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30 oct. 2007 08h44 HE

TransCanada annonce de solides résultats au troisième trimestre; le conseil délare un dividende de 0,34 $ par action ordinaire

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 30 oct. 2007) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP)

Points saillants des résultats du troisième trimestre

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

- Le bénéfice net du troisième trimestre de 2007 s'est établi à 324 millions de dollars (0,60 $ par action), comparativement à 293 millions de dollars (0,60 $ par action) au troisième trimestre de 2006.

- Le résultat comparable du troisième trimestre de 2007 s'est accru d'environ 14 % par action pour s'établir à 309 millions de dollars (0,57 $ par action), comparativement au chiffre de 243 millions de dollars (0,50 $ par action) inscrit pour la même période en 2006.

- Les fonds provenant de l'exploitation ont augmenté d'environ 6 %, passant de 662 millions de dollars au troisième trimestre de 2006 à 702 millions de dollars pour la période correspondante de 2007.

- Le conseil d'administration déclare un dividende de 0,34 $ par action ordinaire.

- Des progrès marqués ont été réalisés dans le cadre du projet d'oléoduc Keystone et la portée du projet de remise en service et de redémarrage de Bruce A a été élargie.

"Le solide rendement financier de TransCanada au troisième trimestre est attribuable à l'apport appréciable de nos actifs existants ainsi qu'au maintien de notre démarche disciplinée de croissance de nos entreprises de pipelines et d'énergie", a affirmé Hal Kvisle, président et chef de la direction de TransCanada. L'acquisition d'ANR ainsi que l'achèvement des centrales de Bécancour et d'Edson vers la fin de 2006 ont contribué à faire augmenter le résultat et les flux de trésorerie en 2007. Nous prévoyons que la réalisation de nos projets d'infrastructures à grande échelle tels que Keystone et la remise à neuf de Bruce A nous permettra de produire systématiquement de solides rendements pour nos actionnaires."

TransCanada Corporation (TransCanada) a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net du troisième trimestre de 2007 s'est établi à 324 millions de dollars (0,60 $ par action), comparativement à 293 millions de dollars (0,60 $ par action) au troisième trimestre de 2006.

Le résultat comparable est passé de 243 millions de dollars (0,50 $ par action) au troisième trimestre de 2006 à 309 millions de dollars (0,57 $ par action) au troisième trimestre de 2007. Cette hausse de 66 millions de dollars (0,07 $ par action) découle de l'apport supérieur des entreprises de pipelines et d'énergie. La progression de l'apport de l'entreprise de pipelines est en majeure partie attribuable à la hausse du bénéfice découlant de l'acquisition d'ANR et du résultat supérieur du réseau principal au Canada. L'apport plus élevé de l'entreprise d'énergie s'explique avant tout par l'incidence de l'accroissement des prix réalisés pour l'électricité en Alberta et par la mise en service des centrales de Bécancour et d'Edson vers la fin de 2006. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2007 ne comprend pas les redressements d'impôts favorables et les intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars s'appliquant à des exercices antérieurs et, au troisième trimestre de 2006, il ne comprenait pas une économie d'impôts de 50 millions de dollars relativement au règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices auprès des autorités fiscales et des modifications des estimations.

Pour les neuf premiers mois de 2007, le bénéfice net et le bénéfice net découlant des activités poursuivies se sont chiffrés à 846 millions de dollars (1,60 $ par action), comparativement au bénéfice net de 810 millions de dollars (1,66 $ par action) et au bénéfice net découlant des activités poursuivies de 782 millions de dollars (1,60 $ par action) pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2007 s'est chiffré à 800 millions de dollars (1,51 $ par action), alors qu'il avait été de 668 millions de dollars (1,36 $ par action) pour la période correspondante de 2006. La hausse de 132 millions de dollars (0,15 $ par action) provient principalement de la hausse du bénéfice découlant de l'acquisition d'ANR, du résultat supérieur du réseau principal au Canada, des prix réalisés plus élevés pour l'électricité en Alberta et de la mise en service des centrales de Bécancour et d'Edson vers la fin de 2006. Ces hausses ont été atténuées en partie par le recul de l'apport de Bruce Bower. Le résultat comparable de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 ne tient pas compte de rajustements d'impôts favorables de 46 millions de dollars. Le résultat comparable de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006 excluait les rajustements d'impôts favorables de 83 millions de dollars, le règlement de 18 millions de dollars conclu dans le cadre de la faillite de Mirant et le gain de 13 millions de dollars découlant de la vente de la participation de TransCanada dans Northern Border Partners, L.P.

Les rentrées nettes liées à l'exploitation se sont élevées à 834 millions de dollars au troisième trimestre de 2007, alors qu'elles avaient été de 619 millions de dollars pour la période correspondante de 2006. Pour la période de neuf mois terminée en 2007, les rentrées nettes liées à l'exploitation se sont chiffrées à 2,14 milliards de dollars, comparativement à 1,58 milliard de dollars pour la même période en 2006. La hausse des rentrées nettes liées à l'exploitation découle principalement de l'accroissement des fonds provenant de l'exploitation et du recul du fonds de roulement d'exploitation.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont chiffrés à 702 millions de dollars et à 1,88 milliard de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, en hausse de respectivement 40 millions de dollars et 162 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2006. Ces augmentations sont essentiellement attribuables à un accroissement des liquidités générées par le résultat.

Les faits marquants récents au sein des secteurs des pipelines, de l'énergie et du siège social comprennent notamment ce qui suit.

Pipelines :

- TransCanada a reçu l'approbation de construire et d'exploiter le tronçon canadien de l'oléoduc Keystone, un autre jalon important dans le cadre du projet d'oléoduc Keystone. L'approbation englobe la conversion d'une partie du réseau principal au Canada pour transporter du pétrole brut plutôt que du gaz naturel et elle comprend une entente au sujet des méthodes de tarification et du tarif. Les travaux de construction devraient commencer au début de 2008, et la mise en exploitation est prévue pour le quatrième trimestre de 2009.

- Compte tenu de l'appui ferme de l'industrie pour le projet Keystone, TransCanada a conclu des contrats ou a fourni des approbations conditionnelles pour environ 3,0 milliards de dollars US visant les principaux fournisseurs de matériaux et entrepreneurs en construction. La société poursuit ses démarches pour mettre en place des ententes d'accès aux propriétés en prévision du début des travaux de construction au printemps 2008. Le coût en capital du projet Keystone devrait être d'environ 5,2 milliards de dollars US en fonction de l'envergure et de la portée accrues du projet ainsi que des contrats qui ont été signés pour les matériaux et les services de construction. En novembre, la société entend déposer auprès de l'Office national de l'énergie (ONE) une demande visant les installations de pompage supplémentaires requises dans le cadre de l'accroissement de la capacité nominale de l'oléoduc Keystone, qui passera d'environ 435 000 barils par jour à 590 000 barils par jour.

- TransCanada et Northwest Natural Gas Company ont annoncé la création de Palomar Gas Transmission. Palomar se propose de construire un gazoduc qui permettrait de desservir, aux Etats-Unis, les marchés en plein essor de l'Oregon et des Etats de l'ouest et ceux du nord-ouest sur la côte du Pacifique. Si le gazoduc est approuvé et si les expéditeurs manifestent suffisamment d'intérêt, la mise en service du gazoduc pourrait avoir lieu vers la fin de 2011.

- A la suite de l'approbation, en juillet 2007, par l'Energy and Utilities Board (Alberta) des négociations au sujet des besoins en produits du réseau de l'Alberta, la société a entamé, en septembre 2007, des négociations avec les parties prenantes qui se poursuivent toujours. La société a pour but de conclure un règlement d'une durée d'un maximum de trois ans entrant en vigueur le 1er janvier 2008.

- En octobre 2007, le pipeline North Baja de TransCanada a obtenu de la Federal Energy Regulatory Commission un certificat l'autorisant à élargir et à modifier son réseau actuel. Cette modification facilitera l'importation, après regazéification, de gaz naturel liquéfié en provenance du Mexique et à destination des marchés de la Californie et de l'Arizona.

Energie :

- TransCanada a annoncé l'élargissement de la portée du projet de remise à neuf du quatrième réacteur dans le cadre du projet révisé de redémarrage de Bruce A. Ce projet prévoit l'installation de 480 nouveaux canaux de combustible dans le quatrième réacteur, ce qui prolongera de 2017 à 2036 le cycle d'exploitation prévu du réacteur de 750 MW. Le plan révisé prévoit un investissement supplémentaire de 1 milliard de dollars, pour un investissement total d'environ 5,25 milliards de dollars dans le cadre du programme de remise à neuf et de redémarrage. La part de TransCanada devrait se situer à environ 2,6 milliards de dollars.

- La construction a commencé à la centrale électrique de Halton Hills, installation de 683 MW alimentée au gaz naturel située près à Halton Hills, en Ontario. Cette centrale devrait entrer en exploitation à l'été 2010.

- La construction se déroule selon les prévisions dans le cadre du projet Portlands Energy Centre (550 MW), un partenariat avec Ontario Power Generation.

- Cartier énergie éolienne a obtenu du gouvernement du Québec l'approbation de construire dans la région de Gaspé au Québec le parc éolien de Carleton proposé de 170 millions de dollars. Le parc éolien de Carleton (109,5 MW) est le troisième projet à être aménagé à la suite du premier appel de soumissions d'Hydro-Québec pour la production d'énergie éolienne en 2004. TransCanada détient une participation de 62 % dans Cartier énergie éolienne.

- TransCanada et le gouvernement de la Saskatchewan ont convenu de fournir chacun jusqu'à concurrence de 26 millions de dollars pour la conception technique d'un projet d'installation de polygénération. L'installation de Belle Plaine aurait recours au coke de pétrole comme charge d'alimentation afin de produire des produits utiles à très faibles émissions et 300 MW d'électricité.

Siège social :

- En octobre 2007, TransCanada a vendu des billets de premier rang à échéance de 30 ans et assortis d'un coupon de 6,20 % d'un montant totalisant 1 milliard de dollars US. Le produit sera affecté au remboursement de papier commercial et à d'autres fins générales.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 8 h (heure des Rocheuses) / 10 h (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du troisième trimestre de 2007 ainsi que des faits nouveaux et des questions générales concernant la société. Les analystes, journalistes et autres intéressés désireux de participer à cette téléconférence doivent composer le 1-866-299-6655 ou le 416-641-6140 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La conférence et le diaporama seront également transmis en direct sur le site Web de TransCanada à www.transcanada.com.

La conférence débutera par de brefs commentaires des membres de la haute direction de TransCanada, suivis d'une période de questions et réponses à l'intention des analystes. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 6 novembre 2007; il suffira de composer le 1-800-408-3053 ou le 416-695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3239079. La téléconférence sera archivée pour retransmission sur le Web à www.transcanada.com.

Au sujet de TransCanada

Forte d'une expérience de plus de 50 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 centrales électriques, des installations de stockage de gaz et des projets liés à des oléoducs et à des installations de GNL. Le réseau de pipelines détenus en propriété exclusive de TransCanada s'étend sur plus de 59 000 kilomètres (36 500 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 avec une capacité de stockage d'environ 360 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 d'environ 7 700 mégawatts d'électricité au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP.

INFORMATIONS PROSPECTIVES

Le présent communiqué peut contenir certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où ces énoncés ont été formulés. Les résultats ou les événements que laissent entrevoir ces informations pourraient différer des résultats ou des événements réels. Les facteurs en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les décisions des organismes de réglementation, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans le secteur des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, l'accès aux marchés des capitaux, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques, ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, ces informations prospectives sont assujetties à des risques et incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient s'écarter considérablement de ceux anticipés ou des attentes exprimées. Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis. Les lecteurs ne devraient pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, qui sont fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent communiqué ou autrement, et TransCanada n'a pas l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, notamment pour tenir compte de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres faits, sauf si la loi l'exige.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Dans le présent communiqué, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures n'ont pas de définition normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus (PCGR), et, par conséquent, elles sont considérées comme étant non conformes aux PCGR. Ces mesures ne sont vraisemblablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Elles ont été utilisées pour fournir aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur le rendement opérationnel de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation. La direction a recours à ces mesures pour pouvoir mieux comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et mieux comprendre les données sur le rendement opérationnel, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer l'exploitation.

Le résultat comparable comprend le bénéfice net découlant des activités poursuivies rajusté en fonction de postes particuliers qui sont importants mais ne sont pas typiquement représentatifs des activités de la société. La détermination de postes particuliers est subjective, et la direction fait preuve de discernement pour déterminer les postes à exclure du calcul du résultat comparable. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et rajustements d'impôts sur les bénéfices, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice et des règlements reçus d'anciens clients dans le cadre de faillites. Le rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net est présenté sous la rubrique "Résultats d'exploitation consolidés" du rapport de gestion qui accompagne le présent communiqué. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation de la période visée.

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau "Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2007" figurant dans le présent communiqué.

Renseignements aux médias : Shela Shapiro/Cecily Dobson 403-920-7859

800-608-7859
Renseignements aux analystes : David Moneta/Myles Dougan/

Terry Hook 403-920-7911

800-361-6522




Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2007
(non vérifié)

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
Résultats d'exploitation les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 210 1 850 6 671 5 429

Bénéfice net
Activités poursuivies 324 293 846 782
Activités abandonnées - - 28
------------------------------------------
324 293 846 810
------------------------------------------
------------------------------------------

Résultat comparable (1) 309 243 800 668
------------------------------------------
------------------------------------------

Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation (1) 702 662 1 880 1 718
Diminution (augmentation)
du fonds de roulement
d'exploitation 132 (43) 261 (136)
------------------------------------------
Rentrées nettes provenant
de l'exploitation 834 619 2 141 1 582
------------------------------------------
------------------------------------------

Dépenses en immobilisations 364 372 1 056 1 002
Acquisitions, déduction
faite de l'encaisse acquise (2) - 4 222 358
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
Données sur les actions les 30 septembre les 30 septembre
ordinaires 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action - de base
Activités poursuivies 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,60 $
Activités abandonnées - - 0,06
------------------------------------------
0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,66 $
------------------------------------------
------------------------------------------

Résultat comparable par
action - de base (1) 0,57 $ 0,50 $ 1,51 $ 1,36 $

Dividendes déclarés par
action 0,34 $ 0,32 $ 1,02 $ 0,96 $

Actions ordinaires en circulation
(en millions)
Moyenne de la période 537 488 527 488
A la fin de la période 538 488 538 488
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Pour un complément d'information sur le résultat comparable, les fonds
provenant de l'exploitation et le résultat comparable par action, il y a
lieu de consulter la rubrique "Mesures non conformes aux PCGR" dans le
présent communiqué.


TRANSCANADA CORPORATION - TROISIEME TRIMESTRE DE 2007

Rapport trimestriel aux actionnaires

Rapport de gestion

Daté du 29 octobre 2007, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non vérifiés ci-joints de TransCanada Corporation (TransCanada ou la société) pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007. Il doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés vérifiés et des notes y afférentes et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2006 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les autres documents d'information continue de la société, sur SEDAR à www.sedar.com, sous TransCanada Corporation. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2006 de TransCanada.

Informations prospectives

Le présent rapport de gestion peut contenir certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où ces énoncés ont été formulés. Les résultats ou les événements que laissent entrevoir ces informations pourraient différer des résultats ou des événements réels. Les facteurs en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les décisions des organismes de réglementation, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans le secteur des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, l'accès aux marchés des capitaux, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques, ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, ces informations prospectives sont assujetties à des risques et incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient s'écarter considérablement de ceux anticipés ou des attentes exprimées. Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission (SEC) des Etats-Unis. Les lecteurs ne devraient pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, qui sont fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent rapport de gestion ou autrement, et TransCanada n'a pas l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, notamment pour tenir compte de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres faits, sauf si la loi l'exige.

