturons à nos clients est généralement caractérisé par le marché, l'incidence de ces deux profils de prix contractuel donne généralement lieu à un résultat plus élevé de janvier à mars, contré par une baisse du résultat entre avril et décembre, avec des marges positives globales réalisées sur la durée des contrats. En raison de la hausse des prix du gaz naturel et de l'électricité à l'hiver 2013-2014 et de l'incidence de la tarification sur les contrats conclus en 2015 sur le marché de la Nouvelle-Angleterre, les différences seront plus importantes en 2015. La majeure partie de ce résultat supérieur sera contrebalancé par une baisse du résultat au deuxième trimestre.

Les prix de gros de l'électricité à New York et en Nouvelle-Angleterre ont été nettement moindres pour le trimestre clos le 31 mars 2015 par rapport à la même période en 2014, et ce, malgré les températures plus froides enregistrées dans le nord-est des États-Unis en 2015. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le prix de capacité sur le marché au comptant de l'électricité a diminué de 41 % en Nouvelle-Angleterre et de 45 % à New York par rapport à la même période en 2014. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le prix de capacité sur le marché au comptant à New York a diminué en moyenne de 13 % comparativement à la même période en 2014. Les baisses du prix du mazout et l'augmentation de la disponibilité du gaz naturel liquéfié à l'hiver 2015 ont contribué à atténuer l'incidence des contraintes liées aux pipelines et à limiter les pointes de prix marquées par rapport à l'hiver 2014. La baisse des prix des produits de base et l'atténuation de la volatilité des prix au premier trimestre de 2015 ont contribué à l'augmentation des marges de vente aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel en réduisant les coûts liés aux volumes achetés pour respecter les engagements en matière de ventes d'électricité envers ces derniers.

Les volumes physiques d'électricité ont été plus élevés au trimestre clos le 31 mars 2015 qu'à la même période en 2014. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, les volumes achetés d'électricité vendus aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel ont été plus élevés que pour la période correspondante de 2014, mais ont été contrebalancés par la baisse de volumes de production, principalement à notre centrale de Ravendwood et à nos installations hydroélectriques.

Au 31 mars 2015, les installations énergétiques aux États-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 3 900 GWh d'électricité, ou 44 % de leur production prévue, pour le reste de 2015 et pour environ 3 500 GWh, ou 31 % de leur production prévue, pour 2016. La production prévue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et éoliennes, des prix des produits de base et de la répartition des actifs en découlant. Les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients.

STOCKAGE DE GAZ NATUREL ET AUTRES

Le BAIIA comparable a affiché un recul de 24 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014 en raison de la baisse des produits tirés du stockage par suite de la réduction des écarts des prix du gaz naturel. L'extrême volatilité des prix du gaz naturel au premier trimestre de 2014 ne s'est pas répétée au premier trimestre de 2015.

Faits récents

GAZODUCS

Gazoducs réglementés au Canada

Réseau de NGTL

Le réseau de NGTL possède environ 6,7 milliards de dollars d'installations liées à l'offre et à la demande en cours d'aménagement. Au premier trimestre de 2015, nous avons poursuivi l'avancement de plusieurs projets d'investissement en déposant les demandes réglementaires nécessaires auprès de l'ONÉ et nous comptons présenter des demandes pour d'autres installations dans le cadre de ce programme tout au long de 2015. En outre, nous avons reçu d'autres demandes de services de réception garantie qui devraient faire passer les dépenses en immobilisations générales du réseau de NGTL au-delà des prévisions annoncées antérieurement pour le programme, et nous continuons de travailler avec nos clients pour mieux répondre à leurs exigences relatives aux dates de mise en service en 2016, 2017 et 2018.

Réseau principal North Montney

Le 15 avril 2015, l'ONÉ a publié un rapport recommandant au gouvernement fédéral d'approuver le projet de canalisation principale North Montney, de 1,7 milliard de dollars, qui se traduira par une nouvelle capacité importante pour le réseau de NGTL, ce qui permettra de répondre aux exigences en matière de transport liées à l'accroissement rapide de la mise en valeur des ressources de gaz naturel dans le bassin de Montney, situé dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique. Le projet permettra de relier les ressources du bassin de Montney et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien aux marchés du gaz naturel actuels et futurs, y compris les marchés de GNL.

Le projet de canalisation principale North Montney sera formé de deux tronçons de gazoduc de 42 pouces de diamètre, Aitken Creek et Kahta, pour un total de quelque 301 km (187 milles) de longueur; seront également compris les installations de comptage, l'emplacement des vannes et les installations de compression. Le projet inclut également un point de raccordement avec notre projet proposé de transport de gaz de Prince Rupert permettant de fournir du gaz naturel à l'installation de liquéfaction et d'exportation de GNL proposée de Pacific NorthWest (« PNW »), non loin de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Sous réserve de certaines conditions, y compris la réception d'une décision d'investissement finale positive à l'égard du projet de GNL de PNW proposé, nous nous attendons à ce que la mise en service du tronçon d'Aitken Creek ait lieu en 2016 et celle du tronçon de Kahta, en 2017.

L'ONÉ a également approuvé la conception tarifaire prévoyant un droit intégral demandée pour une période de transition, à certaines conditions que nous évaluons à l'heure actuelle. Après la période de transition, nous pourrons soit soumettre une méthode de tarification révisée à l'ONÉ, soit appliquer des droits calculés à part pour le projet. Nous demanderons aux expéditeurs de participer au processus visant à déterminer une approche appropriée qui répond le mieux aux exigences du marché.

Réseau principal au Canada

Réseau principal de TransCanada - Demande d'approbation de l'entente de règlement pour la période de 2013 à 2030

Le 31 mars 2015, nous avons soumis une demande d'approbation en réponse à la décision RH-001-2014 rendue en novembre 2014 par l'ONÉ. À l'heure actuelle, nous utilisons une grille tarifaire intérimaire établie au niveau proposé dans la demande initiale et nous continuerons à le faire jusqu'à ce que les tarifs définitifs soient approuvés.

Gazoducs aux États-Unis

Vente de GTN Pipeline à TC PipeLines, LP

Le 1^er avril 2015, nous avons conclu la vente de notre participation résiduelle de 30 % dans Gas Transmission Northwest LLC (« GTN ») à notre société en commandite principale, TC PipeLines, LP. La transaction, de 446 millions de dollars US, comporte un versement en trésorerie de 253 millions de dollars US, la prise en charge du montant proportionnel de dette de GTN, à savoir 98 millions de dollars US, et l'émission de nouvelles parts de catégorie B pour un montant de 95 millions de dollars US. Les parts de catégorie B nous donneront droit à une distribution en trésorerie correspondant à 30 % des distributions en trésorerie annuelles de GTN, soit 100 % des distribuions excédant 20 millions de dollars US pendant les cinq premières années et 25 % des distributions excédant 20 millions de dollars US par la suite.

Projets de gazoducs de GNL

Projet de transport de gaz de Prince Rupert

Nous prévoyons que la B.C. Oil and Gas Commission (« BCOGC ») prendra les décisions nécessaires à l'égard des permis de construction et d'exploitation des installations du projet de transport de gaz de Prince Rupert au deuxième trimestre de 2015.

Coastal GasLink

Nous prévoyons que la BCOGC prendra, au deuxième trimestre de 2015, les décisions nécessaires à l'égard des permis de construction et d'exploitation des installations du projet pipelinier Coastal GasLink.

PIPELINES DE LIQUIDES

Latéral et terminal de Houston

La construction du latéral de Houston, sur une distance de 77 km (48 milles), et du terminal pétrolier se poursuit, ce qui permettra de prolonger le réseau d'oléoducs Keystone jusqu'aux raffineries de Houston, au Texas. La capacité de stockage initiale du terminal devrait s'établir à 700 000 barils de pétrole brut. L'oléoduc et le terminal devraient être achevés au quatrième trimestre de 2015.

Le 14 avril 2015, TransCanada et Magellan Midstream Partners L.P. (« Magellan ») ont annoncé un accord de développement conjoint visant le raccord de notre terminal de Houston et celui de l'est de Houston de Magellan. Nous détiendrons une participation de 50 % dans le projet d'oléoduc de 50 millions de dollars US, ce qui améliorera l'accès au marché de Houston pour notre réseau d'oléoducs Keystone. L'oléoduc devrait entrer en service vers la fin de 2016, sous réserve des ententes définitives et de la réception des permis et approbations nécessaires.

Keystone XL

En janvier 2015, le Département d'État des États-Unis a relancé l'examen de l'intérêt national et a demandé aux huit organismes fédéraux y jouant un rôle de déterminer si Keystone XL sert les intérêts nationaux. Tous les organismes ont soumis leurs commentaires.

Le 2 février 2015, l'Environmental Protection Agency (« EPA ») des États-Unis a affiché sur son site Web une lettre de commentaires suggérant, entre autres, que le FSEIS rendu public par le Département d'État n'avait pas intégralement évalué les incidences sur l'environnement de Keystone XL et que, dans le contexte du repli du prix du pétrole, Keystone XL pourrait intensifier les taux de production à partir des sables bitumineux et les émissions de gaz à effet de serre. Le 10 février 2015, nous avons transmis une lettre au Département d'État contestant ces commentaires et d'autres commentaires énoncés dans la lettre de l'EPA, mais aussi proposant de collaborer avec le Département d'État pour assurer qu'il dispose de toute l'information pertinente pour lui permettre d'en arriver à la décision d'approuver Keystone XL.

Le 12 février 2015, les tribunaux du comté du Nebraska ont accordé des injonctions temporaires négociées entre la société et le conseil des propriétaires terriens, lesquelles empêchent Keystone d'aller de l'avant avec des affaires de condamnation, et ce, jusqu'à ce que le litige constitutionnel sous-jacent soit résolu. De plus, la constitutionnalité de la décision favorable au nouveau tracé prise par le gouverneur de l'État est contestée devant un tribunal de district du Nebraska.

Le 24 février 2015, le président Obama a opposé son droit de veto au projet de loi du Congrès, qui aurait autorisé la construction de l'oléoduc Keystone au-delà de la frontière internationale. Le président des États-Unis a soutenu que le projet de loi contournait une évaluation finale du Département d'État. L'issue de la demande de permis présidentiel en instance pour le projet Keystone XL et le moment de la réponse demeurent incertains.

La Public Utility Commission du Dakota du Sud a fixé les audiences relatives à la requête de Keystone visant à certifier la validité de notre permis dans cet État au troisième trimestre de 2015.

Les coûts en capital estimatifs pour le projet Keystone XL devraient se chiffrer à environ 8,0 milliards de dollars US. Au 31 mars 2015, nous avions déjà investi 2,4 milliards de dollars US dans ce projet et nous avions capitalisé des intérêts d'un montant de 0,4 milliard de dollars US.

Oléoduc Énergie Est

Le 2 avril 2015, nous avons annoncé que nous n'allions pas procéder à la construction d'un terminal maritime ni d'un réservoir connexe à Cacouna, au Québec, et ce, en raison de la reclassification possible des bélugas parmi les espèces menacées. Nous sommes à évaluer d'autres options et à en discuter avec nos expéditeurs. Des modifications au projet devraient être soumises à l'ONÉ au quatrième trimestre de 2015. La modification de la portée du projet et certaines modifications à son calendrier devraient se traduire par une mise en service en 2020.

Des ententes à long terme fermes ont été conclues pour environ 1 million des 1,1 million de b/j de capacité de l'oléoduc Énergie Est. Le coût estimatif de ce projet est de 12 milliards de dollars environ et ce montant ne comprend pas la valeur de transfert des actifs liés au gaz naturel du réseau principal au Canada.

Pipeline Upland

Le 22 avril 2015, nous avons déposé aux États-Unis une demande de permis présidentiel pour le pipeline Upland. Le pipeline Upland, de 600 millions de dollars, est un pipeline pour le transport de pétrole brut de 400 km (240 milles) qui assurera le transport à partir et entre de multiples points au Dakota du Nord et qui se raccordera à l'oléoduc Énergie Est à Moosomin, en Saskatchewan.

Sous réserve des approbations réglementaires, nous prévoyons que le pipeline Upland sera mis en service en 2020. Les contrats commerciaux que nous avons conclus pour le pipeline Upland sont conditionnels à la poursuite du projet Énergie Est.

Autres postes de l'état des résultats

Suivent les rapprochements et les analyses connexes de nos mesures non conformes aux PCGR par rapport aux mesures conformes aux PCGR équivalentes relativement aux autres postes de l'état des résultats.

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Intérêts comparables sur la dette à long terme(y compris les intérêts sur les billets subordonnés de rang inférieur)
Libellés en dollars CA	(109	)	(114	)
Libellés en dollars US (en dollars US)	(218	)	(207	)
Incidence du change	(48	)	(22	)
	(375	)	(343	)
Intérêts divers et amortissement	(13	)	(10	)
Intérêts capitalisés	70		79
Intérêts débiteurs comparables	(318	)	(274	)
Postes particuliers¹	-		-
Intérêts débiteurs	(318	)	(274	)

(1)	Aucun élément précis n'est compris dans ces périodes.

Les intérêts débiteurs comparables ont augmenté de 44 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015, comparativement à la même période en 2014, pour les raisons suivantes :

l'augmentation des intérêts débiteurs en raison de l'émission des titres d'emprunt suivants :
- 750 millions de dollars US en janvier 2015;
- 1,25 milliard de dollars US en février 2014;
- une situation partiellement contrebalancée par l'arrivée à échéance de titres d'emprunt libellés en dollars CA et en dollars US;
le raffermissement du dollar américain et son effet sur l'incidence du change sur la charge d'intérêts relative à la dette libellée en dollars US;
la baisse des intérêts capitalisés, principalement par suite de l'achèvement de l'expansion du réseau d'oléoducs Keystone sur la côte du golfe au premier trimestre de 2014.

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)		2015		2014

Intérêts créditeurs et autres charges comparables		15		(6	)
Postes particuliers (avant les impôts) :
	Activités de gestion des risques	(29	)	(2	)
Intérêts créditeurs et autres charges		(14	)	(8	)

Les intérêts créditeurs et autres charges comparables ont augmenté de 21 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, ce qui est le résultat net :

de la hausse de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction, liée à nos projets à tarifs réglementés, principalement l'oléoduc Énergie Est et nos pipelines au Mexique;
des pertes supérieures réalisées en 2015 par rapport à 2014 sur les instruments dérivés utilisés pour gérer notre exposition nette aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US;
de l'incidence du raffermissement du dollar américain sur la conversion des soldes du fonds de roulement libellés en devises.

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)		2015		2014

Charge d'impôts comparable		(247	)	(224	)
Postes particuliers :
	Activités de gestion des risques	40		3
Charge d'impôts		(207	)	(221	)

La charge d'impôts comparable a augmenté de 23 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette augmentation est attribuable principalement à la hausse du résultat avant les impôts en 2015 par rapport à 2014 ainsi qu'aux variations de la proportion du bénéfice généré au Canada et à l'étranger, facteurs partiellement contrebalancés par la baisse des impôts transférés en 2015 relativement aux pipelines réglementés au Canada.

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle	(59	)	(54	)
Dividendes sur les actions privilégiées	(23	)	(23	)

Le bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle a augmenté de 5 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2015 comparativement à la même période en 2014, principalement en raison de la vente de la participation résiduelle de 30 % dans Bison à TC PiepeLines, LP en octobre 2014 et de l'incidence positive de la vigueur du dollar US sur les résultats équivalents en dollars CA de TC PipeLines, LP.

Situation financière

Nous nous efforçons de préserver une grande souplesse et de solides ressources financières pendant toutes les phases du cycle économique et de recourir à nos flux de trésorerie liés à l'exploitation pour soutenir notre entreprise, verser des dividendes et financer une partie de notre croissance. En outre, nous avons accès aux marchés financiers pour répondre à nos besoins de financement, gérer la structure du capital et maintenir notre cote de crédit.

Nous croyons avoir la capacité financière pour financer notre programme d'investissement existant grâce à nos flux de trésorerie prévisibles provenant de l'exploitation, de l'accès aux marchés financiers, du produit de la vente d'actifs pipeliniers de gaz naturel américains à TC PipeLines, LP, de nos fonds en caisse et d'importantes facilités de crédit confirmées.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Fonds provenant de l'exploitation¹	1 153		1 102
Augmentation du fonds de roulement d'exploitation	(393	)	(123	)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation	760		979

(1)	Pour plus de précisions au sujet des fonds provenant de l'exploitation, voir la rubrique intitulée « Mesures non conformes aux PCGR ».

Au 31 mars 2015, notre actif à court terme s'élevait à 5,1 milliards de dollars et notre passif à court terme, à 8,2 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à une insuffisance du fonds de roulement de 3,1 milliards de dollars, alors qu'elle était de 4,0 milliards de dollars au 31 décembre 2014. Cette insuffisance, jugée comme faisant partie du cours normal des activités d'une entreprise en croissance, est gérée au moyen :

de notre capacité à générer des flux de trésorerie provenant de l'exploitation;
de notre accès aux marchés financiers;
de facilités de crédit non garanties inutilisées d'environ 6,0 milliards de dollars.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Dépenses en immobilisations	(806	)	(744	)
Projets d'investissement en cours d'aménagement	(201	)	(104	)
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(93	)	(89	)
Montants reportés et autres	263		47
Sorties nettes liées aux activités d'investissement	(837	)	(890	)

En 2015, les dépenses en immobilisations ont été principalement liées aux éléments suivants :

l'expansion du réseau de NGTL;
la construction du pipeline Northern Courier;
la construction de la centrale énergétique de Napanee;
la poursuite des travaux d'expansion du pipeline d'ANR;
la construction de pipelines au Mexique.

Nous avons engagé des coûts à l'égard de projets d'investissement en cours d'aménagement, principalement en lien avec les projets de GNL et l'oléoduc Énergie Est.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS DE FINANCEMENT

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite des frais d'émission	2 277		1364
Remboursements sur la dette à long terme	(1 016	)	(777	)
Billets à payer émis (remboursés), montant net	279		(747	)
Dividendes et distributions versés	(417	)	(390	)
Actions ordinaires émises, déduction faite des frais d'émission	10		10
Parts de société en nom collectif d'une filiale émises, déduction faite des frais d'émission	4		-
Actions privilégiées émises, déduction faite des frais d'émission	243		440
Rachat d'actions privilégiées d'une filiale	-		(200	)
Rentrées (sorties) nettes liées aux activités de financement	1 380		(300	)

ÉMISSION DE TITRES D'EMPRUNT À LONG TERME

Société	Date d'émission	Type	Date d'échéance	Montant	Taux d'intérêt
(non audité - en millions de dollars)
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
	Mars 2015	Billets de premier rang non garantis	Mars 2045	750 US	4,60 %
	Janvier 2015	Billets de premier rang non garantis	Janvier 2018	500 US	1,875 %
	Janvier 2015	Billets de premier rang non garantis	Janvier 2018	250 US	Variable
TC PIPELINES, LP
	Mars 2015	Billets de premier rang non garantis	Mars 2025	350 US	4,375 %

REMBOURSEMENT DE TITRES D'EMPRUNT À LONG TERME

Société	Date de remboursement	Type	Montant	Taux d'intérêt
(non audité - en millions de dollars)
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
	Mars 2015	Billets de premier rang non garantis	500 US	0,875 %
	Janvier 2015	Billets de premier rang non garantis	300 US	4,875 %

ÉMISSION D'ACTIONS PRIVILÉGIÉES

En mars 2015, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Les investisseurs auront droit à des dividendes cumulatifs fixes de 0,95 $ par action par année, payables trimestriellement. Le taux de dividende sera ajusté le 30 novembre 2020 et tous les cinq ans par la suite à un taux de rendement annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les obligations du gouvernement du Canada à cinq ans et de 2,96 %. Les actions privilégiées sont rachetables par la société le ou après le 30 novembre 2020, et le dernier jour ouvrable de novembre tous les cinq ans par la suite, au prix de 25 $ l'action majoré des dividendes courus et impayés. Les porteurs d'actions privilégiées de série 11 auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 12 le 30 novembre 2020, et le dernier jour ouvrable de novembre tous les cinq ans par la suite. Les porteurs des actions privilégiées de série 12 auront droit à des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable, à un taux annualisé égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 2,96 %.

Le produit net des émissions susmentionnées de titres d'emprunt et d'actions privilégiées a servi à des fins générales et a permis de réduire la dette à court terme de la société.

PROGRAMME D'ÉMISSION D'ACTIONS AU COURS DU MARCHÉ DE TC PIPELINES, LP

Au premier trimestre de 2015, 55 000 parts ordinaires ont été émises au titre du programme au cours du marché, générant un produit net d'environ 3 millions de dollars US. Notre participation dans TC PipeLines, LP diminuera dans le cadre du programme au cours du marché.

DIVIDENDES

Le 30 avril 2015, nous avons déclaré les dividendes trimestriels suivants :

Dividende trimestriel sur les actions ordinaires

0,52$ par action ordinaire

Payable le 31 juillet 2015 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 juin 2015


Dividendes trimestriels sur les actions privilégiées

Série 1	0,2041 $
Série 2	0,1488 $
Série 3	0,25 $
Payable le 30 juin 2015 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 1^er juin 2015
Série 5	0,275 $
Série 7	0,25 $
Série 9	0,2656 $
Payable le 30 juillet 2015 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 juin 2015
Série 11	0,229 $
Payable le 29 mai 2015 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 12 mai 2015

INFORMATION SUR LES ACTIONS

au 27 avril 2015

Actions ordinaires	Émises et en circulation
	709 millions
Actions privilégiées	Émises et en circulation	Pouvant être converties en
Série 1	9,5 millions	Actions privilégiées de série 2
Série 2	12,5 millions	Actions privilégiées de série 1
Série 3	14 millions	Actions privilégiées de série 4
Série 5	14 millions	Actions privilégiées de série 6
Série 7	24 millions	Actions privilégiées de série 8
Série 9	18 millions	Actions privilégiées de série 10
Série 11	10 millions	Actions privilégiées de série 12

Options permettant d'acheter des actions ordinaires	En circulation	Pouvant être exercées
	6 millions	10 millions

FACILITÉS DE CRÉDIT

Nous avons recours à des facilités de crédit renouvelables confirmées pour appuyer nos programmes de papier commercial, ainsi qu'à des facilités de crédit à vue, à d'autres fins générales, notamment l'émission de lettres de crédit et l'accès à des liquidités supplémentaires.