Mesures non conformes aux PCGR

Dans le présent rapport de gestion, la société utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "fonds provenant de l'exploitation" et "bénéfice d'exploitation". Ces mesures n'ont pas de définition normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus (PCGR), et, par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR. Ces mesures ne sont vraisemblablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Elles ont été utilisées pour fournir aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur le rendement opérationnel de la société, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation. La direction a recours à ces mesures pour pouvoir mieux comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et mieux comprendre les données sur le rendement opérationnel, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer l'exploitation.

Le résultat comparable comprend le bénéfice net découlant des activités poursuivies rajusté en fonction de postes particuliers qui sont importants mais ne sont pas typiquement représentatifs des activités de la société. La détermination de postes particuliers est subjective, et la direction fait preuve de discernement pour déterminer les postes à exclure du calcul du résultat comparable. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et rajustements d'impôts sur les bénéfices, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice et des règlements reçus d'anciens clients dans le cadre de faillites. Le rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net est présenté sous la rubrique "Résultats d'exploitation consolidés" du présent rapport de gestion. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation de la période visée.

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

Le bénéfice d'exploitation est une mesure utilisée par le secteur de l'énergie. Il représente les produits moins les charges d'exploitation figurant dans les états consolidés des résultats. Le rapprochement du bénéfice d'exploitation et du résultat net est présenté sous la rubrique "Energie" du présent rapport de gestion.



Résultats d'exploitation consolidés

Rapprochement du résultat
comparable et du bénéfice net

(non vérifié) Périodes de neuf
(en millions de dollars, Trimestres terminés mois terminées
sauf les montants par les 30 septembre les 30 septembre
action) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines
Résultat comparable 163 130 484 403
Postes particuliers :
Règlement dans le cadre de
la faillite de Mirant - - - 18
Gain à la vente de la
participation dans Northern
Border Partners, L.P. - - - 13
------------------------------------------
Résultat net 163 130 484 434
------------------------------------------

Energie
Résultat comparable 156 123 352 297
Poste particulier :
Rajustements d'impôts - - 4 23
------------------------------------------
Résultat net 156 123 356 320
------------------------------------------

Siège social
(Charges comparables)
résultat comparable (10) (10) (36) (32)
Poste particulier :
Redressements et
rajustements d'impôts 15 50 42 60
------------------------------------------
Résultat net 5 40 6 28
------------------------------------------

Bénéfice net
Activités poursuivies (1) 324 293 846 782
Activités abandonnées - - 28
------------------------------------------
Bénéfice net 324 293 846 810
------------------------------------------
------------------------------------------

Bénéfice net par action
Activités poursuivies (2) 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,60 $
Activités abandonnées - - 0,06
------------------------------------------
De base 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,66 $
------------------------------------------
------------------------------------------
Dilué 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,65 $
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Résultat comparable 309 243 800 668
Postes particuliers
(déduction faite des
impôts, le cas
échéant) :
Redressements et
rajustements d'impôts 15 50 46 83
Règlement dans le cadre de
la faillite de Mirant - - - 18
Gains à la vente de la
participation dans
Northern Border Partners,
L.P. - - - 13
------------------------------------------
Bénéfice net découlant des
activités poursuivies 324 293 846 782
------------------------------------------
------------------------------------------

(2) Résultat comparable par
action 0,57 $ 0,50 $ 1,51 $ 1,36 $
Postes particuliers - par
action
Redressements et
rajustements d'impôts 0,03 0,10 0,09 0,17
Règlement dans le cadre de
la faillite de Mirant - - - 0,04
Gains à la vente de la
participation dans
Northern Border Partners,
L.P. - - - 0,03
------------------------------------------
Bénéfice net par action
découlant des
activités poursuivies 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,60 $
------------------------------------------
------------------------------------------


Pour le troisième trimestre de 2007, le bénéfice net et le bénéfice net découlant des activités poursuivies (résultat net) de TransCanada se sont établis à 324 millions de dollars (0,60 $ par action) comparativement à 293 millions de dollars (0,60 $ par action) au troisième trimestre de 2006. Le bénéfice net et le résultat net du troisième trimestre ont progressé de 31 millions de dollars entre 2006 et 2007, principalement en raison du bénéfice tiré de l'acquisition d'ANR en février 2007, de la hausse des prix de l'électricité réalisés en Alberta, de la mise en service des centrales de Bécancour et d'Edson et du bénéfice supérieur constaté par suite du règlement quinquennal au sujet du réseau principal au Canada approuvé par l'Office national de l'énergie (ONE) en mai 2007. Le résultat net du troisième trimestre de 2007 comprend des redressements d'impôts favorables et des intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars s'appliquant à des exercices antérieurs, comparativement à une économie d'impôts de 50 millions de dollars constatée au troisième trimestre de 2006 à la suite du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices auprès des autorités fiscales et des modifications des estimations. Le bénéfice net par action du troisième trimestre de 2007 est comparable à celui de la période correspondante de 2006, bien que le nombre d'actions en circulation de la société ait été supérieur à la suite de l'émission d'actions de la société en 2007.

Le résultat comparable du troisième trimestre de 2007 s'est établi à 309 millions de dollars (0,57 $ par action), alors qu'il avait été de 243 millions de dollars (0,50 $ par action) pour la période correspondante de 2006. Il ne tient pas compte de l'incidence favorable des redressements et des rajustements d'impôts de respectivement 15 millions de dollars et de 50 millions de dollars pour les troisièmes trimestres de 2007 et de 2006, tel qu'il est commenté ci-dessus.

Pour les neuf premiers mois de 2007, le bénéfice net et le résultat net se sont chiffrés à 846 millions de dollars (1,60 $ par action), comparativement au bénéfice net de 810 millions de dollars (1,66 $ par action) et au résultat net de 782 millions de dollars (1,60 $ par action) pour la période correspondante de l'exercice précédent. La progression du bénéfice net et du résultat net s'explique par les facteurs susmentionnés ainsi que par les rajustements d'impôts favorables supplémentaires de 31 millions de dollars au premier semestre de 2007 découlant de modifications à la législation fiscale canadienne, du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices et d'une restructuration interne. Ces hausses ont été atténuées en partie par le recul du résultat de Bruce Power. Le bénéfice net et le résultat net de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006 tenait compte de rajustements favorables et d'économies d'impôts d'environ 83 millions de dollars à la suite du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices, de la réduction des taux fédéraux et provinciaux d'imposition canadiens et des modifications des estimations. En outre, le bénéfice net et le résultat net en 2006 tenaient compte du règlement de 18 millions de dollars après les impôts (29 millions de dollars avant les impôts) conclu avec Mirant Corporation et certaines de ses filiales (Mirant) et du gain de 13 millions de dollars après les impôts (23 millions de dollars avant les impôts) découlant de la vente de la participation de commandité de TransCanada dans Northern Border Partners, L.P. Le bénéfice net de TransCanada pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006 incluait par ailleurs le bénéfice net découlant des activités abandonnées, soit 28 millions de dollars (0,06 $ par action), qui tenait compte des règlements conclus dans le cadre de la faillite de Mirant et reçus au cours du premier trimestre de 2006 relativement à l'entreprise de commercialisation du gaz dont TransCanada s'est dessaisie en 2001. Le résultat net par action des neuf premiers mois de 2007 est comparable à celui de la période correspondante de 2006, en dépit de la hausse du nombre d'actions en circulation à la suite de l'émission d'actions réalisée par la société en 2007.

Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2007 s'est chiffré à 800 millions de dollars (1,51 $ par action), alors qu'il avait été de 668 millions de dollars (1,36 $ par action) pour la période correspondante de 2006. Le résultat comparable de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 ne tient pas compte des redressements et des rajustements d'impôts de 46 millions de dollars. Le résultat comparable de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006 excluait les rajustements d'impôts favorables de 83 millions de dollars, le règlement de 18 millions de dollars conclu dans le cadre de la faillite de Mirant et le gain de 13 millions de dollars découlant de la vente de la participation de TransCanada dans Northern Border Partners, L.P.

Les résultats de chaque secteur d'exploitation pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 sont présentés sous les rubriques "Pipelines", "Energie" et "Siège social" du présent rapport de gestion.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 702 millions de dollars et à 1 880 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007. Il s'agit d'une hausse de respectivement 40 millions de dollars et 162 millions de dollars comparativement aux résultats des périodes correspondantes de 2006.

Pipelines

Le résultat net et le résultat comparable de l'entreprise de pipelines se sont établis à 163 millions de dollars au troisième trimestre de 2007, soit 33 millions de dollars de plus que les 130 millions de dollars inscrits au troisième trimestre de 2006.

Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, le résultat net s'est chiffré à 484 millions de dollars, comparativement au chiffre de 434 millions de dollars inscrit pour la même période en 2006. A l'exclusion du règlement de 18 millions de dollars de Mirant au premier trimestre de 2006 et du gain de 13 millions de dollars à la vente de la participation de TransCanada dans Northern Border Partners, L.P. au deuxième trimestre de 2006, le résultat comparable s'est accru de 81 millions de dollars entre 2006 et 2007.



Aperçu des résultats - Pipelines

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines détenus en
propriété exclusive
Réseau principal au Canada 69 59 201 179
Réseau de l'Alberta 32 35 97 102
ANR (1) 19 69
GTN 10 12 26 39
Foothills (2) 6 7 20 21
------------------------------------------
136 113 413 341
------------------------------------------

Autres pipelines
Great Lakes (3) 11 10 36 33
Iroquois 3 4 11 11
Portland 1 6 7 10
PipeLines LP (4) 8 (1) 14 3
Ventures LP 3 3 9 9
TQM 2 2 5 5
TransGas 2 3 10 8
Gas Pacifico/INNERGY - 1 2 5
Tamazunchale 2 7
Mise en valeur des régions
nordiques (1) (1) (3) (3)
Frais généraux, frais
d'administration et de
soutien et frais divers (4) (10) (27) (19)
------------------------------------------
27 17 71 62
------------------------------------------

Résultat comparable 163 130 484 403
Règlement dans le cadre de
la faillite de Mirant - - 18
Gain à la vente de la
participation dans
Northern Border Partners,
L.P. - - 13
------------------------------------------
Résultat net 163 130 484 434
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) ANR comprend les résultats d'exploitation depuis le 22 février 2007.
(2) Foothills reflète l'exploitation cumulée de Foothills et du réseau de la
Colombie-Britannique. L'exploitation de Foothills et du réseau de la
Colombie-Britannique est intégrée depuis le 1er avril 2007.
(3) Les résultats de Great Lakes tiennent compte de la participation de
53,55 % de TransCanada dans Great Lakes depuis le 22 février 2007 et de
la participation de 50 % avant cette date.
(4) Les résultats de PipeLines LP reflètent une participation réelle
supplémentaire de TransCanada de 15 % dans Great Lakes en raison de la
participation de 32,1 % que détient TransCanada dans PipeLines LP depuis
le 22 février 2007.


Pipelines détenus en propriété exclusive

Le résultat net du réseau principal au Canada a progressé de 10 millions de dollars et de 22 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, comparativement aux périodes correspondantes de 2006. Ces hausses s'expliquent par l'incidence du règlement tarifaire quinquennal (le règlement) conclu avec les parties prenantes au sujet du réseau principal au Canada pour la période allant du 1er janvier 2007 au 31 décembre 2011. L'ONE a approuvé, en mai 2007, le règlement qui prévoyait une augmentation du ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires, pour le faire passer de 36 % à 40 %.

Par suite du règlement, le résultat net du réseau principal au Canada pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 a augmenté compte tenu de l'accroissement du ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. De plus, le résultat net du réseau principal au Canada a profité de l'incidence positive de certains accords incitatifs axés sur le rendement et de la compression des frais d'exploitation, d'entretien et d'administration. Ces hausses ont été contrées en partie par l'incidence négative du recul du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires de 8,46 % en 2007 (8,88 % en 2006) et de la base tarifaire moyenne.

Le résultat net du réseau de l'Alberta pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 a diminué respectivement de 3 millions de dollars et de 5 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2006. Ces reculs s'expliquent avant tout par la base tarifaire réduite ainsi que par le taux de rendement de l'avoir des actionnaires inférieur en 2007. Le résultat en 2007 tient compte d'un taux de rendement de 8,51 % contre un taux de rendement de 8,93 % en 2006 et le ratio de l'avoir réputé des actionnaires est demeuré à 35 % de 2006 à 2007.

Le résultat net d'ANR s'est établi à 19 millions de dollars et 69 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, ce qui cadre avec les attentes de la société en général. TransCanada a réalisé l'acquisition d'ANR le 22 février 2007 et elle inclut son résultat net depuis cette date. Les produits d'ANR sont principalement tirés des services de transport interétatique, de stockage et de collecte de gaz naturel et des services connexes. Etant donné la nature saisonnière de l'entreprise, les volumes, les produits et le résultat net d'ANR sont habituellement plus élevés pendant les mois d'hiver.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, le résultat comparable de GTN a fléchi respectivement de 2 millions de dollars et de 13 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes de 2006 puisque les produits d'exploitation ont affiché un recul en 2007 en raison du recul des volumes garantis sous contrat à long terme et de l'augmentation de la provision constituée en 2007 pour le défaut de paiement de produits de transport contractuels d'une filiale de Calpine Corporation qui s'est placée sous la protection de la loi sur la faillite. Dans l'attente de la résolution de son dossier tarifaire courant, GTN constate ses produits de 2007 en fonction des taux de 2006. Par conséquent, GTN a constaté une provision pour un remboursement tarifaire égal à la différence entre les produits de transport fondés sur les tarifs provisoires de GTN pour 2007 et les tarifs qui étaient en vigueur en 2006.



Données sur l'exploitation
Périodes de
neuf mois Réseau Réseau
terminées les principal de Gas
30 septembre au Réseau de ANR Transmission
(non vérifié) Canada(1) l'Alberta(2) (3)(4) Northwest(3) Foothills(5)
2007 2006 2007 2006 2007 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Base
tarifaire
moyenne
(en millions
de dollars) 7 323 7 450 4 236 4 293 s.o. s.o. s.o. 824 856
Volumes
livrés (en
milliards de
pieds cubes)
Total 2 359 2 209 2 994 3 033 829 600 592 1 058 1 051
Moyenne
quotidienne 8,6 8,1 11,0 11,1 3,8 2,2 2,2 3,9 3,9
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, les
livraisons du réseau principal au Canada en provenance de la frontière
de l'Alberta et de la Saskatchewan se sont établies à 1 655 milliards de
pieds cubes (1 694 milliards de pieds cubes en 2006), soit une moyenne
quotidienne de 6,1 milliards de pieds cubes (6,2 milliards de pieds
cubes en 2006).
(2) Les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont totalisé
3 064 milliards de pieds cubes pour la période de neuf mois terminée le
30 septembre 2007 (3 133 milliards de pieds cubes en 2006); la moyenne
quotidienne s'est établie à 11,2 milliards de pieds cubes (11,5
milliards de pieds cubes en 2006).
(3) Les réseaux d'ANR et de Gas Transmission Northwest sont exploités
conformément à un modèle tarifaire fixe approuvé par la Federal Energy
Regulatory Commission (FERC) des Etats-Unis. Par conséquent, les
résultats des réseaux pour la période courante ne sont pas fonction
d'une base tarifaire moyenne.
(4) Les résultats d'ANR comprennent les résultats d'exploitation depuis le
22 février 2007.
(5) Les résultats de Foothills reflètent les activités cumulées de Foothills
et du réseau de la Colombie-Britannique. L'exploitation de Foothills et
du réseau de la Colombie-Britannique est intégrée depuis le 1er avril
2007.