Au 31 mars 2015, nous disposions de facilités de crédit non garanties d'environ 7 milliards de dollars, notamment les suivantes :

Montant	Capacité inutilisée	Filiale	Objet	Échéance

3,0 milliards de dollars	3,0 milliards de dollars	TCPL	Facilité de crédit consortiale confirmée, renouvelable et prorogeable pour appuyer le programme de papier commercial de TCPL au Canada.	Décembre 2019
1,0 milliard de dollars US	1,0 milliard de dollars US	TCPL USA	Facilité de crédit consortiale confirmée, renouvelable et prorogeable utilisée aux fins générales de TCPL USA.	Novembre 2015
1,0 milliard de dollars US	1,0 milliard de dollars US	TransCanada American Investments Ltd. (« TAIL »)	Facilité de crédit consortiale confirmée, renouvelable et prorogeable pour appuyer le programme de papier commercial en dollars US de TAIL aux États-Unis.	Novembre 2015
1,4 milliard de dollars	0,5 milliard de dollars	TCPL, TCPL USA	Lignes à vue permettant l'émission de lettres de crédit et donnant accès à des liquidités supplémentaires; au 31 mars 2015, nous avions prélevé 0,9 milliard de dollars en lettres de crédit aux termes de ces lignes.	À vue

Au 31 mars 2015, les sociétés qui nous sont affiliées et que nous exploitons disposaient de facilités de crédit confirmées dont le solde inutilisé s'élevait à 0,4 milliard de dollars.

Pour plus de renseignements sur le risque d'illiquidité, le risque de marché et les autres risques, voir la rubrique intitulée « Risques et instruments financiers ».

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Nos engagements en capital ont diminué d'environ 0,4 milliard de dollars depuis le 31 décembre 2014, principalement en raison de l'achèvement ou de l'avancement des projets d'investissement. Nos autres obligations d'achat ont augmenté d'environ 0,2 milliard de dollars depuis le 31 décembre 2014, principalement en raison de l'augmentation des obligations relatives à l'achat de produits de base et des contrats de technologie de l'information et de communication. Il n'y a eu aucun autre changement important quant à nos obligations contractuelles au premier trimestre de 2015 ou aux paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices ou par la suite. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans notre rapport annuel de 2014 pour un complément d'information sur nos obligations contractuelles.

Risques et instruments financiers

Nous sommes exposés au risque d'illiquidité, au risque de crédit lié aux contreparties et au risque de marché et c'est pourquoi nous avons mis en place des stratégies, des politiques et des limites en vue d'atténuer leur incidence sur le résultat et les flux de trésorerie et, ultimement, sur la valeur actionnariale. Ces mesures sont conçues pour faire en sorte que les risques assumés et les risques connexes sont conformes à nos objectifs commerciaux et à notre tolérance au risque.

Il y a lieu de consulter notre rapport annuel de 2014 pour un complément d'information sur les risques auxquels nos activités sont exposées. Nos risques n'ont pas changé de façon importante depuis le 31 décembre 2014.

RISQUE D'ILLIQUIDITÉ

Pour gérer notre risque d'illiquidité, nous établissons continuellement des prévisions de nos besoins en liquidités pour une période de 12 mois afin de nous assurer de disposer de suffisamment de soldes de trésorerie, de flux de trésorerie liés à l'exploitation, de facilités de crédit confirmées et à vue, ainsi que d'un accès aux marchés financiers pour respecter nos engagements au titre de l'exploitation, du financement et des dépenses en immobilisations, dans des conditions tant normales que difficiles.

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

Nous sommes exposés au risque de crédit lié aux contreparties en ce qui a trait :

aux débiteurs;
aux placements en portefeuille;
à la juste valeur des actifs dérivés;
aux liquidités et aux billets à recevoir.

Nous passons régulièrement en revue les débiteurs et constatons une provision pour créances douteuses au besoin en ayant recours à la méthode du coût réel d'entrée. Au 31 mars 2015, il n'y avait aucune créance irrécouvrable importante ni aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur. La concentration du risque de crédit de la société à l'égard d'une contrepartie donnée était un montant à recevoir de respectivement 241 millions de dollars (190 millions de dollars US) et de 258 millions de dollars (222 millions de dollars US) au 31 mars 2015 et au 31 décembre 2014. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie, laquelle possède une cote de solvabilité élevée.

Nous sommes exposés à d'importants risques de crédit et de rendement liés aux établissements financiers puisque ces derniers offrent des facilités de dépôt au comptant, nous fournissent des lignes de crédit confirmées et des lettres de crédit pour nous aider à gérer le risque lié aux contreparties et favorisent la liquidité sur les marchés des dérivés portant sur les produits de base, les taux de change et les taux d'intérêt.

RISQUE DE CHANGE ET DE TAUX D'INTÉRÊT

Parce qu'une partie du résultat provenant de certains secteurs est générée en dollars US et que nous présentons nos résultats en dollars canadiens, la fluctuation de la devise américaine comparativement à la devise canadienne peut influer sur notre bénéfice net. Compte tenu de l'expansion continue de nos activités libellées en dollars US, cette exposition s'accroît. La majeure partie de ce risque est annulée par les intérêts débiteurs sur les titres d'emprunt libellés en dollars US et par l'utilisation d'instruments dérivés portant sur les taux de change.

Nous avons une dette assortie d'un taux d'intérêt variable et des actions privilégiées (série 2) portant intérêt à taux variable, ce qui fait que nous sommes assujettis à un risque lié au taux d'intérêt sur les flux de trésorerie. Pour gérer ce risque, nous avons recours à des swaps de taux d'intérêt.

Taux de change moyen - Conversion de dollars américains en dollars canadiens

Premier trimestre de 2015	1,24
Premier trimestre de 2014	1,11

L'incidence des fluctuations de valeur du dollar US sur nos activités aux États-Unis est en grande partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US, comme en fait foi le tableau ci-après.

Principaux montants libellés en dollars US

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars US)	2015		2014

BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale	241		211
BAII comparable des pipelines de liquides aux États-Unis	149		129
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis	106		59
Intérêts débiteurs sur la dette à long terme libellée en dollars US	(218	)	(207	)
Intérêts capitalisés sur les dépenses en immobilisations libellées en dollars US	31		52
Participations sans contrôle et autres aux États-Unis	(79	)	(79	)
	230		165

Instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net

Nous avons recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises et de taux d'intérêt et à des contrats de change à terme libellés en dollars US pour couvrir notre investissement net dans des établissements étrangers après les impôts. Les justes valeurs et valeurs nominales des instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :

	31 mars 2015			31 décembre 2014
(non audité - en millions de dollars)	Juste valeur¹		Montant nominal ou en capital	Juste valeur¹		Montant nominal ou en capital

Actif (passif)
Swaps de devises et de taux d'intérêt en dollars US
(échéant de 2015 à 2019)²	(670	)	2 700 US	(431	)	2900 US
Contrats de change à terme en dollars US
(échéant en 2015)	(91	)	3 500 US	(28	)	1400 US
	(761	)	6 200 US	(459	)	4300 US

(1)	Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2)	Le bénéfice net consolidé du trimestre clos le 31 mars 2015 comprenait des gains réalisés nets de 3 millions de dollars (gains de 6 millions de dollars en 2014) liés à la composante intérêts se rapportant aux règlements de swaps de devises.

Titres d'emprunt libellés en dollars US et désignés en tant que couverture de l'investissement net

(non audité - en millions de dollars)	31 mars 2015	31 décembre 2014

Valeur comptable	19 500 (15 400 US)	17 000 (14 700 US)
Juste valeur	22 700 (17 900 US)	19 000 (16 400 US)

Le classement au bilan de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir l'investissement net de la société dans des établissements étrangers s'établit comme suit :

(non audité - en millions de dollars)	31 mars 2015		31 décembre 2014

Autres actifs à court terme	63		5
Actifs incorporels et autres actifs	2		1
Créditeurs et autres	(370	)	(155	)
Autres passifs à long terme	(456	)	(310	)
	(761	)	(459	)

INSTRUMENTS FINANCIERS

Tous les instruments financiers, y compris les instruments dérivés et les instruments non dérivés, sont constatés au bilan à leur juste valeur, sauf s'ils ont été conclus et qu'ils sont maintenus en vue de la réception ou de la livraison conformément à l'exemption relative aux achats et aux ventes habituels, et qu'ils sont documentés comme tels. De plus, la société n'est pas tenue de comptabiliser à la juste valeur les autres instruments financiers qui sont admissibles à certaines exemptions comptables.

Instruments financiers non dérivés

Juste valeur des instruments financiers non dérivés

La juste valeur des billets à recevoir est calculée en actualisant les paiements futurs des intérêts et du capital en fonction des taux d'intérêt à terme. La juste valeur de la dette à long terme et les billets subordonnés de rang inférieur sont évalués selon l'approche par le résultat en fonction des cours du marché pour les mêmes instruments ou des instruments semblables provenant de fournisseurs externes de services de données. La juste valeur des actifs disponibles à la vente est calculée aux cours du marché s'ils sont disponibles. Le risque de crédit a été pris en compte dans le calcul de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.

La valeur comptable de certains instruments financiers non dérivés compris dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les actifs incorporels et autres actifs, les billets à payer, les créditeurs et autres, les intérêts courus et les autres passifs à long terme se rapproche de leur juste valeur, du fait de leur nature ou de leur échéance à court terme, et ils seraient classés au niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.

Instruments dérivés

Nous utilisons des instruments dérivés pour réduire la volatilité associée aux fluctuations des prix des produits de base, des taux d'intérêt et des taux de change. Nous appliquons la comptabilité de couverture aux instruments dérivés admissibles et désignés pour la comptabilité de couverture. La tranche efficace des variations de la juste valeur des instruments dérivés désignés comme couverture de flux de trésorerie et du montant net des investissements dans des établissements étrangers est constatée dans les autres éléments du résultat étendu de la période au cours de laquelle surviennent les variations. La tranche inefficace est inscrite dans le bénéfice net, dans la même catégorie financière que l'opération sous-jacente. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés désignés comme couverture de la juste valeur sont constatées dans le bénéfice net, soit dans les intérêts créditeurs et autres charges, soit dans les intérêts débiteurs.

La majeure partie des instruments dérivés qui ne sont pas désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture a été inscrite en tant que couvertures économiques (instruments détenus à des fins de transaction) afin de gérer le risque de marché auquel nous sommes exposés. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction sont constatées dans le bénéfice net de la période pendant laquelle elles surviennent. Pour cette raison, cela peut nous exposer à une variabilité accrue du résultat d'exploitation constaté, étant donné que la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction peut varier de façon considérable d'une période à l'autre.

La constatation des gains et des pertes attribuables aux dérivés utilisés pour gérer les risques liés aux gazoducs canadiens réglementés est déterminée par le truchement du processus de réglementation. Les gains et les pertes attribuables aux variations de la juste valeur des dérivés comptabilisés par application de la CATR, y compris les dérivés admissibles à la comptabilité de couverture, peuvent être recouvrés ou remboursés par l'entremise des droits imputés par la société. Par conséquent, ces gains et pertes sont reportés à titre d'actifs réglementaires ou de passifs réglementaires et ils sont remboursés aux contribuables ou recouvrés auprès de ceux-ci au cours d'exercices subséquents, lorsque le dérivé est réglé.

Juste valeur des instruments dérivés

La juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt a été calculée selon l'approche par le résultat au moyen des taux du marché à la fin de la période et par l'application d'un modèle d'évaluation des flux de trésorerie actualisés. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel a été calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. En l'absence de cours du marché, les prix indiqués par une tierce entreprise de courtage ou d'autres techniques d'évaluation ont été utilisés. Le calcul de la juste valeur des instruments dérivés tient compte du risque de crédit.

Présentation des instruments dérivés au bilan

Le classement de la juste valeur des instruments dérivés au bilan s'établit comme suit :

(non audité - en millions de dollars)	31 mars 2015		31 décembre 2014

Autres actifs à court terme	543		409
Actifs incorporels et autres actifs	153		93
Créditeurs et autres	(1 039	)	(749	)
Autres passifs à long terme	(662	)	(411	)
	(1 005	)	(658	)

Effet des instruments dérivés sur l'état consolidé condensé des résultats

Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)		2015		2014

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Montant des (pertes) gains non réalisé(e)s de la période
	Électricité	(26	)	9
	Gaz naturel	-		(7	)
	Change	(29	)	(2	)
Montant des (pertes) gains réalisé(e)s de la période
	Électricité	(10	)	(28	)
	Gaz naturel	11		50
	Change	(43	)	(17	)
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^2,3
Montant des gains réalisés de la période
	Électricité	16		192
	Intérêts	2		1
Pertes sur la partie inefficace de la période
	Électricité	(63	)	(13	)

(1)	Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction et utilisés pour acheter ou vendre de l'électricité ou du gaz naturel sont inclus dans les produits du secteur de l'énergie. Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres charges.
(2)	Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le montant des gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur s'établissait à 2 millions de dollars (1 million de dollars en 2014) et était inclus dans les intérêts débiteurs. Pour les trimestres clos les 31 mars 2015 et 2014, nous n'avons constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(3)	La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits du secteur de l'énergie, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres charges, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé. Pour les trimestres clos les 31 mars 2015 et 2014, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie

Les composantes de l'état consolidé condensé des autres éléments du résultat étendu liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)		2015		2014

Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)¹
	Électricité	21		41
	Change	-		10
		21		51
Reclassement des gains et des (pertes) sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)¹
	Électricité²	69		(108	)
	Intérêts³	4		5
		73		(103	)
Pertes sur les instruments dérivés constatées dans le bénéfice net (partie inefficace)
	Électricité	(63	)	(13	)
		(63	)	(13	)

(1)	Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes inscrites dans les autres éléments du résultat étendu.
(2)	Montant constaté dans les produits du secteur de l'énergie à l'état consolidé condensé des résultats.
(3)	Montant constaté dans les intérêts débiteurs à l'état consolidé condensé des résultats.

Dispositions liées au risque de crédit éventuel des instruments dérivés

Les contrats dérivés comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui pourraient exiger que nous fournissions des garanties si un événement lié au risque de crédit devait se produire (par exemple, si notre cote de crédit était révisée à la baisse à un niveau de catégorie spéculative).

Compte tenu des contrats en vigueur et des prix du marché au 31 mars 2015, la juste valeur totale de tous les contrats dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 31 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014), et les garanties fournies dans le cours normal des affaires étaient de néant (néant au 31 décembre 2014). Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 31 mars 2015, nous aurions été tenus de fournir à nos contreparties des garanties de 31 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.

Nous disposons de suffisamment de liquidités sous forme de trésorerie et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

Autres renseignements

CONTRÔLES ET PROCÉDURES

La direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, a évalué l'efficacité de nos contrôles et procédures de communication de l'information au 31 mars 2015, tel qu'il est exigé par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Elle a conclu que nos contrôles et procédures de communication de l'information étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable.

Au premier trimestre de 2015, il ne s'est produit aucun changement dans notre contrôle interne à l'égard de l'information financière qui a eu ou qui est susceptible d'avoir une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière.

ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES ET MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES

Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR des États-Unis, nous devons faire des estimations et établir des hypothèses qui influent sur le montant des actifs, des passifs, des produits et des charges comptabilisés et sur le moment de leur comptabilisation, parce que ces postes peuvent dépendre d'événements futurs. Nous avons recours à l'information la plus récente et nous faisons preuve du meilleur jugement possible pour établir ces estimations et hypothèses. Nous évaluons aussi régulièrement les actifs et les passifs en tant que tels. Notre rapport annuel de 2014 renferme une synthèse de nos estimations comptables critiques.

Nos principales conventions comptables demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2014, exception faite de ce qui est décrit ci-après. Notre rapport annuel de 2014 renferme une synthèse de nos principales conventions comptables.

Modifications de conventions comptables pour 2015

Présentation des activités abandonnées

En avril 2014, le FASB a publié des directives modifiées sur la présentation des activités abandonnées. Les critères servant à établir ce qui constitue une activité abandonnée ont changé et la présentation d'information supplémentaire est exigée. Ces nouvelles directives sont entrées en vigueur prospectivement le 1^er janvier 2015. L'application de cette nouvelle norme n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés de la société.

Modifications comptables futures

Produits des activités ordinaires tirés des contrats avec des clients

En mai 2014, le FASB a publié de nouvelles directives sur les produits des activités ordinaires tirés des contrats avec des clients. Ces directives remplacent les exigences actuelles relatives à la constatation des produits d'exploitation ainsi que la majeure partie des exigences particulières au secteur industriel. Les nouvelles directives exigent qu'une entité constate les produits d'exploitation afin de refléter le transfert des biens ou services promis au client selon un montant qui tient compte de la contrepartie à laquelle la société s'attend à avoir droit en échange de la fourniture de ces biens ou services. Les nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1^er janvier 2017 assorties de deux méthodes possibles d'application des modifications : (1) rétrospectivement à chaque période antérieure présentée ou (2) rétrospectivement avec comptabilisation de l'effet cumulatif à la date de première application. L'application anticipée n'est pas permise.

En avril 2015, le FASB a proposé de reporter la date d'entrée en vigueur au 1^er janvier 2018 et de permettre une adoption anticipée de la norme au plus tôt à la date d'entrée en vigueur proposée à l'origine.

Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.

Éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats

En janvier 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur les éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats. Ces dernières éliminent le concept d'éléments extraordinaires des PCGR. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1^er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.

Consolidation

En février 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'analyse de la consolidation. Désormais, les entités doivent réévaluer si elles doivent consolider certaines entités légales et éliminer la présomption selon laquelle un commandité doit consolider une société en commandite. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1^er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.

Comptabilisation des intérêts

En avril 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des frais d'émission de titres d'emprunt. Selon ces directives, les frais d'émission de titres d'emprunt doivent être présentés au bilan à titre de déduction directe de la valeur comptable du passif relatif à la dette, conformément aux escomptes ou aux primes relatifs à la dette. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1^er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Ces modifications entraîneront un reclassement des frais d'émission de titres d'emprunt, actuellement comptabilisés à titre d'actifs incorporels et autres actifs, afin de les porter en réduction du passif relatif à la dette auxquels ils sont rattachés.

Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		2015			2014

BAIIA		1 442			1 385
Activités de gestion des risques non comparables influant sur le BAIIA		89			11
BAIIA comparable		1 531			1 396
Amortissement comparable		(434	)		(393	)
BAII comparable		1 097			1 003
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables		(318	)		(274	)
Intérêts créditeurs et autres charges comparables		15			(6	)
Charge d'impôts comparable		(247	)		(224	)
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle		(59	)		(54	)
Dividendes sur les actions privilégiées		(23	)		(23	)
Résultat comparable		465			422
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
	Activités de gestion des risques¹	(78	)		(10	)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		387			412

Amortissement comparable		(434	)		(393	)
	Postes particuliers²	-			-
Amortissement		(434	)		(393	)

Intérêts débiteurs comparables		(318	)		(274	)
	Postes particuliers²	-			-
Intérêts débiteurs		(318	)		(274	)

Intérêts créditeurs et autres charges comparables		15			(6	)
Postes particuliers :
	Activités de gestion des risques¹	(29	)		(2	)
Intérêts créditeurs et autres charges		(14	)		(8	)

Charge d'impôts comparable		(247	)		(224	)
Postes particuliers :
	Activités de gestion des risques¹	40			3
Charge d'impôts		(207	)		(221	)

Résultat comparable par action ordinaire		0,66		$	0,60		$
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
	Activités de gestion des risques¹	(0,11	)		(0,02	)
Bénéfice net par action ordinaire		0,55		$	0,58		$



(1)	Activités de gestion des risques	trimestres clos les 31mars
	(non audité - en millions de dollars)	2015		2014

	Installations énergétiques au Canada	(22	)	-
	Installations énergétiques aux États-Unis	(68	)	(2	)
	Stockage de gaz naturel	1		(9	)
	Change	(29	)	(2	)
	Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques	40		3
	Total des pertes découlant des activités de gestion des risques	(78	)	(10	)

(2)	Aucun élément précis n'est compris dans ces périodes.