Autres pipelines

Pour le trimestre terminé le 30 septembre 2007, la quote-part revenant à TransCanada du résultat net des autres pipelines s'est chiffrée à 27 millions de dollars, alors qu'elle avait été de 17 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2006. La hausse provient avant tout de l'accroissement du résultat de PipeLines LP et de la diminution des coûts d'aménagement de projets. Le résultat de PipeLines LP a progressé, surtout grâce à la hausse de la participation de commandité de TransCanada et de l'acquisition, par PipeLines LP, d'une participation de 46,45 % dans Great Lakes le 22 février 2007 ainsi qu'en raison du rajustement au troisième trimestre de 2007 relativement à la participation accrue de TransCanada. Les coûts d'aménagement de projets ont reculé compte tenu du moment où les coûts ont été engagés par rapport à l'exercice précédent et de la capitalisation des coûts de projets liés au prolongement de l'oléoduc Keystone au troisième trimestre de 2007. L'entrée en exploitation du pipeline Tamazunchale en décembre 2006 a également contribué à faire augmenter le résultat net du troisième trimestre de 2007. Ces hausses ont été atténuées en partie par le recul du résultat de Portland d'un exercice à l'autre par suite du règlement reçu en 2006 dans le cadre d'une faillite.

Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, le résultat net s'est chiffré à 71 millions de dollars, comparativement à 62 millions de dollars pour la même période en 2006. L'accroissement du résultat net en 2007 provient principalement de la hausse du résultat de Tamazunchale et de PipeLines LP, tel qu'il est commenté ci-dessus, mais cette progression a été en partie annulée par l'accroissement des coûts d'aménagement de projets et des frais de soutien dans le contexte de la croissance de l'entreprise de pipelines.

La société évalue actuellement l'incidence de la loi mexicaine sur le taux d'imposition uniforme des sociétés qui a été promulguée le 1er octobre 2007. La société prévoit que cette loi n'aura pas d'incidences importantes sur ses états financiers.

Au 30 septembre 2007, TransCanada avait consenti des avances de 135 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group relativement au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie (GVM), et la société avait capitalisé un montant de 204 millions de dollars relativement au projet d'oléoduc Keystone.

TransCanada et les autres parties à la coentreprise du GVM continuent de s'intéresser activement à la réalisation du projet, en mettant l'accent sur le processus de réglementation et les pourparlers avec le gouvernement du Canada au sujet du cadre fiscal. Le calendrier de réalisation du projet est incertain et il dépend de questions réglementaires et fiscales. La capacité de TransCanada de recouvrer son placement dépend toujours de l'obtention de bons résultats pour le projet.

Energie

A 156 millions de dollars, le résultat net de l'entreprise d'énergie au troisième trimestre de 2007 est de 33 millions de dollars supérieur aux 123 millions de dollars inscrits au troisième trimestre de 2006.

Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, le résultat net de l'entreprise d'énergie s'est chiffré à 356 millions de dollars, soit 36 millions de dollars de plus que les 320 millions de dollars obtenus pour la même période en 2006. Exclusion faite des rajustements d'impôts sur les bénéfices de 4 millions de dollars et de 23 millions de dollars respectivement en 2007 et en 2006, le résultat comparable de l'entreprise d'énergie pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 a progressé de 55 millions de dollars.



Aperçu des résultats - Energie

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power 64 72 124 176
Installations énergétiques de
l'Ouest 120 84 250 188
Installations énergétiques de l'Est 52 40 189 132
Stockage de gaz naturel 39 24 89 63
Frais généraux, frais
d'administration et de
soutien et frais divers (38) (35) (113) (100)
------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 237 185 539 459
Charges financières (6) (5) (16) (17)
Intérêts créditeurs et autres
produits 2 2 8 5
Impôts sur les bénéfices (77) (59) (179) (150)
------------------------------------------
Résultat comparable 156 123 352 297
Rajustements d'impôts - - 4 23
------------------------------------------
Résultat net 156 123 356 320
------------------------------------------
------------------------------------------

Bruce Power

Périodes de neuf
Aperçu des résultats de Trimestres terminés mois terminées
Bruce Power (1) les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
(en millions de dollars)
Produits
Electricité 517 478 1 427 1 396
Autres (2) 35 15 85 43
------------------------------------------
552 493 1 512 1 439
------------------------------------------


Charges d'exploitation
Exploitation et entretien (239) (210) (793) (656)
Combustible (23) (26) (76) (68)
Loyer supplémentaire (43) (42) (128) (127)
Amortissement (43) (34) (115) (99)
------------------------------------------
(348) (312) (1 112) (950)
------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 204 181 400 489
------------------------------------------
------------------------------------------

Quote-part de TransCanada 69 69 137 170
Rajustements (5) 3 (13) 6
------------------------------------------
Apport de Bruce Power au
bénéfice d'exploitation de
TransCanada 64 72 124 176
------------------------------------------
------------------------------------------

Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible de la centrale
Bruce A 79% 86% 81% 76%
Bruce B 96% 92% 88% 94%
Capacité cumulée de Bruce Power 90% 90% 86% 88%
Volumes des ventes (en GWh) (3)
Bruce A - 100 % 2 610 2 850 7 930 7 440
Bruce B - 100 % 6 820 6 540 18 620 19 790
Capacité cumulée de Bruce
Power - 100 % 9 430 9 390 26 550 27 230
Quote-part de TransCanada 3 427 3 448 9 747 9 848
Résultats par MWh (4)
Produits de Bruce A 60 $ 59 $ 59 $ 58 $
Produits de Bruce B 53 $ 48 $ 52 $ 49 $
Produits cumulés de Bruce
Power 55 $ 51 $ 54 $ 51 $
Combustible cumulé de Bruce
Power 3 $ 3 $ 3 $ 2 $
Charges d'exploitation
cumulées de Bruce Power (5) 36 $ 32 $ 41 $ 34 $
Pourcentage de la
production vendue sur le
marché au comptant 52% 33% 45% 37%
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Toutes les données figurant dans le tableau tiennent compte des
rajustements visant à éliminer les incidences des opérations
intersociétés entre Bruce A et Bruce B.
(2) Comprend, pour Bruce A, des recouvrements de coûts de combustible de 9
millions de dollars et de 26 millions de dollars respectivement pour le
trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 (9
millions de dollars et 19 millions de dollars respectivement pour le
trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2006).
Comprend des variations de la juste valeur des instruments dérivés
détenus à des fins de transaction de 18 millions de dollars et de 36
millions respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois
terminés le 30 septembre 2007 (néant pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2006).
(3) En gigawatts-heure.
(4) En mégawatts-heure.
(5) Déduction faite des recouvrements des coûts de combustible.


A 64 millions de dollars, le bénéfice d'exploitation découlant de la participation de TransCanada dans Bruce Power a reculé de 8 millions de dollars entre le troisième trimestre de 2006 et celui de 2007, et ce, principalement en raison des coûts supérieurs des avantages sociaux postérieurs à l'emploi et des autres coûts liés au personnel, de la hausse des coûts attribuables aux modifications de la durée et de l'ampleur des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif (principalement aux installations de Bruce A) et de l'amortissement inférieur du prix d'achat positif lié à l'échéance des conventions de vente d'électricité. L'accroissement des produits découlant des prix réalisés supérieurs a en partie contré ces incidences.

La quote-part revenant à TransCanada de l'électricité produite par Bruce Power pendant le troisième trimestre de 2007, soit 3 427 GWh, est comparable à la production de 3 448 GWh au troisième trimestre de 2006. Les prix réalisés par Bruce Power au cours du troisième trimestre de 2007 (exclusion faite des autres produits) se sont situés à 55 $ le MWh, comparativement à 51 $ le MWh pour la même période en 2006. Les charges d'exploitation cumulées (déduction faite des recouvrements de coûts de combustible) de Bruce Power sont passées de 32 $ le MWh au troisième trimestre de 2006 à 36 $ le MWh au troisième trimestre de 2007, soit des montants comparables à ceux des périodes de neuf mois visées. La hausse s'explique avant tout par les coûts supérieurs liés au personnel et aux arrêts d'exploitation pour entretien préventif ainsi que par le léger repli de la production.

Pour les six réacteurs en exploitation au cours du troisième trimestre de 2007, les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ont totalisé environ 25 jours-réacteur, et les arrêts d'exploitation pour entretien correctif ont été d'environ 12 jours-réacteur. Pendant la même période en 2006, il y avait eu pour Bruce Power environ 22 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien préventif et 20 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien correctif. Aux troisièmes trimestres de 2007 et de 2006, la capacité disponible moyenne cumulée des réacteurs de Bruce Power a été de 90 %.

Le bénéfice d'exploitation que TransCanada a tiré de son placement dans Bruce Power pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 s'est chiffré à 124 millions de dollars, alors qu'il avait été de 176 millions de dollars pour la même période en 2006. Ce recul de 52 millions de dollars est surtout attribuable aux coûts supérieurs des avantages postérieurs à l'emploi et aux autres coûts liés au personnel, à la baisse de la production et aux coûts supérieurs liés aux arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif ainsi qu'aux montants inférieurs de l'amortissement du prix d'achat positif relativement à l'échéance de conventions de vente d'électricité. Ces baisses ont été en partie annulées par l'incidence des prix réalisés supérieurs.

Dans son ensemble, la capacité disponible moyenne en 2007 devrait se situer à un peu plus de 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et à plus de 75 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A. Deux arrêts d'exploitation pour entretien préventif étaient prévus pour le troisième réacteur de Bruce A en 2007. Le premier arrêt de un mois s'est terminé en mai. Le second, qui a commencé vers la fin du troisième trimestre de 2007, devrait durer environ un mois et demi. Et de même, deux arrêts d'exploitation pour entretien préventif du quatrième réacteur de Bruce A ont eu lieu en 2007. Le premier s'est terminé en avril et le second, en septembre. Un arrêt d'exploitation de deux mois et demi pour le sixième réacteur de Bruce B s'est achevé en avril.

Le bénéfice tiré de Bruce B dépend directement des fluctuations des prix de l'électricité sur le marché de gros au comptant. Le résultat net des réacteurs de Bruce A et de Bruce B est directement tributaire de la capacité disponible générale des centrales, qui dépend elle-même des travaux d'entretien préventif et correctif. Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), toute la production de Bruce A du troisième trimestre de 2007 a été vendue au prix fixe de 59,69 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 58,63 $ le MWh au troisième trimestre de 2006. Les ventes de la production du cinquième au huitième réacteurs de Bruce B ont fait l'objet d'un prix plancher de 46,82 $ le MWh au troisième trimestre de 2007 et de 45,99 $ le MWh au troisième trimestre de 2006. Les prix de référence de Bruce A et de Bruce B sont rajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation. Au premier trimestre de 2007, le prix fixe pour la production de Bruce A était de 58,63 $ le MWh (57,37 $ le MWh en 2006) et le prix plancher pour la production de Bruce B était de 45,99 $ le MWh (45,00 $ le MWh en 2006). Les rentrées de fonds aux termes du mécanisme de prix plancher de Bruce B font l'objet d'un paiement de récupération en fonction des prix annuels sur le marché au comptant sur la durée du contrat. Jusqu'à maintenant, le résultat net de Bruce B ne comprend aucune rentrée de fonds aux termes du mécanisme de prix plancher. Pour réduire davantage le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, Bruce B a conclu des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 2 500 GWh de la production pour le reste de 2007 et 8 600 GWh de la production de 2008.

Le coût en capital du projet révisé d'une durée de sept ans pour les travaux de redémarrage et de remise à neuf des quatre réacteurs de Bruce A devrait totaliser environ 5,25 milliards de dollars, et la quote-part de TransCanada sera d'environ 2,6 milliards de dollars. Au 30 septembre 2007, Bruce A avait engagé des coûts en capital de 1,8 milliard de dollars dans le cadre du projet révisé de redémarrage et de remise à neuf.



Installations énergétiques de l'Ouest

Aperçu des résultats - Installations énergétiques de l'Ouest

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 325 311 832 807
Autres (1) 22 32 71 134
------------------------------------------
347 343 903 941
------------------------------------------
Achats de produits de base
revendus
Electricité (172) (194) (486) (534)
Autres (2) (18) (27) (53) (103)
------------------------------------------
(190) (221) (539) (637)
------------------------------------------
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (32) (32) (100) (100)
Amortissement (5) (6) (14) (16)
------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 120 84 250 188
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Les autres produits comprennent Cancarb Thermax et le gaz naturel vendu.
(2) Les autres coûts des ventes comprennent le coût du gaz naturel vendu.

Volumes des ventes - Installations énergétiques de l'Ouest

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en GWh) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Electricité produite 560 599 1 683 1 622
Electricité achetée
CAE de Sundance A et B et de
Sheerness 2 860 3 283 8 990 9 520
Autres achats 362 455 1 227 1 460
------------------------------------------
3 782 4 337 11 900 12 602
------------------------------------------
------------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat 2 845 3 261 9 354 9 236
Electricité vendue au comptant 937 1 076 2 546 3 366
------------------------------------------
3 782 4 337 11 900 12 602
------------------------------------------
------------------------------------------


Au troisième trimestre de 2007, le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a été de 120 millions de dollars, soit 36 millions de plus que les 84 millions de dollars inscrits au troisième trimestre de 2006. Cette hausse provient surtout des marges supérieures obtenues sur les conventions d'achat d'électricité (CAE) en Alberta par suite de la hausse des prix réalisés pour l'électricité en général cumulée au recul des coûts liés aux CAE, mais atténuée par la baisse des volumes. Les prix réalisés ont augmenté malgré le recul de 3 % des prix moyens sur le marché au comptant en Alberta en raison des remises sous contrat à des prix supérieurs. Les installations énergétiques de l'Ouest ont pour stratégie de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant en passant des contrats pour la majeure partie des volumes et en réduisant les volumes vendus sur le marché au comptant.

Entre le troisième trimestre de 2006 et de 2007, les volumes achetés ont diminué de 423 GWh pour s'établir à 2 860 GWh, et ce, principalement en raison de l'arrêt pour entretien préventif à l'installation Sundance B.

Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction des portefeuilles. Une partie de leurs approvisionnements est destinée à la vente sur le marché au comptant pour des raisons d'exploitation, et la quantité des volumes d'approvisionnements ultérieurement vendus sur le marché au comptant dépend de leur capacité de conclure des opérations de vente sur les marchés à terme selon des modalités contractuelles acceptables. Cette méthode de gestion des portefeuilles permet aux installations énergétiques de l'Ouest de réduire au minimum leurs coûts advenant qu'elles soient obligées d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de leurs engagements de vente contractuels. Environ 25 % des volumes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant au troisième trimestre de 2007, soit un pourcentage comparable à celui du troisième trimestre de 2006. Afin de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant pour ce qui est des volumes non visés par des contrats, les installations énergétiques de l'Ouest ont conclu, en date du 30 septembre 2007, des contrats à prix fixe pour la vente d'environ 2 600 GWh d'électricité pour le reste de 2007 et de 7 600 GWh d'électricité en 2008.

Entre la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006 et celle terminée le 30 septembre 2007, le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a progressé de 62 millions de dollars pour atteindre 250 millions de dollars. Cette hausse provient avant tout de l'augmentation des prix réalisés pour l'électricité en général et de la baisse des coûts liés aux CAE.



Installations énergétiques de l'Est

Aperçu des résultats - Installations énergétiques de l'Est (1)

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 392 192 1 135 527
Autres (2) 39 49 186 224
------------------------------------------
431 241 1 321 751
------------------------------------------
Achats de produits de base revendus
Electricité (226) (94) (586) (284)
Autres (2) (38) (47) (163) (196)
------------------------------------------
(264) (141) (749) (480)
------------------------------------------

Coûts d'exploitation des centrales
et autres coûts (103) (53) (347) (118)
Amortissement (12) (7) (36) (21)
------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 52 40 189 132
------------------------------------------
------------------------------------------


(1) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour et
Baie-des-Sables depuis respectivement le 17 septembre 2006 et le 21
novembre 2006.
(2) Les autres produits comprennent le gaz naturel.

Volumes des ventes - Installations énergétiques de l'Est (1)

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en GWh) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 1 915 1 039 5 966 2 693
Achats 2 087 934 5 175 2 331
------------------------------------------
4 002 1 973 11 141 5 024
------------------------------------------
------------------------------------------

Ventes
Electricité vendue à contrat 3 913 1 829 10 707 4 715
Electricité vendue au comptant 89 144 434 309
------------------------------------------
4 002 1 973 11 141 5 024
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour et
Baie-des-Sables depuis respectivement le 17 septembre 2006 et le 21
novembre 2006.