BAIIA et BAII comparables selon le secteur d'exploitation

trimestre clos le 31 mars 2015 (non audité - en millions de dollars)	Gazoducs		Pipelines de liquides		Énergie		Siège social		Total

BAIIA	874		309		299		(40	)	1 442
Activités de gestion des risques non comparables influant sur le BAIIA	-		-		89		-		89
BAIIA comparable	874		309		388		(40	)	1 531
Amortissement comparable	(279	)	(63	)	(85	)	(7	)	(434	)
BAII comparable	595		246		303		(47	)	1 097

trimestre clos le 31 mars 2014 (non audité - en millions de dollars)	Gazoducs		Pipelines de liquides		Énergie		Siège social		Total

BAIIA	848		241		334		(38	)	1385
Activités de gestion des risques non comparables influant sur le BAIIA	-		-		11		-		11
BAIIA comparable	848		241		345		(38	)	1 396
Amortissement comparable	(262	)	(49	)	(77	)	(5	)	(393	)
BAII comparable	586		192		268		(43	)	1 003

Résultats trimestriels

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES TRIMESTRIELLES CONSOLIDÉES

		2015		2014								2013
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		T1		T4		T3		T2		T1		T4		T3		T2

Produits		2 874		2616		2451		2 234		2 884		2 332		2 204		2 009
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		387		458		457		416		412		420		481		365
Résultat comparable		465		511		450		332		422		410		447		357
Données sur les actions
	Bénéfice net par action ordinaire - de base etdilué	0,55	$	0,72	$	0,63	$	0,59	$	0,58	$	0,59	$	0,68	$	0,52	$
	Résultat comparable par action	0,66	$	0,65	$	0,64	$	0,47	$	0,60	$	0,58	$	0,63	$	0,51	$
	Dividendes déclarés par action ordinaire	0,52	$	0,48	$	0,48	$	0,48	$	0,48	$	0,46	$	0,46	$	0,46	$

FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION TRIMESTRIELLE PAR SECTEUR

Les produits et le bénéfice net fluctuent parfois d'un trimestre à l'autre. Les causes de ces fluctuations varient selon le secteur d'activité.

Dans le secteur des gazoducs, les produits et le bénéfice net trimestriels des pipelines réglementés au Canada sont en général relativement stables au cours d'un même exercice. Nos gazoducs aux États-Unis sont généralement soumis aux variations saisonnières; ainsi, leurs résultats sont plus élevés durant l'hiver, en raison de la demande accrue. À long terme, cependant, les résultats du secteur des gazoducs au Canada et aux États-Unis fluctuent pour les raisons suivantes :

des décisions en matière de réglementation;
des règlements négociés avec les expéditeurs;
des acquisitions et des désinvestissements;
des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
de la mise en service d'actifs nouvellement construits.

Dans le secteur des pipelines de liquides, les produits et le bénéfice net annuels sont fonction des contrats de transport de pétrole brut et des services de transport sur le marché au comptant ne faisant pas l'objet de contrats. Les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :

des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
de la mise en service d'actifs nouvellement construits;
des décisions en matière de réglementation.

Dans le secteur de l'énergie, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :

des conditions météorologiques;
de la demande des clients;
des prix du marché pour le gaz naturel et l'électricité;
des paiements de capacité et des prix de capacité;
des arrêts d'exploitation prévus et imprévus;
des acquisitions et des désinvestissements;
de certains ajustements de la juste valeur;
des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
de la mise en service d'actifs nouvellement construits.

FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION FINANCIÈRE PAR TRIMESTRE

Du résultat comparable sont exclus les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur de certains instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent généralement des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Étant donné que ces montants ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne font pas partie de nos activités sous-jacentes.

Au deuxième trimestre de 2014, le résultat comparable excluait un gain de 99 millions de dollars après les impôts tiré de la vente de Cancarb Limited et une perte de 31 millions de dollars après les impôts liée à la résiliation du contrat avec Niska Gas Storage.

Au deuxième trimestre de 2013, le résultat comparable ne comprenait pas un ajustement favorable de 25 millions de dollars au titre de l'impôt sur le bénéfice en raison de la mise en vigueur de certaines lois fédérales fiscales canadiennes liées à l'impôt de la Partie VI.I en juin 2013.

État consolidé condensé des résultats

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)	2015		2014

Produits
Gazoducs	1 305		1215
Pipelines de liquides	443		359
Énergie	1 126		1310
	2 874		2884
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	137		135
Charges d'exploitation et autres charges
Coûts d'exploitation des centrales et autres	754		805
Achats de produits de base revendus	681		706
Impôts fonciers	134		123
Amortissement	434		393
	2 003		2027
Charges financières
Intérêts débiteurs	318		274
Intérêts créditeurs et autres charges	14		8
	332		282
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice	676		710
Charge d'impôts
Exigibles	68		59
Reportés	139		162
	207		221
Bénéfice net	469		489
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle	59		54
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle	410		435
Dividendes sur les actions privilégiées	23		23
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires	387		412

Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué	0,55	$	0,58	$
Dividendes déclarés par action ordinaire	0,52	$	0,48	$
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires (en millions)
De base	709		708
Dilué	710		708

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé du résultat étendu

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2015		2014

Bénéfice net	469		489
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts sur le bénéfice
Gains de conversion sur l'investissement net dans des établissements étrangers	469		240
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(266	)	(127	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	15		31
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	44		(62	)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	7		4
Autres éléments du résultat étendu liés aux participations comptabilisées à la valeur de consolidation	3		-
Autres éléments du résultat étendu (note 8)	272		86
Résultat étendu	741		575
Résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle	207		98
Résultat étendu attribuable aux participations assurant le contrôle	534		477
Dividendes sur les actions privilégiées	23		25
Résultat étendu attribuable aux actionnaires ordinaires	511		452

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé des flux de trésorerie

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2015		2014

Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Bénéfice net	469		489
Amortissement	434		393
Impôts reportés	139		162
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(137	)	(135	)
Bénéfices répartis provenant des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	135		170
Charges liées aux avantages postérieurs au départ à la retraite, déduction faite de la capitalisation	15		10
Composante capitaux propres de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction	(33	)	(5	)
Pertes non réalisées sur les instruments financiers	118		13
Autres	13		5
Augmentation du fonds de roulement d'exploitation	(393	)	(123	)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation	760		979
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations	(806	)	(744	)
Projets d'investissement en cours d'aménagement	(201	)	(104	)
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(93	)	(89	)
Montants reportés et autres	263		47
Sorties nettes liées aux activités d'investissement	(837	)	(890	)
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires	(341	)	(325	)
Dividendes sur les actions privilégiées	(22	)	(20	)
Distributions versées aux participations sans contrôle	(54	)	(45	)
Billets à payer émis (remboursés), montant net	279		(747	)
Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite des frais d'émission	2 277		1 364
Remboursements sur la dette à long terme	(1 016	)	(777	)
Actions ordinaires émises, déduction faite des frais d'émission	10		10
Actions privilégiées émises, déduction faite des frais d'émission	243		440
Parts de société en nom collectif d'une filiale émises, déduction faite des frais d'émission	4		-
Rachat d'actions privilégiées d'une filiale	-		(200	)
Rentrées (sorties) nettes liées aux activités de financement	1 380		(300	)
Incidence des variations du taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie	29		33
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie	1 332		(178	)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Au début de la période	489		927
Trésorerie et équivalents de trésorerie
À la fin de la période	1 821		749

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

Bilan consolidé condensé

			31 mars		31 décembre
(non audité - en millions de dollars canadiens)			2015		2014

ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie			1 821		489
Débiteurs			1 419		1 313
Stocks			280		292
Autres			1 589		1 446
			5 109		3 540
Immobilisations corporelles		déduction faite de l'amortissement cumulé de respectivement 20 303 $ et 19 563 $	44 211		41 774
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation			5 735		5 598
Actifs réglementaires			1 247		1 297
Écart d'acquisition			4 410		4 034
Actifs incorporels et autres actifs			3 104		2 704
			63 816		58 947
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer			2 818		2 467
Créditeurs et autres			2 852		2 896
Intérêts courus			425		424
Tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an			2 112		1 797
			8 207		7 584
Passifs réglementaires			529		263
Autres passifs à long terme			1 309		1 052
Passifs d'impôts reportés			5 561		5 275
Dette à long terme			25 733		22 960
Billets subordonnés de rang inférieur			1 268		1 160
			42 607		38 294
CAPITAUX PROPRES
Actions ordinaires sans valeur nominale			12 212		12 202
	Émises et en circulation :	31 mars 2015 - 709 millions d'actions
		31 décembre 2014 - 709 millions d'actions
Actions privilégiées			2 499		2 255
Surplus d'apport			373		370
Bénéfices non répartis			5 497		5 478
Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 8)			(1 111	)	(1 235	)
Participations assurant le contrôle			19 470		19 070
Participations sans contrôle			1 739		1583
			21 209		20 653
			63 816		58 947
Éventualités et garanties (note 11)
Événement postérieur à la date du bilan (note 12)

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé des capitaux propres

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens)		2015		2014

Actions ordinaires
Solde au début de la période		12 202		12 149
Émission d'actions à l'exercice d'options sur actions		10		12
Solde à la fin de la période		12 212		12 161
Actions privilégiées
Solde au début de la période		2 255		1 813
Émission d'actions aux termes d'un appel public à l'épargne, déduction faite des frais d'émission		244		442
Solde à la fin de la période		2 499		2 255
Surplus d'apport
Solde au début de la période		370		401
Émission d'options sur actions, déduction faite des exercices		2		1
Incidence de dilution des parts de TC PipeLines, LP émises		1		-
Rachat d'actions privilégiées d'une filiale		-		(6	)
Solde à la fin de la période		373		396
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période		5 478		5 096
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle		410		435
Dividendes sur les actions ordinaires		(369	)	(339	)
Dividendes sur les actions privilégiées		(22	)	(25	)
Solde à la fin de la période		5 497		5 167
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période		(1 235	)	(934	)
Autres éléments du résultat étendu		124		42
Solde à la fin de la période		(1 111	)	(892	)
Capitaux propres attribuables aux participations assurant le contrôle		19 470		19 087
Capitaux propres attribuables aux participations sans contrôle
Solde au début de la période		1583		1 611
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
	TC PipeLines, LP	50		45
	Dividendes sur les actions privilégiées de TCPL	-		2
	Portland	9		7
Autres éléments du résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle		148		44
Émission de parts de TC PipeLines, LP
	Produit, déduction faite des frais d'émission	4		-
	Diminution de la participation de TransCanada dans TC PipeLines, LP	(1	)	-
Distributions déclarées sur les participations sans contrôle		(54	)	(51	)
Rachat d'actions privilégiées d'une filiale		-		(194	)
Change et autres		-		10
Solde à la fin de la période		1739		1 474
Total des capitaux propres		21 209		20 561

Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

Notes afférentes aux états financiers consolidés condensés

(non audité)

1. Règles de présentation

Les présents états financiers consolidés condensés de TransCanada Corporation (« TransCanada » ou la « société ») ont été dressés par la direction conformément aux PCGR des États-Unis. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont définies dans les états financiers consolidés audités annuels pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans les présentes ont le sens qui leur est donné dans le rapport annuel de 2014 de TransCanada.

Ces états financiers consolidés condensés tiennent compte de tous les ajustements récurrents habituels, qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle la situation financière et les résultats d'exploitation des périodes respectives. Les présents états financiers consolidés condensés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers consolidés audités de 2014 compris dans le rapport annuel de 2014 de TransCanada. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour en permettre le rapprochement avec ceux de la période considérée.

Les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur des gazoducs de la société en raison du moment des décisions de réglementation et des fluctuations saisonnières du débit à court terme des gazoducs aux États-Unis. De plus, les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le cas du secteur de l'énergie de la société en raison de l'incidence des conditions météorologiques saisonnières sur la demande des clients et les prix du marché pour certaines des participations de la société dans des centrales électriques et des installations de stockage de gaz non réglementées.

RECOURS À DES ESTIMATIONS ET AU JUGEMENT

Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et à des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés condensés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société décrites dans les états financiers consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2014, exception faite de ce qui est décrit à la note 2, Modifications de conventions comptables.

2. Modifications de conventions comptables

MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES POUR 2015

Présentation des activités abandonnées

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Produits des activités ordinaires tirés des contrats avec des clients

Éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats

Consolidation

Comptabilisation des intérêts

En avril 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des frais d'émission de titres d'emprunt. Selon ces directives, les frais d'émission de titres d'emprunt doivent être présentés au bilan à titre de déduction directe de la valeur comptable du passif relatif à la dette, conformément aux escomptes et aux primes relatifs à la dette. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1^er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Ces modifications entraîneront un reclassement des frais d'émission de titres d'emprunt, actuellement comptabilisés à titre d'actifs incorporels et autres actifs, afin de les porter en réduction du passif relatif à la dette auxquels ils sont rattachés.

3. Informations sectorielles

trimestres clos les 31 mars	Gazoducs				Pipelines de liquides				Énergie				Siège social				Total
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2015		2014		2015		2014		2015		2014		2015		2014		2015		2014

Produits	1 305		1 215		443		359		1 126		1 310		-		-		2 874		2 884
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	54		52		-		-		83		83		-		-		137		135
Coûts d'exploitation des centrales et autres	(395	)	(333	)	(111	)	(101	)	(208	)	(333	)	(40	)	(38	)	(754	)	(805	)
Achats de produits de base revendus	-		-		-		-		(681	)	(706	)	-		-		(681	)	(706	)
Impôts fonciers	(90	)	(86	)	(23	)	(17	)	(21	)	(20	)	-		-		(134	)	(123	)
Amortissement	(279	)	(262	)	(63	)	(49	)	(85	)	(77	)	(7	)	(5	)	(434	)	(393	)
Bénéfice sectoriel	595		586		246		192		214		257		(47	)	(43	)	1 008		992
Intérêts débiteurs																	(318	)	(274	)
Intérêts créditeurs et autres charges																	(14	)	(8	)
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice																	676		710
Charge d'impôts																	(207	)	(221	)
Bénéfice net																	469		489
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle																	(59	)	(54	)
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle																	410		435
Dividendes sur les actions privilégiées																	(23	)	(23	)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires																	387		412

TOTAL DE L'ACTIF

(non audité - en millions de dollars canadiens)	31 mars 2015	31 décembre 2014

Gazoducs	28 499	27103
Pipelines de liquides	17 552	16116
Énergie	14 827	14197
Siège social	2 938	1531
	63 816	58947

4. Coûts de cessation d'exploitation de pipelines

En raison de l'Initiative de consultation relative aux questions foncières (l'« ICQF ») de l'ONÉ, TransCanada doit prélever des fonds pour couvrir les futurs coûts liés aux activités de cessation d'exploitation d'un pipeline, et ce, pour tous les pipelines réglementés par l'ONÉ au Canada. Les montants sont comptabilisés au bilan consolidé condensé, sous les passifs réglementaires. Au 31 mars 2015, dans le bilan consolidé condensé de la société, les passifs réglementaires comprenaient un montant de 50 millions de dollars (néant au 31 décembre 2014) au titre des coûts estimatifs futurs liés aux activités de cessation.

Les fonds prélevés sont placés dans des fiducies qui les détiennent et les investissent. Ils sont comptabilisés à titre de placements restreints. Au 31 mars 2015, dans le bilan consolidé condensé, les actifs incorporels et autres actifs comprenaient un montant de 50 millions de dollars (néant au 31 décembre 2014) à titre de placements restreints. Un complément d'information sur la juste valeur de ces placements est présenté à la note 10.

5. Impôts sur le bénéfice

Au 31 mars 2015, l'avantage fiscal non constaté total de positions fiscales incertaines s'élevait à environ 25 millions de dollars (18 millions de dollars au 31 décembre 2014). TransCanada impute aux charges d'impôts l'intérêt et les pénalités liés aux incertitudes en matière de fiscalité. Les charges d'impôts du trimestre clos le 31 mars 2015 comprennent néant au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités (1 million de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 31 mars 2014). Au 31 mars 2015, la société avait constaté 4 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités (4 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 31 décembre 2014).

Les taux d'imposition effectifs pour les trimestres clos les 31 mars 2015 et 2014 étaient de 31 % dans les deux cas.

6. Dette à long terme

ÉMISSION DE TITRES D'EMPRUNT À LONG TERME

Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, la société a émis des titres d'emprunt à long terme comme suit :

(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)	Date d'émission	Type	Date d'échéance	Montant	Taux d'intérêt
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
	Mars 2015	Billets de premier rang non garantis	Mars 2045	750 US	4,60 %
	Janvier 2015	Billets de premier rang non garantis	Janvier 2018	500 US	1,875 %
	Janvier 2015	Billets de premier rang non garantis	Janvier 2018	250 US	Variable
TC PIPELINES, LP
	Mars 2015	Billets de premier rang non garantis	Mars 2025	350 US	4,375 %

REMBOURSEMENT DE TITRES D'EMPRUNT À LONG TERME

Les titres d'emprunt à long terme remboursés par la société au cours du trimestre clos le 31 mars 2015 s'établissent comme suit :

(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)	Date de remboursement	Type	Montant	Taux d'intérêt
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
	Mars 2015	Billets de premier rang non garantis	500 US	0,875 %
	Janvier 2015	Billets de premier rang non garantis	300 US	4,875 %

Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, TransCanada a capitalisé des intérêts de 70 millions de dollars (79 millions de dollars en 2014) relativement aux projets d'investissement.

7. Capitaux propres et capital-actions

ÉMISSION D'ACTIONS PRIVILÉGIÉES

En mars 2015, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Les investisseurs auront droit à des dividendes cumulatifs fixes de 0,95 $ par action par année, payables trimestriellement. Le taux de dividende sera ajusté le 30 novembre 2020 et tous les cinq ans par la suite à un taux de rendement annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les obligations du gouvernement du Canada à cinq ans et de 2,96 %. Les actions privilégiées sont rachetables par TransCanada le ou après le 30 novembre 2020, et le 30 novembre tous les cinq ans par la suite au prix de 25 $ l'action majoré des dividendes courus et impayés. Les porteurs d'actions privilégiées de série 11 auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 12 le 30 novembre 2020, et le 30 novembre tous les cinq ans par la suite. Les porteurs d'actions privilégiées de série 12 auront droit à des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable pour un rendement annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 2,96 %.

8. Autres éléments du résultat étendu et cumul des autres éléments du résultat étendu

Les autres éléments du résultat étendu, y compris les participations sans contrôle et les répercussions fiscales connexes, sont les suivants :

trimestre clos le 31 mars 2015 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Montant avant les impôts		Recouvrement (charge) d'impôts		Montant après les impôts

Gains et pertes de conversion sur l'investissement net dans des établissements étrangers	460		9		469
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(359	)	93		(266	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	21		(6	)	15
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	73		(29	)	44
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	10		(3	)	7
Autres éléments du résultat étendu liés aux participations comptabilisées à la valeur de consolidation	4		(1	)	3
Autres éléments du résultat étendu	209		63		272

trimestre clos le 31 mars 2014 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Montant avant les impôts		Recouvrement (charge) d'impôts		Montant après les impôts

Gains et pertes de conversion sur l'investissement net dans des établissements étrangers	191		49		240
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(171	)	44		(127	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	51		(20	)	31
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	(103	)	41		(62	)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	6		(2	)	4
Autres éléments du résultat étendu	(26	)	112		86

Les variations du cumul des autres éléments du résultat étendu, par composante, sont les suivantes :

trimestre clos le 31 mars 2015 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Écarts de conversion		Couvertures de flux de trésorerie		Ajustements des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite		Participations comptabilisées à la valeur de consolidation		Total¹

Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 1^er janvier 2015	(518	)	(128	)	(281	)	(308	)	(1 235	)
Autres éléments du résultat étendu avant reclassement²	55		15		-		-		70
Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu³	-		44		7		3		54
Autres éléments du résultat étendu de la période considérée, montant net	55		59		7		3		124
Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 31 mars 2015	(463	)	(69	)	(274	)	(305	)	(1 111	)

(1)	Tous les montants sont présentés déduction faite des impôts. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes inscrites dans les autres éléments du résultat étendu.
(2)	Les autres éléments du résultat étendu avant le reclassement des écarts de conversion sont présentés déduction faite de gains de 148 millions de dollars au titre des participations sans contrôle.
(3)	Les pertes liées aux couvertures de flux de trésorerie constatées dans les autres éléments du résultat étendu qui devraient être reclassées dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois sont évaluées à 12 millions de dollars (5 millions de dollars, déduction faite des impôts) au 31 mars 2015. Ces estimations supposent des prix des produits de base, des taux d'intérêt et des taux de change constants. Toutefois, les montants reclassés varieront selon la valeur réelle de ces facteurs à la date de règlement.

Les reclassements hors des autres éléments du résultat étendu se détaillent comme suit :

		Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu¹
(non audité - en millions de dollars canadiens)		trimestre clos le 31 mars 2015		trimestre clos le 31 mars 2014		Poste visé à l'état consolidé condensé des résultats

Couvertures de flux de trésorerie
	Installations énergétiques et de gaz naturel	(69	)	108		Produits (Énergie)
	Intérêts	(4	)	(5	)	Intérêts débiteurs
		(73	)	103		Total avant les impôts
		29		(41	)	Charge d'impôts
		(44	)	62		Déduction faite des impôts
Ajustements des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite
	Amortissement de la perte actuarielle et du coût des services passés²	(10	)	(6	)
		3		2		Charge d'impôts
		(7	)	(4	)	Déduction faite des impôts
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation
	Bénéfice tiré des participations	(4	)	-		Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation
		1		-		Charge d'impôts
		(3	)	-		Déduction faite des impôts

(1)	Tous les montants entre parenthèses indiquent des charges constatées à l'état consolidé condensé des résultats.
(2)	Ces composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu sont incluses dans le calcul du coût net des avantages. Il y a lieu de se reporter à la note 9 pour un complément d'information.

9. Avantages postérieurs au départ à la retraite

Le coût net des prestations constaté au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs au départ à la retraite de la société se présente comme suit :

	trimestres clos les 31 mars
	Régimes de retraite				Autres régimes d'avantages postérieurs au départ à la retraite
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2015		2014		2015	2014

Coût des services rendus	27		22		1	1
Coût financier	28		28		2	2
Rendement prévu des actifs des régimes	(38	)	(35	)	-	-
Amortissement de la perte actuarielle	9		5		1	1
Amortissement de l'actif réglementaire	6		5		-	-
Coût net des prestations constaté	32		25		4	4

10. Gestion des risques et instruments financiers

APERÇU DE LA GESTION DES RISQUES

TransCanada est exposée au risque de marché et au risque de crédit lié aux contreparties, et la société a mis en place des stratégies, des politiques et des limites dans le but de gérer leur incidence sur le résultat, les flux de trésorerie et, ce faisant, la valeur actionnariale.