Les installations énergétiques de l'Est ont affiché un bénéfice d'exploitation de 52 millions de dollars et de 189 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007. Il s'agit d'une augmentation de respectivement 12 millions de dollars et 57 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2006. Ces hausses proviennent avant tout du bénéfice supplémentaire généré en 2007 par la mise en exploitation, en septembre 2006, de la centrale de cogénération de 550 MW à Bécancour et par les paiements reçus aux termes du marché de capacité à terme nouvellement conçu en Nouvelle-Angleterre, atténué par la baisse de la production des installations de TC Hydro attribuable aux débits réduits.

A 1 915 GWh, les volumes produits au troisième trimestre de 2007 affichent une progression de 876 GWh comparativement aux 1 039 GWh produits au troisième trimestre de 2006 en raison de la mise en service de la centrale de Bécancour, en partie annulée par la baisse de la production des actifs productifs de TC Hydro en raison des débits réduits.

A 392 millions de dollars, les produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Est ont augmenté de 200 millions de dollars au troisième trimestre de 2007 comparativement à la même période en 2006. Cet accroissement s'explique essentiellement par la mise en exploitation de la centrale de Bécancour et des installations de Baie-des-Sables, par la hausse des volumes des ventes aux clients commerciaux et industriels et par les produits reçus aux termes du marché de capacité à terme nouvellement conçu en Nouvelle-Angleterre. Les achats de produits de base revendus à 226 millions de dollars et les volumes d'électricité achetés à 2 087 GWh ont affiché une forte hausse au troisième trimestre de 2007 comparativement à la même période en 2006, principalement du fait des achats supérieurs pour répondre à l'augmentation des volumes des ventes à des clients du secteur de gros et des secteurs commercial et industriel. Les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 103 millions de dollars au troisième trimestre de 2007, montant supérieur à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent qui s'explique avant tout par la mise en exploitation de la centrale de Bécancour.

Environ 2 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant pendant le troisième trimestre de 2007, comparativement à environ 7 % au troisième trimestre de 2006. Les activités des installations énergétiques de l'Est consistent principalement à vendre la majeure partie de l'électricité produite aux termes de contrats passés avec des clients du secteur de gros et des secteurs commercial et industriel, tout en gérant des approvisionnements d'électricité provenant de leurs installations et d'achats d'électricité en gros. Pour réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant, les installations énergétiques de l'Est avaient conclu, au 30 septembre 2007, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 4 000 GWh d'électricité pour le reste de 2007 et pour 12 400 GWh en 2008. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.



Capacité disponible des centrales

Capacité disponible moyenne pondérée des centrales (1)

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power 90% 90% 86% 88%
Installations énergétiques
de l'Ouest 91% 94% 93% 86%
Installations énergétiques
de l'Est (2) 99% 98% 97% 97%
Toutes les centrales,
exclusion faite
de Bruce Power 97% 97% 95% 94%
Toutes les centrales 94% 93% 92% 90%
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) La capacité disponible d'une centrale représente le pourcentage du
temps, dans la période, pendant lequel la centrale est disponible pour
produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non, duquel
les arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif sont
soustraits.
(2) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour et
Baie-des-Sables depuis respectivement le 17 septembre 2006 et le 21
novembre 2006.


Stockage de gaz naturel

Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage de gaz naturel s'est accru de 15 millions de dollars entre le troisième trimestre de 2006 et celui de 2007 pour passer de 24 millions de dollars à 39 millions de dollars. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, le bénéfice d'exploitation tiré du stockage du gaz naturel a atteint 89 millions de dollars, soit une hausse de 26 millions de dollars comparativement aux 63 millions de dollars inscrits pour la période correspondante de 2006. Ces augmentations s'expliquent surtout par le bénéfice supplémentaire tiré de la mise en exploitation de la centrale d'Edson en décembre 2006.

TransCanada gère son exposition aux écarts saisonniers des prix du gaz en assurant la couverture de sa capacité de stockage au moyen d'un portefeuille de contrats de location de capacité de stockage auprès de tiers ainsi que d'achats et de ventes de stocks de gaz naturel exclusifs. Le résultat découlant des contrats de location de capacité de stockage auprès de tiers est constaté de façon uniforme sur la durée du contrat. Le résultat découlant des ventes de stocks gaz naturel exclusifs, déduction faite des gains ou des pertes non réalisées attribuables aux variations de la juste valeur, est constaté au moment où le gaz naturel est vendu, ce qui a habituellement lieu pendant l'hiver, saison de retrait.

La variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme des stocks de gaz naturel exclusifs a été atténuée principalement par la variation de la juste valeur des stocks connexes. La variation nette des justes valeurs des stocks de gaz naturel exclusifs et des contrats de vente à terme compris dans les résultats du troisième trimestre de 2007 n'était pas importante.

Frais généraux et frais d'administration et de soutien

A 38 millions de dollars et à 113 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, les frais généraux et les frais d'administration et de soutien ont progressé respectivement de 3 millions de dollars et de 13 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes en 2006. Ces hausses s'expliquent surtout par les frais d'expansion des affaires accrus liés à la croissance de l'entreprise d'énergie.

Au 30 septembre 2007, TransCanada avait capitalisé 37 millions de dollars relativement au projet de gaz naturel liquéfié de Broadwater.

Siège social

Le résultat net du secteur siège social du trimestre terminé le 30 septembre 2007 s'est élevé à 5 millions de dollars, alors qu'il avait été de 40 millions de dollars pour la période correspondante de 2006. Le résultat net du secteur siège social s'est amoindri en raison des redressements d'impôts favorables et des intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars en 2007 s'appliquant à des exercices antérieurs, comparativement à des économies d'impôts de 50 millions de dollars en 2006 découlant du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices auprès des autorités fiscales et des modifications des estimations en 2006. Les gains sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change et l'incidence des différences favorables dans les taux d'imposition ont été en partie contrés par la progression des charges financières, principalement en raison du financement de l'acquisition d'ANR et de Great Lakes. Les charges comparables du secteur du siège social se sont élevées à 10 millions de dollars aux troisièmes trimestres de 2007 et de 2006, montant qui exclut les redressements et les rajustements d'impôts de 15 millions de dollars et de 50 millions de dollars.

Pour les périodes de neuf mois terminées les 30 septembre 2007 et 2006, le résultat net du secteur siège social s'est élevé respectivement à 6 millions de dollars et à 28 millions de dollars. Le résultat du secteur siège social a diminué pour les raisons susmentionnées ainsi qu'à la suite de nouvelles cotisations et de rajustements de l'impôt sur les bénéfices de respectivement 42 millions de dollars et 60 millions de dollars pour les périodes de neuf mois terminées les 30 septembre 2007 et 2006. Pour les périodes de neuf mois terminées les 30 septembre 2007 et 2006, les charges comparables du secteur siège social se sont montées respectivement à 36 millions de dollars et à 32 millions de dollars. Les charges comparables ne tiennent pas compte de l'incidence favorable des nouvelles cotisations et des rajustements de l'impôt sur les bénéfices de respectivement 42 millions de dollars et 60 millions de dollars.



Situation de trésorerie et sources de financement

Fonds provenant de l'exploitation

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation (1) 702 662 1 880 1 718
Diminution (augmentation) du
fonds de roulement d'exploitation 132 (43) 261 (136)
------------------------------------------
Rentrées nettes liées à l'exploitation 834 619 2 141 1 582
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Pour un complément d'information sur les fonds provenant de
l'exploitation, il y a lieu de consulter la rubrique "Mesures non
conformes aux PCGR" du présent rapport de gestion.


Les rentrées nettes liées à l'exploitation se sont accrues de 215 millions de dollars et de 559 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, comparativement aux périodes correspondantes de 2006. Cette hausse découle principalement de l'accroissement des rentrées nettes liées à l'exploitation et du recul du fonds de roulement d'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 702 millions de dollars et à 1,9 milliard de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, alors qu'ils avaient été de 662 millions de dollars et de 1,7 milliard de dollars pour les mêmes périodes en 2006. Ces augmentations sont essentiellement attribuables à un accroissement des liquidités générées par le résultat.

TransCanada estime que sa capacité de générer, à court et à long terme, des liquidités suffisantes pour répondre à ses besoins et son pouvoir de préserver les ressources et la souplesse financières lui permettant d'assurer sa croissance prévue demeurent pratiquement inchangés depuis le 31 décembre 2006.

Activités d'investissement

Déduction faite de l'encaisse acquise, les acquisitions de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 se sont chiffrées à 4,2 milliards de dollars, essentiellement en raison de l'acquisition d'ANR et de la participation supplémentaire de 3,55 % dans Great Lakes au prix d'environ 3,4 milliards de dollars US, y compris la dette à long terme de 491 millions de dollars US prise en charge. TransCanada a commencé à consolider les résultats d'ANR et de Great Lakes avec ceux du secteur des pipelines postérieurement à la date d'acquisition, soit le 22 février 2007. L'acquisition a été financée au moyen du produit d'une émission de titres de participation de la société, de l'encaisse et des fonds prélevés sur les facilités de crédit. Les acquisitions comprennent également la participation de 46,45 % que PipeLines LP a acquise dans Great Lakes en contrepartie d'environ 942 millions de dollars US, y compris la dette à long terme de 209 millions de dollars US prise en charge. L'acquisition a été financée au moyen de titres de créance et d'un placement privé de parts de PipeLines LP, qui comprenait un placement de 312 millions de dollars US de la part de TransCanada.

Les acquisitions de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006 se sont chiffrées à 358 millions de dollars et comprenaient l'achat d'une participation supplémentaire de commandité de 20 % dans Northern Border Pipeline Company par PipeLines LP.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 364 millions de dollars (372 millions de dollars en 2006) et 1,1 milliard de dollars (1,0 milliard de dollars en 2006). Elles se rapportent principalement à la remise à neuf et en service des premier et deuxième réacteurs de Bruce A, à la construction de nouvelles centrales électriques au sein de l'entreprise d'énergie et aux dépenses en immobilisations de l'entreprise de pipelines.

Pendant la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2006, la cession d'actifs, déduction faite des impôts sur les bénéfices exigibles, avait généré 23 millions de dollars dans le cadre de la vente de la participation de commandité de 17,5 % détenue par TransCanada dans Northern Border Partners, L.P.

Activités de financement

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, TransCanada a affecté respectivement 64 millions de dollars et 859 millions de dollars au remboursement de sa dette à long terme (4 millions de dollars et 352 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2006), et la société a émis des titres de créance à long terme et des billets subordonnés de rang inférieur d'un montant de 5 millions de dollars et de 2,6 milliards de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 (néant et 1,3 milliard de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2006). Les billets à payer de TransCanada se sont accrus de 293 millions de dollars et de 554 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, alors qu'ils avaient augmenté de 4 millions de dollars et diminué de 449 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2006. La société a racheté des titres privilégiés d'un montant de 488 millions de dollars au troisième trimestre de 2007.

Le 5 octobre 2007, TransCanada a émis des billets non garantis de premier rang (billets) d'un montant de 1,0 milliard de dollars US. Les billets échoient le 15 octobre 2037 et ils portent intérêt au taux de 6,20 %. Le taux d'intérêt effectif au moment de leur émission s'établissait à 6,30 %. Les billets ont été émis aux termes d'un prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en septembre 2007 qui permet à la société d'offrir des titres de créance pour un montant de 2,5 milliards de dollars US et qui remplace le prospectus préalable visant un placement de 1,5 milliard de dollars US déposé en mars 2007. Avant que ce prospectus préalable ne soit remplacé, la société avait émis des titres de créance d'un montant de 1,0 milliard de dollars US aux termes du prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en mars 2007.

En juillet 2007, TransCanada a racheté, à leur valeur nominale, tous les titres privilégiés 8,25 % d'un montant de 460 millions de dollars US en circulation échéant en 2047. Ce rachat a eu lieu en raison du règlement tarifaire quinquennal conclu pour le réseau principal au Canada.

En avril 2007, TransCanada a émis des billets subordonnés de rang inférieur (billets subordonnés) d'un montant de 1,0 milliard de dollars US échéant en 2067 et portant intérêt au taux de 6,35 % par an jusqu'au 15 mai 2017, date à laquelle le taux d'intérêt sur les billets subordonnés sera converti à un taux variable révisé trimestriellement pour correspondre au taux interbancaire offert à Londres (TIOL) de trois mois, majoré de 221 points de base. Les billets subordonnés étaient toujours en circulation au 30 septembre 2007 et ils étaient assortis d'un taux d'intérêt effectif de 6,51 %. TransCanada peut à son gré reporter le paiement de l'intérêt pour une ou plusieurs périodes à concurrence de dix ans sans entraîner un manquement à ses obligations ni susciter de paiement par anticipation conformément aux modalités des billets subordonnés. Le cas échéant, la société ne serait pas autorisée à verser des dividendes pendant la période de report. En ce qui a trait au droit au paiement, les billets subordonnés sont subordonnés aux titres de créance de premier rang actuels et futurs, et ils sont subordonnés à tous les titres de créance et obligations de TCPL. Les billets subordonnés sont remboursables au gré de TransCanada en tout temps à partir du 15 mai 2017 à 100 % de leur montant en capital plus l'intérêt couru et impayé à la date du remboursement. A la survenance de certains événements, les billets subordonnés sont remboursables plus tôt au gré de TransCanada, en totalité ou en partie, pour un montant égal à 100 % de leur montant en capital majoré de l'intérêt couru et impayé à la date de remboursement ou pour un montant déterminé par une formule conformément aux modalités dont ils sont assortis, selon le plus élevé des deux montants.

En avril 2007, Northern Border a mis en place une facilité de crédit bancaire de 250 millions de dollars US d'une durée de cinq ans. Une partie de la facilité bancaire a servi au refinancement de billets de premier rang de 150 millions de dollars US échus le 1er mai 2007, le solde inutilisé pouvant servir au financement de l'exploitation courante de Northern Border.

En mars 2007, la société a déposé des prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis qui lui permettent d'émettre respectivement des billets à moyen terme pour un montant de 1,5 milliard de dollars et des titres de créance pour un montant de 1,5 milliard de dollars US. Au 30 septembre 2007, la société n'avait émis aucun billet à moyen terme conformément au prospectus déposé au Canada et elle avait remplacé le prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en mars 2007 par le dépôt d'un nouveau prospectus préalable aux Etats-Unis qui lui permet d'émettre des titres de créance de 2,5 milliards de dollars US, ainsi qu'il est commenté ci-dessus.

En mars 2007, ANR Pipeline Company a retiré volontairement de la Bourse de New York l'inscription des débentures 9,625 % échéant en 2021, des débentures 7,375 % échéant en 2024 et des débentures 7,0 % échéant en 2025. A la suite de ces radiations de la cote, en date du 12 avril 2007, ANR Pipeline Company a radié ces titres de l'inscription auprès de la SEC.

En février 2007, la société a conclu un accord relativement à un prêt-relais consenti et non garanti de un an d'un montant de 2,2 milliards de dollars US; il est assorti d'un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de un mois majoré de 25 points de base. La société a tiré 1,5 milliard de dollars et 700 millions de dollars US sur ce prêt-relais pour financer en partie l'acquisition d'ANR et de Great Lakes. Au 30 septembre 2007, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 400 millions de dollars US. Le solde inutilisé de cette facilité a été annulé, et la société n'y a plus accès.

En février 2007, la société a mis en place une facilité de crédit consentie et non garantie de 1,0 milliard de dollars US se composant d'un prêt à terme de cinq ans de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable et prorogeable de cinq ans de 300 millions de dollars US. Un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de trois mois majoré de 22,5 points de base est imputé sur le solde impayé et des frais administratifs de 7,5 points de base sont prélevés sur la facilité totale. La société a tiré 1,0 milliard de dollars US sur cette facilité et 100 millions de dollars US sur une marge de crédit à vue existante pour financer en partie l'acquisition d'ANR et investir des sommes supplémentaires dans PipeLines LP. Au 30 septembre 2007, le solde impayé de la facilité de crédit s'établissait à 700 millions de dollars US et la société avait remboursé celui de la marge de crédit à vue.