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

Au 31 mars 2015, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements en portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Au 31 mars 2015, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur ni aucune créance irrécouvrable importante au cours de la période.

La concentration du risque de crédit de la société à l'égard d'une contrepartie donnée était un montant à recevoir de respectivement 241 millions de dollars (190 millions de dollars US) et de 258 millions de dollars (222 millions de dollars US) au 31 mars 2015 et au 31 décembre 2014. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie, laquelle possède une cote de solvabilité élevée.

INVESTISSEMENT NET DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises et de taux d'intérêt et à des contrats de change à terme libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers après les impôts.

Titres d'emprunt libellés en dollars US et désignés en tant que couverture de l'investissement net

(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)	31 mars 2015	31 décembre 2014

Valeur comptable	19 500 (15 400 US)	17 000 (14 700 US)
Juste valeur	22 700 (17 900 US)	19 000 (16 400 US)

Instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net

	31 mars 2015			31 décembre 2014
(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)	Juste valeur¹		Montant nominal ou en capital	Juste valeur¹		Montant nominal ou en capital

Actif (passif)
Swaps de devises et de taux d'intérêt en dollars US
(échéant de 2015 à 2019)²	(670	)	2 700 US	(431	)	2900 US
Contrats de change à terme en dollars US
(échéant en 2015)	(91	)	3 500 US	(28	)	1400 US
	(761	)	6 200 US	(459	)	4300 US

(1)	Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2)	Le bénéfice net du trimestre clos le 31 mars 2015 comprenait des gains réalisés nets de 3 millions de dollars (gains de 6 millions de dollars en 2014) liés à la composante intérêts se rapportant aux swaps de devises; ces gains sont inclus dans les intérêts débiteurs.

Présentation des couvertures de l'investissement net au bilan

Le classement au bilan de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir l'investissement net de la société dans des établissements étrangers s'établit comme suit :

(non audité - en millions de dollars canadiens)	31 mars 2015		31 décembre 2014

Autres actifs à court terme	63		5
Actifs incorporels et autres actifs	2		1
Créditeurs et autres	(370	)	(155	)
Autres passifs à long terme	(456	)	(310	)
	(761	)	(459	)

INSTRUMENTS FINANCIERS

Instruments financiers non dérivés

Juste valeur des instruments financiers non dérivés

La juste valeur des billets à recevoir de la société est calculée en actualisant les paiements futurs des intérêts et du capital en fonction des taux d'intérêt à terme. La juste valeur de la dette à long terme et des billets subordonnés de rang inférieur est évaluée selon l'approche par le résultat en fonction des cours du marché pour les mêmes instruments ou des instruments semblables provenant de fournisseurs externes de services de données. La juste valeur des actifs disponibles à la vente est calculée aux cours du marché s'ils sont disponibles. Le risque de crédit a été pris en compte dans le calcul de la juste valeur des instruments non dérivés.

Présentation au bilan des instruments financiers non dérivés

Le tableau ci-après présente la juste valeur des instruments financiers non dérivés, exception faite de ceux dont la valeur comptable se rapproche de leur juste valeur, qui seraient classés au niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.

	31 mars 2015				31 décembre 2014
(non audité - en millions de dollars canadiens)	Valeur comptable		Juste valeur		Valeur comptable		Juste valeur

Billet à recevoir et autres¹	191		240		213		263
Dette à court terme et à long terme^2,3	(27 845	)	(33 385	)	(24 757	)	(28 713	)
Billets subordonnés de rang inférieur	(1 268	)	(1 240	)	(1160	)	(1157	)
	(28 922	)	(34 385	)	(25 704	)	(29 607	)

(1)	Les billets à recevoir sont inclus dans les autres actifs à court terme et les actifs incorporels et autres actifs au bilan consolidé condensé.
(2)	La dette à long terme est constatée au coût après amortissement, exception faite d'un montant de 500 millions de dollars US (400 millions de dollars US au 31 décembre 2014) attribuable au risque couvert et constaté à la juste valeur.
(3)	Le bénéfice net consolidé du trimestre clos le 31 mars 2015 comprend des pertes de 6 millions de dollars (pertes de 6 millions de dollars en 2014) au titre des ajustements de la juste valeur attribuables au risque de taux d'intérêt couvert lié aux relations de couverture de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt visant la dette à long terme de 500 millions de dollars US au 31 mars 2015 (400 millions de dollars US au 31 décembre 2014). Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.

Instruments dérivés

Juste valeur des instruments dérivés

Dans certains cas, bien que les instruments dérivés soient considérés comme des couvertures économiques efficaces, ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture ou ils ne sont pas désignés en tant que couverture et ils sont inscrits à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont imputées au bénéfice net de la période au cours de laquelle surviennent les variations. Pour cette raison, la société peut être exposée à une variabilité accrue du bénéfice présenté puisque la juste valeur des instruments dérivés peut fluctuer beaucoup d'une période à l'autre.

Présentation des instruments dérivés au bilan

Le classement de la juste valeur des instruments dérivés au bilan s'établit comme suit :

(non audité - en millions de dollars canadiens)	31 mars 2015		31 décembre 2014

Autres actifs à court terme	543		409
Actifs incorporels et autres actifs	153		93
Créditeurs et autres	(1 039	)	(749	)
Autres passifs à long terme	(662	)	(411	)
	(1 005	)	(658	)

Sommaire des instruments dérivés pour 2015

Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.

(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)			Électricité			Gaz naturel			Change			Intérêts

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Justes valeurs^2,3
	Actifs		458		$	72		$	3		$	4		$
	Passifs		(527	)	$	(109	)	$	(63	)	$	(4	)	$
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Achats	54 058			99			-			-
		Ventes	42 469			54			-			-
	En dollars US		-			-			1 917 US			100 US
Pertes nettes non réalisées de la période⁵
	trimestre clos le 31 mars 2015		(26	)	$	-		$	(29	)	$	-		$
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 31 mars 2015		(10	)	$	11		$	(43	)	$	-		$
Dates d'échéance³			2015-2019			2015-2020			2015-2016			2015-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^6,7
Justes valeurs^2,3
	Actifs		88		$	-		$	-		$	6		$
	Passifs		(169	)	$	-		$	-		$	(3	)	$
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Achats	11 648			-			-			-
		Ventes	3 972			-			-			-
	En dollars US		-			-			-			650 US
Gains nets réalisés de la période⁵
	trimestre clos le 31 mars 2015		16		$	-		$	-		$	2		$
Dates d'échéance³			2015-2019			-			-			2015-2019

(1)	La majeure partie des instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et ces derniers sont tous visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
(2)	Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3)	Au 31 mars 2015.
(4)	Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi³.
(5)	Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction et utilisés pour acheter ou vendre de l'électricité ou du gaz naturel sont inclus dans les produits du secteur de l'énergie. Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres charges. La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits du secteur de l'énergie, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres charges, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(6)	Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt désignés en tant que couvertures de la juste valeur, comportant une juste valeur de 6 millions de dollars et une valeur nominale de 500 millions de dollars US au 31 mars 2015. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le montant des gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur s'établissait à 2 millions de dollars et était inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7)	Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

Sommaire des instruments dérivés pour 2014

Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.

(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)			Électricité			Gaz naturel			Change			Intérêts

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Justes valeurs^2,3
	Actifs		362		$	69		$	1		$	4		$
	Passifs		(391	)	$	(103	)	$	(32	)	$	(4	)	$
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Achats	42 097			60			-			-
		Ventes	35 452			38			-			-
	En dollars US		-			-			1 374 US			100 US
Gains (pertes) net(te)s non réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 31 mars 2014		9		$	(7	)	$	(2	)	$	-		$
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 31 mars 2014		(28	)	$	50		$	(17	)	$	-		$
Dates d'échéance³			2015-2019			2015-2020			2015			2015-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^6,7
Justes valeurs^2,3
	Actifs		57		$	-		$	-		$	3		$
	Passifs		(163	)	$	-		$	-		$	(2	)	$
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Achats	11 120			-			-			-
		Ventes	3 977			-			-			-
	En dollars US		-			-			-			550 US
Gains nets non réalisés de la période⁵
	trimestre clos le 31 mars 2014		192		$	-		$	-		$	1		$
Dates d'échéance³			2015-2019			-			-			2015-2018

(1)	La majeure partie des instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et ces derniers sont tous visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
(2)	Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3)	Au 31 décembre 2014.
(4)	Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi³.
(5)	Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction et utilisés pour acheter ou vendre de l'électricité ou du gaz naturel sont inclus dans les produits du secteur de l'énergie. Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres charges. La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits du secteur de l'énergie, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres charges, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(6)	Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt désignés en tant que couvertures de la juste valeur, comportant une juste valeur de 3 millions de dollars et une valeur nominale de 400 millions de dollars US au 31 décembre 2014. Pour le trimestre clos le 31 mars 2014, TransCanada réalisé des gains nets de 1 million de dollars sur des couvertures de la juste valeur, lesquels sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre clos le 31 mars 2014, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7)	Pour le trimestre clos le 31 mars 2014, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie

Les composantes des autres éléments du résultat étendu (note 8) liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :

		trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)		2015		2014

Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)¹
	Électricité	21		41
	Change	-		10
		21		51
Reclassement des gains et des (pertes) sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)¹
	Électricité²	69		(108	)
	Intérêts³	4		5
		73		(103	)
Pertes sur les instruments dérivés constatées dans le bénéfice net (partie inefficace)
	Électricité	(63	)	(13	)
		(63	)	(13	)

(1)	Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes inscrites dans les autres éléments du résultat étendu.
(2)	Montant constaté dans les produits du secteur de l'énergie à l'état consolidé condensé des résultats.
(3)	Montant constaté dans les intérêts débiteurs à l'état consolidé condensé des résultats.

Compensation des instruments dérivés

La société conclut des contrats d'instruments dérivés assortis d'un droit de compensation dans le cours normal des affaires ainsi qu'en cas de défaut. TransCanada ne dispose d'aucun accord de compensation cadre, mais elle conclut des contrats semblables renfermant des droits de compensation. TransCanada a choisi de présenter au bilan la juste valeur des montants bruts des instruments dérivés assortis d'un droit de compensation. Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats :

au 31 mars 2015 (non audité - en millions de dollars canadiens)		Montants bruts des instruments dérivés présentés au bilan		Montants disponibles à des fins de compensation¹		Montants nets

Instruments dérivés - actifs
	Électricité	546		(389	)	157
	Gaz naturel	72		(60	)	12
	Change	68		(61	)	7
	Intérêts	10		(1	)	9
Total		696		(511	)	185
Instruments dérivés - passifs
	Électricité	(696	)	389		(307	)
	Gaz naturel	(109	)	60		(49	)
	Change	(889	)	61		(828	)
	Intérêts	(7	)	1		(6	)
Total		(1 701	)	511		(1 190	)

(1)	Les montants disponibles à des fins de compensation ne comprennent pas les garanties en trésorerie accordées ou reçues.

Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats au 31 décembre 2014 :

au 31 décembre 2014 (non audité - en millions de dollars canadiens)		Montants bruts des instruments dérivés présentés au bilan		Montants disponibles à des fins de compensation¹		Montants nets

Instruments dérivés - actifs
	Électricité	419		(330	)	89
	Gaz naturel	69		(57	)	12
	Change	7		(7	)	-
	Intérêts	7		(1	)	6
Total		502		(395	)	107
Instruments dérivés - passifs
	Électricité	(554	)	330		(224	)
	Gaz naturel	(103	)	57		(46	)
	Change	(497	)	7		(490	)
	Intérêts	(6	)	1		(5	)
Total		(1 160	)	395		(765	)

(1)	Les montants disponibles à des fins de compensation ne comprennent pas les garanties en trésorerie accordées ou reçues.

Pour ce qui est de tous les arrangements financiers, y compris les instruments dérivés présentés ci-dessus, au 31 mars 2015, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 494 millions de dollars (459 millions de dollars au 31 décembre 2014) et des lettres de crédit de 19 millions de dollars (26 millions de dollars au 31 décembre 2014). La société détenait une garantie en trésorerie de néant (1 million de dollars au 31 décembre 2014) et des lettres de crédit de 6 millions de dollars (1 million de dollars au 31 décembre 2014) fournies par des contreparties relativement aux risques liés aux actifs au 31 mars 2015.

Dispositions liées au risque de crédit éventuel des instruments dérivés

Les contrats dérivés qui ont pour objet de gérer le risque de marché comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui permettent aux parties de gérer le risque de crédit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un événement lié au risque de crédit devait se produire, tel que la révision à la baisse de la cote de crédit de la société à un niveau de catégorie spéculative.

Compte tenu des contrats en vigueur et des prix du marché au 31 mars 2015, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 31 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014), et la société avait fourni à ce titre des garanties de néant (néant au 31 décembre 2014) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 31 mars 2015, la société aurait été tenue de fournir à ses contreparties des garanties supplémentaires de 31 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.

La société dispose de suffisamment de liquidités sous forme de trésorerie et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

HIÉRARCHIE DES JUSTES VALEURS

Les actifs et les passifs financiers de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie des justes valeurs.

Niveaux	Manière de déterminer la juste valeur
Niveau 1	Prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels la société a accès à la date d'évaluation.
Niveau 2	Évaluations fondées sur l'extrapolation de données autres que les prix cotés inclus dans le niveau 1, pour lesquelles toutes les données importantes peuvent être observées directement ou indirectement. Il peut s'agir de taux de change officiels, de taux d'intérêt, de courbes de swaps de taux d'intérêt, de courbes de rendement et de prix indiqués par un fournisseur de services de données externe. Cette catégorie comprend les actifs et les passifs liés à des instruments dérivés portant sur les taux d'intérêt et les taux de change lorsque la juste valeur a été déterminée selon l'approche par le résultat et les instruments financiers dérivés portant sur les produits de base pour l'électricité et le gaz naturel lorsque la juste valeur a été déterminée selon l'approche par le marché. En présence d'une évolution des conditions du marché, des transferts entre le niveau 1 et le niveau 2 auraient lieu.
Niveau 3	Évaluation des actifs et des passifs selon l'approche par le marché en fonction de l'extrapolation de données qui ne sont pas observables ou lorsque les données observables n'appuient pas une partie importante de la juste valeur des instruments dérivés. Cette catégorie comprend les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés, lorsque la liquidité est faible et les données peuvent comprendre des évaluations de courtiers à long terme. Les prix de l'électricité à long terme peuvent être estimés au moyen d'un outil de modélisation d'une tierce partie qui tient compte de certaines caractéristiques physiques d'exploitation des centrales se trouvant dans les marchés où la société exerce ses activités. Le modèle utilise des données fondamentales du marché, telles que le prix du combustible, les ajouts et les retraits d'approvisionnements en électricité, la demande d'électricité, les conditions hydrologiques saisonnières et les contraintes liées au transport. Les prix du gaz naturel à long terme en Amérique du Nord peuvent estimés en fonction de perspectives relatives à l'offre et à la demande futures de gaz naturel ainsi que des coûts d'exploration et de mise en valeur. Toute baisse importante des prix du combustible ou de la demande d'électricité ou de gaz naturel, toute hausse de l'offre d'électricité ou de gaz naturel ou un petit nombre de transactions sur des marchés à plus faible liquidité devraient ou pourraient donner lieu à une évaluation inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le niveau 3. Les actifs et les passifs évalués à la juste valeur peuvent fluctuer entre le niveau 2 et le niveau 3 selon la proportion de la valeur du contrat dont la durée se prolonge au-delà de la période pour laquelle il est jugé que les données importantes sont observables. Lorsqu'ils approchent de leur échéance et que les données de marché observables deviennent disponibles, les contrats sont transférés du niveau 3 au niveau 2.

La juste valeur des actifs et des passifs de la société déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme, est classée comme suit :

au 31 mars 2015 (non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)		Prix cotés sur des marchés actifs (niveau 1) ¹		Autres données importantes observables (niveau 2) ¹		Données importantes non observables (niveau 3) ¹		Total

Actifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		542		4		546
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	39		24		9		72
	Contrats de change	-		68		-		68
	Contrats sur taux d'intérêt	-		10		-		10
Passifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		(685	)	(11	)	(696	)
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	(104	)	(5	)	-		(109	)
	Contrats de change	-		(889	)	-		(889	)
	Contrats sur taux d'intérêt	-		(7	)	-		(7	)
Instruments financiers non dérivés :
	Actifs disponibles à la vente²	-		117		-		117
		(65	)	(825	)	2		(888	)

(1)	Il n'y a eu aucun transfert du niveau 1 au niveau 2 ni du niveau 2 au niveau 3 au cours du trimestre clos le 31 mars 2015.
(2)	Les actifs disponibles à la vente (y compris les placements restreints) sont inclus dans les actifs incorporels et autres actifs au bilan consolidé condensé.

La juste valeur des actifs et des passifs de la société déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme pour 2014, est classée comme suit :

au 31 décembre 2014 (non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)		Prix cotés sur des marchés actifs (niveau 1)¹		Autres données importantes observables (niveau 2)¹		Données importantes non observables (niveau 3)¹		Total

Actifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		417		2		419
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	40		24		5		69
	Contrats de change	-		7		-		7
	Contrats sur taux d'intérêt	-		7		-		7
Passifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		(551	)	(3	)	(554	)
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	(86	)	(17	)	-		(103	)
	Contrats de change	-		(497	)	-		(497	)
	Contrats sur taux d'intérêt	-		(6	)	-		(6	)
Instruments financiers non dérivés :
Actifs disponibles à la vente²		-		75		-		75
		(46	)	(541	)	4		(583	)

(1)	Il n'y a eu aucun transfert du niveau 1 au niveau 2 ni du niveau 2 au niveau 3 au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2014.
(2)	Les actifs disponibles à la vente sont inclus dans les actifs incorporels et autres actifs au bilan consolidé condensé.

Le tableau qui suit présente la variation nette de la juste valeur des actifs et des passifs dérivés classés au niveau 3 de la hiérarchie des justes valeurs :

	trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)	2015		2014

Solde au début de la période	4		1
Total des pertes comptabilisées dans le bénéfice net	(3	)	-
Total des gains comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu	1		-
Solde à la fin de la période	2		1

(1)	Pour le trimestre clos le 31 mars 2015, les produits du secteur de l'énergie comprennent des pertes non réalisées attribuables aux instruments dérivés compris dans le niveau 3 de 3 millions de dollars (néant en 2014) toujours détenus au 31 mars 2015.

Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu respectivement à une baisse ou à une hausse de moins de 1 million de dollars de la juste valeur des instruments dérivés compris dans le niveau 3 et en vigueur au 31 mars 2015.

11. Éventualités et garanties

TransCanada et ses filiales sont l'objet de diverses actions en justice et procédures d'arbitrage dans le cadre de leurs activités courantes. Bien qu'il ne soit pas possible de prédire avec certitude le résultat final de ces instances et poursuites, la direction estime que leur règlement n'aura pas de conséquences significatives sur la situation financière consolidée ni sur les résultats d'exploitation consolidés de la société.

GARANTIES

TransCanada et son partenaire en coentreprise pour Bruce Power, BPC Generation Infrastructure Trust (« BPC »), ont individuellement garanti solidairement certaines obligations financières conditionnelles de Bruce B relativement à un contrat de location, aux services contractuels et aux services de fournisseurs. En outre, TransCanada et BPC ont individuellement garanti la moitié de certaines obligations financières conditionnelles de Bruce A liées à une entente de sous-location ainsi qu'à certaines autres obligations financières. Le risque de la société aux termes de certaines de ces garanties est illimité.

Outre les garanties pour Bruce Power, la société et ses associés dans certaines des entités qu'elle détient en partie ont soit (i) conjointement et solidairement, (ii) conjointement ou (iii) individuellement garanti la performance financière de ces entités, principalement dans le contexte de l'acheminement du gaz naturel, des paiements dans le cadre de CAE et du paiement des obligations. Pour certaines de ces entités, tout paiement effectué par TransCanada, au titre des garanties précitées, supérieur à la quote-part de la société compte tenu de son degré de participation sera remboursé par ses associés.

La valeur comptable de ces garanties est incluse dans les autres passifs à long terme. Les renseignements sur les garanties de la société s'établissent comme suit :

		au 31 mars 2015		au 31 décembre 2014
(non audité - en millions de dollars canadiens)	Échéance	Risque éventuel ¹	Valeur comptable	Risque éventuel ¹	Valeur comptable

Bruce Power	Diverses jusqu'en 2019²	604	6	634	6
Autres entités détenues conjointement	Diverses jusqu'en 2040	108	14	104	14
		712	20	738	20

(1)	Quote-part de TransCanada à l'égard du risque estimatif actuel ou conditionnel.
(2)	Exception faite d'une garantie qui n'a aucune date d'échéance.

12. Événement postérieur à la date du bilan

Gas Transmission Northwest LLC

Le 1^er avril 2015, TransCanada a réalisé la vente de sa participation résiduelle de 30 % dans Gas Transmission Northwest LLC (« GTN ») à TC PipeLines, LP pour un prix d'achat global de 446 millions de dollars US.

Renseignements:

Renseignements aux médias :
Mark Cooper ou Davis Sheremata
403.920.7859 ou 800.608.7859

Renseignements aux investisseurs et analystes :
David Moneta ou Lee Evans
403.920.7911 ou 800.361.6522

TransCanada dégage de solides résultats financiers au premier trimestre de 2015