En février 2007, PipeLines LP a augmenté le montant de sa facilité de crédit renouvelable consortiale et d'emprunt à terme liée à l'acquisition de Great Lakes. Les fonds disponibles aux termes de cette facilité sont passés de 410 millions de dollars US à 950 millions de dollars US, facilité composée d'un emprunt à terme de premier rang de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US, dont la tranche inutilisée de 194 millions de dollars US de l'emprunt à terme de premier rang a été annulée au moment de la clôture de l'acquisition de Great Lakes. Au 30 septembre 2007, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 517 millions de dollars US. Un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de trois mois majoré de 55 points de base est imputé sur l'emprunt à terme de premier rang et un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de un mois majoré de 35 points de base est prélevé sur la facilité de crédit renouvelable de premier rang. Des frais administratifs de 10 points de base sont imputés sur la facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US. Le taux d'intérêt moyen pondéré s'établissait à 6,16 % au 30 septembre 2007.

En janvier 2007, TransCanada a déposé, auprès des organismes de réglementation au Canada et aux Etats-Unis, un prospectus préalable simplifié autorisant l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et de reçus de souscription d'un montant pouvant atteindre 3,0 milliards de dollars, au Canada et aux Etats-Unis, jusqu'en février 2009. Au 30 septembre 2007, la société avait émis aux termes de ce prospectus préalable 45 390 500 actions ordinaires au prix de 38,00 $ l'action, pour un produit brut d'environ 1,725 milliard de dollars qui a servi à financer en partie l'acquisition d'ANR et de Great Lakes.

Aux termes de son régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions, TransCanada a émis 1,4 million et 2,7 millions d'actions ordinaires pendant respectivement le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 au lieu de verser des dividendes au comptant de respectivement 53 millions de dollars et 104 millions de dollars.

Dividendes

Le 29 octobre 2007, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 31 décembre 2007, un dividende trimestriel de 0,34 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 31 janvier 2008 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2007.

Les administrateurs ont de plus approuvé l'émission d'actions ordinaires sur le capital autorisé qui seront offertes aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions à un escompte de 2 % pour le dividende payable le 31 janvier 2008. La société se réserve le droit de modifier l'escompte ou de recommencer à acheter les actions sur le marché libre à son gré.

Modifications de conventions comptables

Les modifications de conventions comptables de la société ne diffèrent pas de façon significative de celles décrites dans le rapport annuel 2006 et les rapports aux actionnaires des premier et deuxième trimestres de 2007 de TransCanada.

Obligations contractuelles

A la suite de l'acquisition d'ANR par TransCanada, les obligations d'achat futures de l'entreprise de pipelines, essentiellement les obligations au titre des contrats de location-exploitation et les obligations d'achat, se sont accrues de 225 millions de dollars entre le 31 décembre 2006 et le 30 septembre 2007.

La société a conclu des contrats d'achat de tuyaux et de fournitures totalisant près de 2,3 milliards de dollars pour la construction de l'oléoduc Keystone et d'autres projets pipeliniers.

Outre les engagements susmentionnés et les remboursements et paiements d'intérêts futurs sur la dette contractée pour l'émission de titres de créance et les rachats ou remboursements dont il est question sous la rubrique "Activités de financement" dans le présent rapport de gestion, il n'y a eu aucun autre changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2006 et le 30 septembre 2007, y compris les paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur ces obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada.

Instruments financiers et gestion des risques

Gestion des risques liés au prix de l'énergie, aux intérêts et au change

La société a recours à divers contrats pour atténuer le risque lié aux fluctuations des prix des produits de base, des taux d'intérêt et des taux de change. Ces contrats sont généralement constitués de ce qui suit.

- Contrats à terme - contrats prévoyant l'achat ou la vente d'un instrument financier ou d'un produit de base donné à un prix spécifié à une date future. La société a recours à des contrats à terme visant le change et les produits de base pour atténuer la volatilité respectivement des taux de change et des prix de l'électricité et du gaz.

- Swaps - contrats entre deux parties prévoyant des échanges de paiements sur une période selon des modalités déterminées. La société conclut des swaps de taux d'intérêt, de devises et de produits de base pour atténuer les fluctuations respectivement des taux d'intérêt, des taux de change et des prix des produits de base.

- Options - contrats conférant à l'acheteur le droit, mais non l'obligation, d'acheter ou de vendre un montant spécifique d'un instrument financier ou d'un produit de base à un prix stipulé d'avance, soit à une date déterminée soit à n'importe quel moment durant une période précise. La société conclut des contrats d'option pour atténuer les fluctuations des taux d'intérêt, des taux de change et des prix des produits de base.

- Contrats visant le rendement thermique - contrats prévoyant des ventes ou des achats d'électricité à des prix fondés sur un indice gazier.

Risque lié au prix de l'énergie

La société est exposée aux fluctuations du prix de l'énergie dans le cadre de ses activités commerciales courantes, plus particulièrement en ce qui a trait aux prix de l'électricité et du gaz naturel. Le principal risque survient du fait que les prix du marché pour les produits de base peuvent fluctuer négativement entre le moment où les prix d'achat ou de vente sont établis, ce qui peut amenuiser les marges prévues.

Pour gérer son exposition au risque lié au prix de l'énergie, la société, conformément à des politiques et procédures en matière de gestion des risques généraux, conclut des contrats de vente à moyen et à long terme pour une grande partie de ses approvisionnements, tout en conservant une quantité qui ne fait pas l'objet de contrats de vente pour assurer qu'elle peut gérer l'ensemble de son portefeuille d'actifs avec la souplesse nécessaire. A cette fin, la société a recours à des instruments tels que les contrats à terme, les swaps, les options et les contrats de rendement thermique.

La société évalue sans cesse les contrats d'électricité et les instruments dérivés auxquels elle a recours pour gérer les risques liés au prix de l'énergie. Exception faite des contrats de location, les contrats ont été évalués pour déterminer s'ils répondent à la définition d'instrument dérivé. Certains contrats d'achat et de vente de produits de base constituent des instruments dérivés, mais ils ne sont pas visés par l'application du chapitre 3855 du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés puisqu'ils sont conclus et maintenus en vue de la réception ou de la livraison conformément aux besoins prévus de la société en matière d'achats, de ventes ou de consommation intermédiaire ("exception relative aux contrats d'achats et de ventes ordinaires"). En outre, certains contrats ne sont pas visés par la portée du chapitre 3855 puisqu'ils sont traités comme des contrats à exécuter ou qu'ils répondent à d'autres critères d'exemption.

Risque lié aux stocks de gaz naturel

Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusifs de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel. Pour constater ses stocks à leur juste valeur, TransCanada a désigné son entreprise de stockage de gaz naturel en tant qu'entreprise de courtage et de vente qui achète et vend du gaz naturel dans le cadre d'opérations adossées. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusifs avant le 1er avril 2007.

La société constate les résultats liés à ses stocks de gaz naturel exclusifs dans les produits, déduction faite des achats de produits de base revendus. Toutes les variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs sont constatées dans les stocks et les produits. Au 30 septembre 2007, des stocks de gaz naturel exclusifs totalisant 81 millions de dollars étaient inclus dans les stocks, qui comprenaient un montant de 25 millions de dollars lié aux modifications de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs. Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, les produits comprennent les pertes avant les impôts non réalisées liées à la variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs qui s'établissaient respectivement à 2 millions de dollars et à 25 millions de dollars. Ces pertes sont essentiellement annulées par la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de stocks de gaz naturel.

TransCanada gère l'exposition de son entreprise de stockage de gaz naturel aux écarts saisonniers des prix du gaz en assurant la couverture de sa capacité de stockage au moyen d'un portefeuille de contrats de location de capacité de stockage auprès de tiers ainsi que des opérations adossées d'achat et de vente de stocks de gaz naturel exclusifs. L'appariement des volumes des achats et des ventes permet à TransCanada de garantir une marge, ce qui élimine par le fait même son exposition aux fluctuations des prix du gaz naturel.

Risque de taux d'intérêt

La dette à long terme de la société est assortie d'un taux d'intérêt fixe et, par conséquent, la société est assujettie au risque de taux d'intérêt sur les prix, et aussi d'un taux d'intérêt variable, ce qui fait que la société est assujettie au risque de taux d'intérêt sur les flux de trésorerie. Pour gérer son exposition à ces risques, la société a recours à un amalgame de swaps de taux d'intérêt, de contrats à terme et d'options.

Investissement dans des établissements étrangers

La société a recours à des titres de créance, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars US pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 30 septembre 2007, la société avait désigné des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 3,8 milliards de dollars (3,8 milliards de dollars US) et une juste valeur de 3,9 milliards de dollars (3,9 milliards de dollars US) en tant qu'une partie de cette couverture et des swaps, des contrats de change à terme et des options ayant une juste valeur de 81 millions de dollars (81 millions de dollars US) en tant que couvertures de son placement net.



Instruments dérivés faisant l'objet de couvertures de placements dans des
établissements étrangers

Actif (passif)
(en millions de dollars) Au 30 septembre 2007 Au 31 décembre 2006
----------------------------------------------------------------------------
Montant Montant
Juste nominal Juste nominal
valeur ou en valeur ou en
(1) capital (1) capital
------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 à 2014) 74 350 US 58 400 US
Contrats de change à terme en
dollars US (échéant en 2007) 3 100 US (7) 390 US
Options en dollars US
(échéant en 2007) 4 100 US (6) 500 US
------------------------------------------

81 550 US 45 1 290 US
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.


Justes valeurs

Les justes valeurs des instruments financiers sont déterminées par voie de référence au prix indiqué ou demandé, le cas échéant, dans les marchés actifs. En l'absence d'un marché actif, la société détermine la juste valeur en ayant recours à des techniques d'évaluation qui se fondent sur des données de marché observables ou des prix du marché estimatifs. Elles comprennent des comparaisons avec des instruments semblables en présence de prix du marché observables, des modèles d'établissement du prix des options et d'autres techniques d'évaluation utilisées couramment par les intervenants sur le marché. Les justes valeurs déterminées à l'aide des modèles d'évaluation exigent le recours à des hypothèses au sujet du montant et du moment des flux de trésorerie futurs et des taux d'actualisation estimatifs. Pour cerner ces hypothèses, la société se fonde principalement sur des facteurs d'intrant facilement observables sur le marché, notamment les courbes de rendement des taux d'intérêt, les taux de devise ainsi que la volatilité des prix et des taux, le cas échéant.

Gains et pertes réalisés et non réalisés

Au 30 septembre 2007, des gains non réalisés sur les instruments financiers dérivés non réglés de 172 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont compris dans les autres actifs à court terme et de 129 millions de dollars (39 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont inclus dans les autres actifs. Au 30 septembre 2007, des pertes non réalisées de 189 millions de dollars (144 millions de dollars au 31 décembre 2006) et de 239 millions de dollars (158 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont incluses respectivement dans les créditeurs et dans les montants reportés. Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 comprend des gains réalisés découlant du règlement d'instruments financiers dérivés de respectivement 35 millions de dollars et 50 millions de dollars. Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 comprend des gains non réalisés liés à des instruments financiers dérivés non réglés de respectivement 5 millions de dollars et 21 millions de dollars.

Risque lié à la réglementation environnementale

A partir du 1er juillet 2007, les installations industrielles en Alberta ayant des émissions supérieures à 100 000 tonnes exprimées en équivalent en gaz carbonique devront réduire de 12 % leur volume d'émissions de gaz à effet de serre (GAS) conformément au règlement intitulé Specified Gas Emitters Regulation. Les émetteurs ont jusqu'au 31 mars 2008 pour présenter des rapports vérifiés par des tiers qui font état des mesures prises pour assurer le respect de ces exigences. Pour ce faire, les émetteurs peuvent acquérir des compensations (réductions d'émissions de sources non plafonnées), engager des capitaux ou mettre en place des procédés qui contribuent à réduire le volume des émissions, acquérir des instruments de conformité auprès d'autres entités de secteurs plafonnés et contribuer au Climate Change and Emissions Management Fund. TransCanada évalue actuellement ses options pour s'assurer de respecter ses obligations de conformité en vertu de la loi albertaine.

TransCanada prévoit que les coûts liés aux objectifs de réduction des GES touchant le réseau de l'Alberta seront recouvrés par le truchement des droits futurs payés par les clients du réseau de l'Alberta. Le recouvrement des coûts de conformité de réduction des GES liés aux centrales électriques de la société en Alberta dépendront ultimement des prix de l'électricité sur le marché. Ces modifications des GES pourraient influer sur ces prix du marché.

TransCanada maintient son engagement aux discussions en matière de politiques à tous les échelons des gouvernements provinciaux, étatiques et fédéraux. Plusieurs autres processus sont en cours, notamment l'évaluation des grands besoins en infrastructures, l'élaboration continue d'éléments de politique de grande portée (des systèmes compensatoires nationaux et la gestion du fonds de technologie fédéral, par exemple) et la présentation de rapports de conformité vérifiés par des tiers. TransCanada suit de près l'évolution de chacun de ces processus. Ces initiatives des gouvernements provinciaux, étatiques et fédéraux pourraient avoir des répercussions importantes pour l'industrie de l'énergie, et la société continue d'évaluer et de surveiller leurs incidences sur ses entreprises.

Autres risques

Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada. Les risques de marché, les risques financiers et les risques de contrepartie auxquels TransCanada est exposée demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2006.

Contrôles et procédures

Au 30 septembre 2007, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et des procédures de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des règles adoptées par la SEC. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada étaient efficaces au 30 septembre 2007.

Au cours du trimestre le plus récent de l'exercice, il ne s'est produit aucun changement dans le contrôle interne de TransCanada, à l'égard de la communication de l'information financière, qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de la communication de l'information financière de TransCanada. En ce qui a trait à l'acquisition d'ANR réalisée en 2007, la société entend exclure ANR de l'évaluation des contrôles internes sur la présentation de l'information financière en fin d'exercice.

Principales conventions et estimations comptables

Etant donné que l'établissement de la valeur de certains actifs, passifs, produits et charges dépend d'événements futurs, la préparation des états financiers consolidés de la société exige le recours à des estimations et à des hypothèses qui requièrent un degré élevé de jugement. Les principales conventions et estimations comptables de TransCanada sont l'utilisation du mode de comptabilisation prescrit par réglementation pour comptabiliser les activités à tarifs réglementés de la société et les politiques adoptées par la société pour comptabiliser les instruments dérivés et la dotation à l'amortissement. Le 1er janvier 2007, la société a adopté les nouvelles normes comptables se rapportant aux instruments financiers et aux couvertures. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2006 et les rapports aux actionnaires des premier et deuxième trimestres de 2007 de TransCanada renferment des renseignements complémentaires sur les conventions et les estimations comptables.

Perspectives

Les perspectives de la société sont essentiellement inchangées depuis l'information fournie dans le rapport annuel 2006 de TransCanada, exception faite des rajustements d'impôts de 46 millions de dollars constatés en 2007 et de l'incidence favorable du règlement conclu au sujet du réseau principal au Canada.

Le raffermissement du dollar canadien récemment par rapport au dollar américain devrait influer négativement sur le résultat net découlant des établissements américains de TransCanada dans le cadre des opérations de change. Cependant, une incidence positive devrait contrebalancer cette situation puisque la société a systématiquement recours à l'intérêt sur les titres de créance et les instruments dérivés libellés en dollars US pour gérer ce risque. Pour un complément d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada.

La cote d'émetteur accordée à TransCanada Corporation par Moody's Investors Service (Moody's) est A3 avec perspectives stables. Les cotes de crédit que DBRS, Moody's et Standard & Poor's accordent aux titres de créance de premier rang non garantis de TCPL sont respectivement A avec perspectives stables, A2 avec perspectives stables, et A- avec perspectives stables.

Autres faits nouveaux

Pipelines

Oléoduc Keystone

Le 20 septembre 2007, l'ONE a approuvé la demande présentée dans le cadre du projet d'oléoduc Keystone en vue de construire et d'exploiter le tronçon canadien de l'oléoduc Keystone, y compris la conversion d'un tronçon du réseau principal au Canada qui transportera à l'avenir du pétrole brut plutôt que du gaz naturel. L'ONE a également approuvé les méthodes de tarification et le tarif pour l'oléoduc Keystone. Keystone a de plus présenté des demandes aux organismes de réglementation fédéraux et étatiques américains.

TransCanada a également l'intention de déposer auprès de l'ONE, en novembre 2007, une demande sollicitant l'approbation des installations de pompage supplémentaires requises pour faire passer la capacité nominale de l'oléoduc Keystone d'environ 435 000 barils par jour à 590 000 barils par jour. TransCanada a conclu ou accordé conditionnellement des contrats totalisant environ 3,0 milliards de dollars US visant les principaux fournisseurs de matériaux et entrepreneurs en construction de pipelines. La société poursuit ses démarches pour mettre en place des ententes d'accès aux propriétés. En fonction de l'envergure et de la portée accrues du projet ainsi que des données les plus récentes au sujet des coûts des matériaux et de la main-d'oeuvre, le coût en capital total du projet Keystone a été révisé à environ 5,2 milliards de dollars US. La société prévoit entreprendre les travaux de construction au printemps 2008.

North Baja

Le 2 octobre 2007, le pipeline North Baja de TransCanada a obtenu de la FERC un certificat l'autorisant à élargir et à modifier son réseau actuel. Cette modification facilitera l'importation, après regazéification, de gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance du Mexique et à destination des marchés de la Californie et de l'Arizona. Le projet sera réalisé en deux étapes. La première phase prévoit des révisions mineures au réseau pipelinier actuel afin de transporter le gaz importé à partir d'un terminal méthanier actuellement en construction au Mexique. Les installations aménagées au cours de cette phase devraient être achevées et mises en service au début de 2008. La deuxième phase devrait être mise en oeuvre à la suite de l'accroissement de la capacité du terminal méthanier et exigera le doublement d'une grande partie du pipeline en place. Les installations de la deuxième phase devraient entrer en exploitation en 2011 au plus tôt.

Réseau de l'Alberta

Le 11 juillet 2007, TransCanada a demandé à l'Energy and Utilities Board (EUB) d'approuver des négociations au sujet des besoins en produits du réseau de l'Alberta, ou de certaines de leurs composantes, dans le but de conclure un accord d'une durée pouvant aller jusqu'à trois ans, à partir du 1er janvier 2008. Le 31 juillet 2007, l'EUB a approuvé la demande de TransCanada, et cette dernière a entamé, en septembre 2007, des négociations avec les parties prenantes qui se poursuivent toujours. Parallèlement, la société se prépare à déposer, au quatrième trimestre de 2007, sa demande tarifaire générale de 2008 auprès de l'EUB.

En juillet 2007, l'EUB a approuvé une demande de construction de nouvelles installations pour le réseau de l'Alberta. D'un coût de 300 millions de dollars, elles permettront dans un premier temps de répondre à la demande croissante de gaz naturel dans la région de Fort McMurray en Alberta.

Appel de soumissions non exécutoires coordonné de TransCanada

Le 10 octobre 2007, TransCanada a annoncé un appel de soumissions non exécutoires pour les services de transport garanti sur le réseau principal au Canada. L'appel de soumissions, qui prend fin le 10 décembre 2007, a lieu parallèlement à d'autres appels de soumissions non exécutoires distincts offerts par ANR, Great Lakes et Portland. Ces appels de soumissions ont pour but de solliciter l'expression d'intérêt pour le transport de gaz entre les sources d'approvisionnements émergentes en Amérique du Nord, y compris le pipeline Rockies Express, les emplacements de stockage au Michigan et les marchés desservis par ces pipelines.

Installations de TQM à Cacouna

En août 2007, TQM a déposé auprès de l'ONE et de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale un dossier d'information préliminaire sur la construction des installations requises pour relier le terminal méthanier proposé à Gros-Cacouna au réseau existant de TQM près de la ville de Québec. D'ici la fin de 2007, TransCanada et TQM devraient présenter à l'ONE des demandes d'approbation pour la construction des installations requises pour relier le terminal méthanier proposé aux infrastructures existantes de TQM et du réseau principal au Canada.

Règlement de TQM et demandes tarifaires générales

Les négociations au sujet du règlement des besoins en produits de TQM pour 2007, qui ont commencé au cours de l'été 2006, n'ont pas jusqu'à maintenant abouti à une résolution fructueuse. La préparation des demandes tarifaires générales de 2007 et de 2008 se poursuit, et la société prévoit les déposer auprès de l'ONE en novembre 2007.

Palomar

Palomar, coentreprise à parts égales nouvellement créée par TransCanada et Northwest Natural Gas Company (NW Natural), se propose de construire un pipeline qui aura comme point de départ le réseau principal de GTN dans le centre de l'Oregon et se raccordera au pipeline de NW Natural au sud-est de Portland, en Oregon. En août 2007, Palomar a amorcé le processus préalable au dépôt d'une demande auprès de la FERC. Ce processus prévoit des consultations avec les organismes étatiques et fédéraux américains au sujet du tracé proposé pour le pipeline avant le dépôt en bonne et due forme d'une demande de certificat de commodité et de nécessité publiques auprès de la FERC, ce qui est prévu pour le deuxième trimestre de 2008.

Energie

Remise à neuf et redémarrrage des installations de Bruce Power

Bruce Power et l'OEO ont modifié, le 29 août 2007, l'accord en vigueur pour Bruce A afin d'élargir la portée du projet de remise à neuf et de redémarrage de Bruce A en installant 480 nouveaux canaux de combustible dans le quatrième réacteur, ce qui prolongera de 2017 à 2036 le cycle d'exploitation prévu du réacteur de 750 MW. Le plan révisé prévoit un investissement supplémentaire de 1 milliard de dollars de la part de Bruce Power, pour un investissement total d'environ 5,25 milliards de dollars dans le cadre du programme de remise à neuf et de redémarrage. La part de TransCanada devrait se situer à environ 2,6 milliards de dollars. Aux termes de l'accord révisé, l'OEO peut décider, avant le 1er avril 2008, de mettre en oeuvre un programme de redémarrage de trois réacteurs à certaines conditions. Ces conditions comprennent la détermination par l'OEO de l'existence d'une capacité de transport suffisante pour répondre à la production des huit réacteurs de Bruce d'ici le milieu de 2013.

Projet de Cartier énergie éolienne

En septembre 2007, Cartier énergie éolienne Inc. (Cartier) a obtenu des organismes environnementaux l'approbation de construire dans la région de Gaspé au Québec le parc éolien de Carleton proposé de 170 millions de dollars. Cette approbation permet à Cartier d'amorcer la construction lorsque tous les autres permis requis auront été obtenus. Le parc éolien de Carleton, d'une capacité de 109,5 MW, est le troisième projet aménagé à la suite du premier appel de soumissions d'Hydro-Québec pour la production d'énergie éolienne en 2004. Les projets de Cartier représentent un investissement supérieur à 1,1 milliard de dollars et une capacité de production d'électricité de 740 MW au Québec. TransCanada détient une participation de 62 % dans Cartier.

Au parc éolien de 100,5 MW à Anse-à-Valleau, les travaux de construction se poursuivent dans le respect du calendrier, et ils devraient être terminés d'ici décembre 2007.

Energie Cacouna

Le 26 septembre 2007, Energie Cacouna a annoncé que la date de mise en service prévue du terminal de regazéification sera reportée de 2010 à 2012. Ce retard est attribuable en partie à la nécessité d'évaluer les incidences possibles des conditions rattachées aux permis, d'examiner la conception de l'installation en raison de la flambée des coûts et de coordonner la mise en exploitation du terminal avec la construction du pipeline et la disponibilité des approvisionnements de GNL.

Projet éolien Kibby

En octobre 2007, l'audience de la Land Use Regulatory Commission s'est terminée dans l'Etat du Maine au sujet du projet éolien Kibby, qui prévoit l'aménagement d'un parc éolien près du mont Kibby et le long de la chaîne de montagnes du même nom dans la région des montagnes frontalières dans l'état du Maine. Le projet éolien Kibby comprend 44 éoliennes et pourrait produire environ 132 MW d'électricité. Sous réserve de l'approbation des organismes fédéraux et étatiques américains, l'aménagement des nouvelles installations pourrait commencer dès 2008.

Projet de polygénération de Belle Plaine

Le 5 octobre 2007, TransCanada a annoncé que la société et le gouvernement de la Saskatchewan fourniront chacun jusqu'à concurrence de 26 millions de dollars pour la conception technique d'une installation de polygénération proposée à proximité de Belle Plaine en Saskatchewan. Cette installation, qui serait détenue et exploitée par TransCanada, aurait recours au coke de pétrole comme charge d'alimentation afin de produire de l'hydrogène, de l'azote, de la vapeur et du dioxyde de carbone pour la production d'engrais et la récupération assistée du pétrole ainsi que pour la production d'environ 300 MW d'électricité. Le processus utilisé allierait les techniques de gazéification et de cogénération dans un grand complexe industriel à faible niveau d'émissions qui permettrait également le captage et la séquestration d'importants volumes de dioxyde de carbone.

Aux termes de l'accord conclu avec le gouvernement de la Saskatchewan, TransCanada est tenue de rembourser le prêt de 26 millions de dollars consenti par la gouvernement de la Saskatchewan si le projet va de l'avant. Dans le cas contraire, le prêt n'a pas à être remboursé. La mise en exploitation du projet est prévue pour 2013.

Renseignements sur les actions

Au 30 septembre 2007, TransCanada avait 537 761 544 actions ordinaires émises et en circulation. En outre, la société avait en circulation 9 211 600 options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 6 695 845 options pouvaient être exercées au 30 septembre 2007.



Principales données financières trimestrielles consolidées (1)

(non vérifié)
(en millions
de dollars,
sauf les
montants par 2007 2006 2005
action) T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
------------------------------------ ------------------------------- -------
Produits 2 210 2 212 2 249 2 091 1 850 1 685 1 894 1 771
Bénéfice net
Activités
poursuivies 324 257 265 269 293 244 245 350
Activités
abandonnées - - - - - - 28 -
------------------------------------ ------------------------------- -------
324 257 265 269 293 244 273 350
------------------------------------ ------------------------------- -------
------------------------------------ ------------------------------- -------
Données sur
les actions
Bénéfice net
par action
- de base
Activités
poursuivies 0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,55 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,50 $ 0,72 $
Activités
abandonnées - - - - - - 0,06 -
------------------------------------ ------------------------------- -------
0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,55 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,56 $ 0,72 $
------------------------------------ ------------------------------- -------
------------------------------------ ------------------------------- -------
Bénéfice net
par action
- dilué
Activités
poursuivies 0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,54 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,50 $ 0,71 $
Activités
abandonnées - - - - - - 0,06 -
------------------------------------ ------------------------------- -------
0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,54 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,56 $ 0,71 $
------------------------------------ ------------------------------- -------
------------------------------------ ------------------------------- -------
Dividendes
déclarés
par action
ordinaire 0,34 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,32 $ 0,32 $ 0,32 $ 0,32 $ 0,305 $
------------------------------------ ------------------------------- -------
------------------------------------ ------------------------------- -------

(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées ont été
établies selon les PCGR du Canada. Certains chiffres comparatifs ont été
réagencés afin d'en permettre la comparaison avec ceux de l'exercice
courant.


Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

Pour le secteur des pipelines, qui est principalement constitué des participations de la société dans des pipelines réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits ainsi que le résultat net annuels fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le résultat net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice, et les fluctuations découlent de rajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, des fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis et des éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits et le résultat net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus et des éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Les principaux éléments ayant influé sur le résultat net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit:

- Le résultat net du quatrième trimestre de 2005 comprend un gain de 115 millions de dollars après les impôts lié à la vente de P.T. Paiton Energy Company. De plus, compte tenu de la création de Bruce A, les résultats de Bruce Power ont été consolidés sur une base proportionnelle à partir du 31 octobre 2005.

- Le résultat net du premier trimestre de 2006 comprend un règlement de 18 millions de dollars après les impôts reçu dans le cadre de la faillite d'un ancien expéditeur sur le réseau de Gas Transmission Northwest. De plus, le résultat net du secteur de l'énergie comprend la contribution découlant de la CAE de Sheerness, d'une capacité de 756 MW, acquise le 31 décembre 2005.

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2006 comprend des économies d'impôts futurs de 33 millions de dollars (23 millions de dollars pour le secteur de l'énergie et 10 millions de dollars pour le secteur du siège social) découlant de réductions des taux fédéraux et provinciaux d'imposition des sociétés au Canada. Le résultat net du secteur des pipelines comprend un gain de 13 millions de dollars après les impôts lié à la vente de la participation de commandité détenue par la société dans Northern Border Partners, L.P.

- Le résultat net du troisième trimestre de 2006 tient compte d'une économie d'impôts de 50 millions de dollars à la suite du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices auprès des autorités fiscales, et des modifications des estimations. Le résultat net de l'entreprise d'énergie comprend le résultat de la centrale de Bécancour entrée en exploitation le 17 septembre 2006.

- Le résultat net du quatrième trimestre de 2006 comprenait des remboursements d'impôts et des intérêts connexes d'un montant de 12 millions de dollars.

- Le résultat net du premier trimestre de 2007 comprenait des rajustements d'impôts positifs de 15 millions de dollars. De plus, le résultat net de l'entreprise de pipelines comprend la contribution découlant de l'acquisition d'ANR et de participations supplémentaires dans Great Lakes depuis le 22 février 2007. Le résultat net de l'entreprise d'énergie comprend le résultat de l'installation de gaz naturel d'Edson entrée en exploitation le 31 décembre 2006.

- Au deuxième trimestre de 2007, le résultat net comprenait un montant de 16 millions de dollars (12 millions de dollars pour le siège social et 4 millions de dollars pour l'entreprise d'énergie) lié à des rajustements d'impôts positifs découlant de modifications à la législation fiscale canadienne. Le résultat net de l'entreprise de pipelines s'est accru en raison du règlement conclu au sujet du réseau principal au Canada, que l'ONE a approuvé en mai 2007.

- Le résultat net du troisième trimestre de 2007 comprenait des redressements d'impôts favorables et des intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars s'appliquant à des exercices antérieurs.




Etats consolidés des résultats

Périodes de neuf
(non vérifié) Trimestres terminés mois terminées
(en millions de dollars, sauf les 30 septembre les 30 septembre
les montants par action) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 210 1 850 6 671 5 429

Charges d'exploitation
Coûts d'exploitation des centrales et
autres coûts 739 593 2 232 1 696
Achats de produits de base revendus 476 382 1 579 1 224
Amortissement 298 264 888 787
------------------------------------------
1 513 1 239 4 699 3 707
------------------------------------------
697 611 1 972 1 722
------------------------------------------
Autres charges (produits)
Charges financières 247 203 748 612
Charges financières des coentreprises 17 22 57 67
Quote-part du bénéfice tirée des
participations comptabilisées à la
valeur de consolidation (2) (4) (13) (28)
Intérêts créditeurs et autres
produits (43) (32) (111) (96)
Gain à la vente de la participation
dans Northern Border Partners, L.P. - - - (23)
------------------------------------------
219 189 681 532
------------------------------------------
Bénéfice découlant des activités
poursuivies avant les impôts sur
les bénéfices et les
participations sans contrôle 478 422 1 291 1 190

Impôts sur les bénéfices
Exigibles 83 31 347 278
Futurs 51 75 30 71
------------------------------------------
134 106 377 349
------------------------------------------
Participations sans contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées d'une filiale 6 6 17 17
Participation sans contrôle dans
PipeLines LP 13 11 44 32
Autres 1 6 7 10
------------------------------------------
20 23 68 59
------------------------------------------
Bénéfice net découlant des activités
poursuivies 324 293 846 782
Bénéfice net découlant des activités
abandonnées - - - 28
------------------------------------------
Bénéfice net 324 293 846 810
------------------------------------------
------------------------------------------
Bénéfice net par action
Activités poursuivies 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,60 $
Activités abandonnées - - - 0,06
------------------------------------------
De base 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,66 $
------------------------------------------
------------------------------------------
Dilué 0,60 $ 0,60 $ 1,60 $ 1,65 $
------------------------------------------
------------------------------------------
Nombre moyen d'actions en
circulation - De base (en millions) 537 488 527 488
------------------------------------------
------------------------------------------
Nombre moyen d'actions en circulation
- Dilué
(en millions) 540 490 530 490
------------------------------------------
------------------------------------------

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Etats consolidés des flux de trésorerie

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Bénéfice net 324 293 846 810
Amortissement 298 264 888 787
Quote-part du bénéfice tirée des
participations comptabilisées à la
valeur de consolidation supérieure
aux distributions reçues (1) (1) (6) (8)
Impôts futurs 51 75 30 71
Participations sans contrôle 20 23 68 59
Capitalisation des avantages sociaux
futurs inférieure (supérieure) aux
charges 3 (2) 18 (17)
Gain à la vente de la participation
dans Northern Border Partners, L.P.,
déduction faite des impôts exigibles - - - (11)
Autres 7 10 36 27
------------------------------------------
702 662 1 880 1 718
Diminution (augmentation) du fonds
de roulement d'exploitation 132 (43) 261 (136)
------------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 834 619 2 141 1 582
------------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (364) (372) (1 056) (1 002)
Acquisitions, déduction faite de
l'encaisse acquise 2 - (4 222) (358)
Cession d'actifs, déduction faite des
impôts exigibles - - - 23
Montants reportés et autres (126) (47) (274) (63)
------------------------------------------
Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (488) (419) (5 552) (1 400)
------------------------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires (183) (156) (521) (461)
Distributions versées aux
participations sans contrôle (23) (16) (68) (47)
Billets à payer émis (remboursés),
montant net 293 4 554 (449)
Dette à long terme émise 5 - 1 456 1 250
Remboursement sur la dette à long
terme (64) (4) (859) (352)
Dette à long terme émise par des
coentreprises 12 14 122 38
Remboursement sur la dette à long
terme des coentreprises (20) (27) (139) (48)
Billets subordonnés de rang inférieur
émis - - 1 107 -
Titres privilégiés rachetés (488) - (488) -
Parts de société en nom collectif
émises par une filiale - - 348 -
Actions ordinaires émises 53 12 1 801 25
------------------------------------------
(Sorties) rentrées nettes liées aux
activités de financement (415) (173) 3 313 (44)
------------------------------------------

Incidence des modifications du taux
de change sur l'encaisse et les
placements à court terme (16) 1 (46) (8)
------------------------------------------

(Diminution) augmentation de
l'encaisse et des placements à
court terme (85) 28 (144) 130

Encaisse et placements à court terme
Au début de la période 340 314 399 212
------------------------------------------

Encaisse et placements à court terme
A la fin de la période 255 342 255 342
------------------------------------------
------------------------------------------

Renseignements supplémentaires sur
les flux de trésorerie
Impôts sur les bénéfices payés 93 87 305 455
Intérêts payés 290 195 832 629
------------------------------------------
------------------------------------------

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Bilans consolidés

(non vérifié) 30 septembre 31 décembre
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à court terme 255 399
Débiteurs 1 008 1 004
Stocks 426 392
Autres 238 297
--------------------------
1 927 2 092
Placements à long terme 68 71
Immobilisations corporelles 23 296 21 487
Ecart d'acquisition 2 517 281
Autres actifs 2 022 1 978
--------------------------
29 830 25 909
--------------------------
--------------------------

----------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer 1 021 467
Créditeurs 1 708 1 500
Intérêts courus 291 264
Tranche échéant à moins de un an de la dette à
long terme 706 616
Tranche échéant à moins de un an de la dette à
long terme des coentreprises 27 142
--------------------------
3 753 2 989
Montants reportés 1 107 1 029
Impôts futurs 1 250 876
Dette à long terme 11 374 10 887
Dette à long terme des coentreprises 880 1 136
Billets subordonnés de rang inférieur 983 -
Titres privilégiés - 536
--------------------------
19 347 17 453
--------------------------
Participations sans contrôle
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Participation sans contrôle dans PipeLines LP 540 287
Autres 68 79
--------------------------
997 755
--------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires 6 595 4 794
--------------------------
Surplus d'apport 276 273
--------------------------
Bénéfices non répartis 3 026 2 724
Cumul des autres éléments du résultat étendu (411) (90)
--------------------------
2 615 2 634
--------------------------
9 486 7 701
--------------------------
29 830 25 909
--------------------------
--------------------------

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Etats consolidés du résultat étendu

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 324 293 846 810
------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu,
déduction faite des impôts
Variation des gains et des pertes
de change sur les placements dans
des établissements étrangers (1) (121) - (342) (30)
Variation des gains et des pertes
sur les couvertures des placements
dans des établissements étrangers (2) 22 1 77 25
Variation des gains et des pertes
sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures
de flux de trésorerie (3) 41 - 4 -
Reclassement dans le bénéfice net
des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie se rapportant à des
périodes antérieures (4) 16 - 36 -
------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu
de la période (42) 1 (225) (5)
------------------------------------------
Résultat étendu de la période 282 294 621 805
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Déduction faite d'une charge fiscale de 39 millions de dollars et de 95
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2007 (charge fiscale de
respectivement néant et 22 millions de dollars en 2006).
(2) Déduction faite d'une charge fiscale de 12 millions de dollars et de 40
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2007 (charge fiscale de
respectivement 1 million de dollars et 13 millions de dollars en 2006).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 13 millions de dollars et de 3
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2007.
(4) Déduction faite d'une charge fiscale de 14 millions de dollars et de 19
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2007.

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Etats consolidés des capitaux propres

Périodes de neuf mois terminées les 30 septembre
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires
Solde au début de la période 4 794 4 755
Produit de l'émission d'actions dans le cadre d'un
appel public à l'épargne (1) 1 683 -
Produit de l'émission d'actions dans le cadre du
régime de réinvestissement des dividendes 104 -
Produit de l'émission d'actions à la levée d'options
sur actions 14 25
--------------------------
Solde à la fin de la période 6 595 4 780
--------------------------

Surplus d'apport
Solde au début de la période 273 272
Emission d'options sur actions 3 1
--------------------------
Solde à la fin de la période 276 273
--------------------------

Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 2 724 2 269
Rajustement de transition résultant de l'adoption des
nouvelles normes comptables sur les instruments
financiers 4 -
Bénéfice net 846 810
Dividendes sur les actions ordinaires (548) (468)
--------------------------
Solde à la fin de la période 3 026 2 611
--------------------------

Cumul des autres éléments du résultat étendu, déduction
faite des impôts sur les bénéfices
Solde au début de la période (90) (90)
Rajustement de transition résultant de l'adoption des
nouvelles normes comptables sur les instruments
financiers (96) -
Autres éléments du résultat étendu (225) (5)
--------------------------
Solde à la fin de la période (411) (95)
--------------------------
Total des capitaux propres 9 486 7 569
--------------------------
--------------------------

(1) Déduction faite des commissions de placement et des impôts futurs.

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Cumul des autres éléments du résultat étendu

Couvertures
(non vérifié) Rajustement de de flux de
(en millions de dollars) conversion trésorerie Total
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2006 (90) - (90)
Rajustement de transition
résultant de l'adoption de
nouvelles normes sur les
instruments financiers - (96) (96)
Variation des gains et des pertes
de conversion sur les
placements dans des
établissements étrangers (1) (342) - (342)
Variation des gains et des pertes
sur les couvertures des
placements dans des
établissements étrangers (2) 77 - 77
Variation des gains et des pertes
sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures
de flux de trésorerie (3) - 4 4
Reclassement dans le bénéfice net
des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie se rapportant à des
périodes antérieures (4) (5) - 36 36
------------------------------------------
Solde au 30 septembre 2007 (355) (56) (411)
------------------------------------------
------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2005 (90) - (90)
Variation des gains et des pertes
de conversion sur les placements
dans des établissements
étrangers (1) (30) - (30)
Variation des gains et des pertes
sur les couvertures des
placements dans des
établissements étrangers (2) 25 - 25
------------------------------------------
Solde au 30 septembre 2006 (95) - (95)
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Déduction faite d'une charge fiscale de 95 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 (charge fiscale de
22 millions de dollars en 2006).
(2) Déduction faite d'une charge fiscale de 40 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007 (charge fiscale de 13
millions de dollars en 2006).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 3 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007.
(4) Déduction faite d'une charge fiscale de 19 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007.
(5) Au cours des 12 prochains mois, la société prévoit reclasser dans le
bénéfice net un montant estimatif de 105 millions de dollars (71
millions de dollars après les impôts) au titre des pertes nettes
déclarées dans le cumul des autres éléments du résultat étendu au titres
des couvertures de flux de trésorerie.

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Notes afférentes aux états financiers consolidés
(non vérifié)


1. Principales conventions comptables

Les états financiers consolidés de TransCanada Corporation (TransCanada ou la société) ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont présentées dans les états financiers consolidés vérifiés annuels de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006, exception faire des changements indiqués ci-après. Ces états financiers consolidés tiennent compte de tous les rajustements récurrents habituels qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle de la situation financière et des résultats d'exploitation des périodes respectives. Les présents états financiers consolidés 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 vérifiés de 2006 compris dans le rapport annuel 2006 de TransCanada. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour en permettre le rapprochement avec ceux de la période considérée.

Pour le secteur des pipelines, qui est principalement constitué des participations de la société dans des pipelines réglementés et des installations de stockage de gaz naturel, les produits ainsi que le résultat net annuels fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le résultat net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice, et les fluctuations découlent de rajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, des fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis et des éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits et le résultat net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus et des éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Etant donné que la détermination de la valeur de nombreux actifs, passifs, produits et charges dépend d'événements futurs, l'établissement des présents états financiers consolidés exige le recours à des estimations et à des hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société.

2. Modifications de conventions comptables

Modifications au deuxième trimestre de 2007

Stocks de gaz naturel exclusif et constatation des produits

Les nouvelles exigences comptables du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés à l'égard du chapitre 3031 intitulé "Stocks" entreront en vigueur le 1er janvier 2008. La société a toutefois décidé d'adopter cette norme le 1er avril 2007. Les rajustements aux états financiers consolidés de 2007 ont été effectués conformément aux dispositions transitoires de la nouvelle norme.

Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusifs de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel. Pour constater ses stocks à leur juste valeur, TransCanada a désigné son entreprise de stockage de gaz naturel en tant qu'entreprise de courtage et de vente qui achète et vend du gaz naturel dans le cadre d'opérations adossées. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusifs avant le 1er avril 2007.

La société constate les résultats liés à ses stocks de gaz naturel exclusifs dans les produits, déduction faite des achats de produits de base revendus. Toutes les variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs sont constatées dans les stocks et les produits. Au 30 septembre 2007, des stocks de gaz naturel exclusifs totalisant 81 millions de dollars étaient inclus dans les stocks, qui comprenaient un montant de 25 millions de dollars lié aux variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs. Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, les produits comprennent des pertes avant les impôts non réalisées liées à la variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 25 millions de dollars. Ces pertes sont essentiellement annulées par la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de stocks de gaz naturel exclusifs.

Modifications au premier trimestre de 2007

Le 1er janvier 2007, la société a adopté les nouvelles exigences comptables du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés à l'égard du chapitre 1506 intitulé "Modifications comptables", du chapitre 1530 intitulé "Résultat étendu", du chapitre 3251 intitulé "Capitaux propres", du chapitre 3855 intitulé "Instruments financiers - comptabilisation et évaluation", du chapitre 3861 intitulé "Instruments financiers - informations à fournir et présentation" et du chapitre 3865 intitulé "Couvertures". Les rajustements aux états financiers consolidés des neuf premiers mois de 2007 ont été effectués conformément aux dispositions transitoires de ces nouvelles normes.

Résultat étendu et capitaux propres

Les états financiers de la société comprennent des états consolidés du résultat étendu et du cumul des autres éléments du résultat étendu. En outre, tel que l'exige le chapitre 3251, la société présente désormais, dans l'état consolidé des capitaux propres, les variations pour chacune des composantes des capitaux propres, y compris le cumul des autres éléments du résultat étendu.

Instruments financiers

Tous les instruments financiers sont constatés au bilan, et ils sont initialement comptabilisés à leur juste valeur. Tous les instruments dérivés autres que ceux qui sont admissibles aux exceptions visant les contrats d'achat ou de vente ordinaires ou qui ne sont pas visés par l'application des PCGR sont inscrits au bilan à leur juste valeur. En général, les actifs financiers sont classés dans les catégories suivantes : détenus à des fins de transaction, détenus jusqu'à leur échéance, prêts et créances ou disponibles à la vente. En général, les passifs financiers sont classés soit comme détenus à des fins de transaction, soit comme autres passifs financiers. L'évaluation et la classification dans les états financiers subséquentes des variations de la juste valeur sont déterminées en fonction de la classification des instruments.

Les actifs et les passifs financiers détenus à des fins de transaction sont constitués de swaps, d'options, de contrats à terme de gré à gré et de contrats à terme normalisés et ils sont conclus dans le but de générer un profit. Un actif ou un passif financier qui ne respecte pas ce critère peut être désigné comme étant détenu à des fins de transaction. TransCanada n'a désigné aucun actif ou passif financier comme étant détenu à des fins de transaction. Ces instruments financiers sont initialement comptabilisés à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont incluses dans les produits. Les actifs financiers détenus jusqu'à leur échéance sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif. La société ne détenait aucun instrument financier de ce type au 30 septembre 2007. Les prêts et les créances comprennent principalement les comptes débiteurs et les prêts à des tiers à recevoir qui ne comportent pas d'intérêts et ils sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif. La catégorie "disponibles à la vente" comprend les actifs financiers autres que des instruments dérivés qui sont désignés comme étant disponibles à la vente ou qui ne sont pas inclus dans les trois autres catégories. Ces instruments sont initialement comptabilisés à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont constatées dans les autres éléments du résultat étendu. Le bénéfice tiré de ces actifs est inclus dans les intérêts créditeurs et autres produits.

Les autres passifs financiers qui ne sont pas classés comme étant détenus à des fins de transaction sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif. Les intérêts débiteurs sont inclus sous les postes Charges financières et Charges financières des coentreprises. Selon le mode de comptabilisation des activités réglementées de la société, les gains ou les pertes découlant de variations de la juste valeur des instruments financiers faisant partie des activités réglementées sont inclus dans les actifs réglementés ou les passifs réglementés.

Les instruments dérivés intégrés dans d'autres instruments financiers ou contrats (contrat hôte) sont traités en tant qu'instruments dérivés distincts, et ils sont évalués à la juste valeur si leurs caractéristiques économiques ne sont pas étroitement liées à celles du contrat hôte, si leurs modalités sont les mêmes que celles d'un instrument dérivé autonome et si le contrat total n'est ni détenu à des fins de transaction ni comptabilisé à la juste valeur. Les variations de la juste valeur de l'instrument dérivé intégré sont incluses dans les produits. La société a déterminé que la date de transition pour les instruments dérivés intégrés était le 1er janvier 2003.

Les coûts de transaction sont les coûts différentiels directement attribuables à l'acquisition, à l'émission ou à la cession d'un instrument financier. Le 1er janvier 2007, la société a commencé à porter les coûts de transaction liés à la dette à long terme en réduction de la dette connexe et à amortir ces coûts selon la méthode du taux d'intérêt effectif. Auparavant, la société amortissait les coûts selon la méthode de l'amortissement linéaire sur la durée des titres de créance. Cette modification de convention n'a eu aucune incidence importante sur les états financiers de la société. Au cours du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2007, le montant imputé au bénéfice net au titre de l'amortissement des coûts de transaction selon la méthode du taux d'intérêt effectif n'était pas significatif.

Couvertures

Le chapitre 3865 précise dans quelles circonstances la comptabilité de couverture est autorisée, comment procéder et où en constater les incidences. La nouvelle norme préconise trois types précis de relations de couverture : couvertures de la juste valeur, couvertures des flux de trésorerie et couvertures d'un investissement net dans des établissements étrangers autonomes.

Dans le cadre de la gestion de ses actifs et de ses passifs, la société a recours aux instruments dérivés pour les positions de couverture afin de réduire le risque de crédit et le risque de marché auxquels elle est exposée. La société désigne certains instruments dérivés en tant que couvertures, et elle prépare les documents requis au moment de l'entrée en vigueur du contrat de couverture. La société évalue, au moment de leur entrée en vigueur et durant la durée du contrat, les instruments dérivés utilisés en tant que couverture afin d'établir s'ils sont efficaces pour contrebalancer les risques liés aux valeurs ou aux flux de trésorerie de l'instrument financier couvert. Tous les instruments dérivés sont initialement comptabilisés à leur juste valeur puis rajustés à leur juste valeur à la date de chaque bilan.

Les couvertures de juste valeur sont essentiellement des swaps de taux d'intérêt qui servent à atténuer l'incidence des variations de la juste valeur des instruments financiers à long terme et à taux fixe en raison des fluctuations des taux d'intérêt sur le marché. Les variations de la valeur des couvertures de la juste valeur et les opérations sous-jacentes correspondantes sont constatées dans les charges financières et dans les intérêts créditeurs et autres produits respectivement pour les couvertures de taux d'intérêt et les couvertures de taux de change. Les gains ou les pertes découlant de l'absence d'efficacité sont immédiatement imputés aux résultats, dans la même catégorie financière que l'est l'opération sous-jacente.

La société a recours à des couvertures de flux de trésorerie pour les opérations prévues afin de réduire le risque lié aux fluctuations des taux d'intérêt, des taux de change et des prix des produits de base. La partie efficace des variations de la valeur des couvertures de flux de trésorerie est constatée dans les autres éléments du résultat étendu. Toute partie inefficace et les montants exclus des critères d'efficacité des couvertures sont imputés aux résultats, dans la même catégorie financière que l'est l'opération sous-jacente. Les gains ou les pertes découlant des couvertures de flux de trésorerie qui ont été inclus dans le cumul des autres éléments du résultat étendu sont constatés dans le bénéfice net lorsque l'opération sous-jacente a eu lieu ou lorsqu'il devient improbable qu'elle ait lieu. Les opérations de couverture de la variabilité des flux de trésorerie futurs de la société ont une durée maximale de six ans.

La société effectue des opérations de couverture du risque de change lié aux placements dans des établissements étrangers autonomes en ayant recours à certains swaps de devises, contrats de change à terme et options. Ces instruments financiers sont rajustés à leur juste valeur, et la partie efficace des gains ou des pertes liés à ces rajustements est incluse dans les autres éléments du résultat étendu. De plus, la société a recours, pour couvrir son placement net, à des titres de créance libellés en dollars US qui sont évalués aux taux de change en vigueur à la fin de la période. Les gains ou les pertes découlant des parties inefficaces de l'élément de couverture sont inclus dans les résultats. Les gains ou les pertes découlant de ces couvertures qui ont été inclus dans le cumul des autres éléments du résultat étendu sont reclassés dans le bénéfice net si la société règle ou réduit son placement.

Incidence nette des modifications de conventions comptables

L'incidence nette, sur les états financiers de la société au 1er janvier 2007, des modifications susmentionnées apportées aux conventions comptables s'établit comme suit.



Augmentations (diminutions)
(non vérifié)
(en millions de dollars)
----------------------------------------------------------------------------

Autres actifs à court terme (127)
Autres actifs (203)
Créditeurs (29)
Montants reportés (75)
Impôts futurs (42)
Dette à long terme (85)
Dette à long terme des coentreprises (7)
Cumul des autres éléments du résultat étendu (186)
Rajustement au titre du change 90
Bénéfices non répartis 4


Modifications comptables futures

Chapitre 1535 Informations à fournir concernant le capital

A l'égard des états financiers annuels et intermédiaires des exercices ouverts à compter du 1er octobre 2007, le nouveau chapitre 1535 du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés intitulé "Informations à fournir concernant le capital" exige la présentation d'informations qualitatives et quantitatives au sujet des objectifs, des politiques et des procédures de la société en ce qui a trait à la gestion du capital.

Chapitre 3862 Instruments financiers - informations à fournir et chapitre 3863

Instruments financiers - présentation

A l'égard des états financiers annuels et intermédiaires des exercices ouverts à compter du 1er octobre 2007, les nouveaux chapitres 3862 et 3863 du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés remplaceront le chapitre 3861 pour prescrire les exigences de présentation et d'informations à fournir en ce qui a trait aux instruments financiers.



3. Informations sectorielles

Pipelines Energie Siège social Total
-------------- ------------- ------------- -------------
Trimestres terminés
les 30 septembre
(non vérifié - en
millions de dollars) 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 148 1 010 1 062 840 - - 2 210 1 850
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (422) (351) (315) (240) (2) (2) (739) (593)
Achats de produits
de base revendus (6) - (470) (382) - - (476) (382)
Amortissement (258) (231) (40) (33) - - (298) (264)
--------------------------------------------------------
462 428 237 185 (2) (2) 697 611
Charges financières
et participations
sans contrôle (205) (197) - - (62) (29) (267) (226)
Charges financières
des
coentreprises (11) (17) (6) (5) - - (17) (22)
Quote-part du
bénéfice tirée des
participations
comptabilisées à la
valeur de
consolidation 2 4 - - - - 2 4
Intérêts créditeurs
et autres produits 14 25 2 2 27 5 43 32
Gain à la vente de
la participation
dans Northern
Border Partners, L.P. - - - - - - - -
Impôts sur les
bénéfices (99) (113) (77) (59) 42 66 (134) (106)
--------------------------------------------------------
Bénéfice découlant
des activités
poursuivies 163 130 156 123 5 40 324 293
------------------------------------------
------------------------------------------
Bénéfice découlant
des activités
abandonnées - -
-------------
Bénéfice net 324 293
-------------
-------------

Pipelines Energie Siège social Total
-------------- ------------- ------------- -------------
Périodes de neuf
mois terminées
les 30 septembre
(non vérifié - en
millions de dollars) 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits 3 500 2 956 3 171 2 473 - - 6 671 5 429
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (1 222) (994)(1 005) (695) (5) (7)(2 232)(1 696)
Achats de produits
de base revendus (71) - (1 508)(1 224) - - (1 579)(1 224)
Amortissement (769) (692) (119) (95) - - (888) (787)
--------------------------------------------------------
1 438 1 270 539 459 (5) (7) 1 972 1 722
Charges financières
et participations
sans contrôle (628) (573) 1 - (189) (98) (816) (671)
Charges financières
des coentreprises (40) (50) (17) (17) - - (57) (67)
Quote-part du
bénéfice tirée des
participations
comptabilisées à la
valeur de
consolidation 13 28 - - - - 13 28
Intérêts créditeurs
et autres produits 32 59 8 5 71 32 111 96
Gain à la vente de
la participation
dans Northern
Border Partners, L.P. - 23 - - - - - 23
Impôts sur les
bénéfices (331) (323) (175) (127) 129 101 (377) (349)
--------------------------------------------------------
Bénéfice découlant
des activités
poursuivies 484 434 356 320 6 28 846 782
------------------------------------------
------------------------------------------
Bénéfice découlant
des activités
abandonnées - 28
-------------
Bénéfice net 846 810
-------------
-------------


Total de l'actif
(non vérifié - en millions de dollars) 30 septembre 2007 31 décembre 2006
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines 22 101 18 320
Energie 6 761 6 500
Siège social 968 1 089
-------------------------------------
29 830 25 909
-------------------------------------
-------------------------------------


4. Acquisitions et cessions

ANR et Great Lakes

En février 2007, TransCanada a fait l'acquisition, auprès d'El Paso Corporation, de 100 % d'American Natural Resources Company et d'ANR Storage Company (collectivement, ANR) ainsi que d'une participation supplémentaire de 3,55 % dans Great Lakes au prix d'environ 3,4 milliards de dollars US, sous réserve de certains rajustements postérieurs à la clôture, y compris la dette à long terme de 491 millions de dollars US prise en charge. L'achat a été comptabilisé selon la méthode de l'acquisition. TransCanada a commencé à consolider les résultats d'ANR et de Great Lakes avec ceux du secteur des pipelines postérieurement à la date d'acquisition. Au 30 septembre 2007, le prix d'achat a été provisoirement ventilé comme suit.



Ventilation du prix d'achat
(non vérifié)
(en millions de dollars US) ANR Great Lakes Total
----------------------------------------------------------------------------
Actif à court terme 251 4 255
Immobilisations corporelles 1 874 35 1 909
Autres actifs à long terme 83 - 83
Ecart d'acquisition 1 776 35 1 811
Passif à court terme (177) (3) (180)
Dette à long terme (475) (16) (491)
Autres passifs à long terme (447) (22) (469)
------------------------------
2 885 33 2 918
------------------------------
------------------------------


Le prix d'achat a été provisoirement ventilé à l'aide de la juste valeur de l'actif net à la date d'acquisition. Puisque les droits d'ANR et de Great Lakes sont visés par la réglementation des tarifs en fonction des coûts historiques, il a été déterminé que les actifs nets réglementés, autres que le gaz détenu à des fins de vente, ont une juste valeur égale à leurs valeurs établies en fonction de la réglementation des tarifs.

L'écart d'acquisition sera évalué annuellement afin de déterminer s'il y a baisse de valeur. Les facteurs contribuant à l'écart d'acquisition comprennent la possibilité de prendre de l'expansion aux Etats-Unis et de consolider la position concurrentielle dans le secteur du transport de gaz en Amérique du Nord. L'écart d'acquisition constaté dans le cadre de cette opération n'est pas amortissable aux fins de l'impôt.

Acquisition de Great Lakes par PipeLines LP

En février 2007, PipeLines LP a acheté à El Paso Corporation une participation de 46,45 % dans Great Lakes au prix d'environ 942 millions de dollars US, y compris la dette à long terme de 209 millions de dollars US prise en charge, sous réserve de certains rajustements postérieurs à la clôture. L'achat a été comptabilisé selon la méthode de l'acquisition. TransCanada a commencé à consolider les résultats de Great Lakes avec ceux du secteur des pipelines postérieurement à la date d'acquisition. Au 30 septembre 2007, le prix d'achat a été provisoirement ventilé comme suit.



Ventilation du prix d'achat
(non vérifié)
(en millions de dollars US)
----------------------------------------------------------------------------
Actif à court terme 42
Immobilisations corporelles 465
Autres actif à long terme 1
Ecart d'acquisition 457
Passif à court terme (23)
Dette à long terme (209)
-----
733
-----
-----


Le prix d'achat a été provisoirement ventilé à l'aide de la juste valeur de l'actif net à la date d'acquisition. Puisque les droits de Great Lakes sont visés par la réglementation des tarifs en fonction des coûts historiques, il a été déterminé que les actifs nets réglementés ont une juste valeur égale à leurs valeurs établies en fonction de la réglementation des tarifs.

L'écart d'acquisition sera évalué annuellement afin de déterminer s'il y a baisse de valeur. Les facteurs contribuant à l'écart d'acquisition comprennent la possibilité de prendre de l'expansion aux Etats-Unis et de consolider la position concurrentielle dans le secteur du transport de gaz en Amérique du Nord. L'écart d'acquisition constaté dans le cadre de cette opération est amortissable aux fins de l'impôt.

PipeLines LP

En février 2007, PipeLines LP a réalisé un placement privé de 17 356 086 parts ordinaires au prix de 34,57 $ US la part, dont 50 % des parts ont été achetés par TransCanada au prix de 300 millions de dollars US. De plus, TransCanada a investi un montant supplémentaire de 12 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité dans PipeLines LP. A la suite de ces placements supplémentaires dans PipeLines LP, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été portée à 32,1 % le 22 février 2007. Au total, le placement privé et l'investissement supplémentaire de TransCanada ont donné lieu à un produit brut de 612 millions de dollars US pour PipeLines LP; il a servi à financer en partie l'acquisition de Great Lakes.

5. Billets à payer et dette à long terme

Le 5 octobre 2007, TransCanada a émis des billets non garantis de premier rang (billets) d'un montant de 1,0 milliard de dollars US. Les billets échoient le 15 octobre 2037, et ils portent intérêt au taux de 6,20 %. Le taux d'intérêt effectif au moment de l'émission s'établissait à 6,30 %. Les billets ont été émis aux termes d'un prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en septembre 2007, qui permet l'émission de titres de créance pour un montant de 2,5 milliards de dollars US et qui remplace le prospectus préalable de titres de créance totalisant 1,5 milliard de dollars US, déposé en mars 2007. Avant le remplacement du prospectus, la société avait émis des titres de créance totalisant 1,0 milliard de dollars US aux termes du prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en mars 2007.

En avril 2007, TransCanada a émis des billets subordonnés de rang inférieur (billets subordonnés) d'un montant de 1,0 milliard de dollars US échéant en 2067 et portant intérêt au taux de 6,35 % par an jusqu'au 15 mai 2017, date à laquelle le taux d'intérêt sur les billets subordonnés sera converti à un taux variable révisé trimestriellement pour correspondre au taux interbancaire offert à Londres (TIOL) de trois mois, majoré de 221 points de base. Les billets subordonnés n'avaient pas été remboursés au 30 septembre 2007, et leur taux d'intérêt effectif s'établissait à 6,51 %. TransCanada peut à son gré reporter le paiement de l'intérêt pour une ou plusieurs périodes à concurrence de dix ans sans entraîner un manquement à ses obligations ni susciter de paiement par anticipation conformément aux modalités des billets subordonnés. Le cas échéant, la société ne serait pas autorisée à verser des dividendes pendant la période de report. En ce qui a trait au droit au paiement, les billets subordonnés sont subordonnés aux titres de créance de premier rang actuels et futurs, et ils sont subordonnés à tous les titres de créance et obligations de TCPL. Les billets subordonnés sont remboursables au gré de TransCanada en tout temps à partir du 15 mai 2017 à 100 % de leur montant en capital plus l'intérêt couru et impayé à la date du remboursement. A la survenance de certains événements, les billets subordonnés sont remboursables plus tôt au gré de TransCanada, en totalité ou en partie, pour un montant égal à 100 % de leur montant en capital majoré de l'intérêt couru et impayé à la date de remboursement ou pour un montant déterminé par une formule conformément aux modalités dont ils sont assortis, selon le plus élevé des deux montants.

En avril 2007, Northern Border a mis en place une facilité de crédit bancaire de 250 millions de dollars US d'une durée de cinq ans. Une partie de la facilité bancaire a servi au refinancement de billets de premier rang de 150 millions de dollars US échus le 1er mai 2007, le solde inutilisé pouvant servir au financement de l'exploitation courante de Northern Border.

En mars 2007, la société a déposé des prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis qui lui permettent d'émettre respectivement des billets à moyen terme pour un montant de 1,5 milliard de dollars et des titres de créance pour un montant de 1,5 milliard de dollars US. Au 30 septembre 2007, la société n'avait émis aucun billet à moyen terme conformément au prospectus déposé au Canada et elle avait remplacé le prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en mars 2007 par le dépôt d'un nouveau prospectus préalable aux Etats-Unis qui lui permet d'émettre des titres de créance de 2,5 milliards de dollars US, ainsi qu'il est commenté ci-dessus.

En mars 2007, ANR Pipeline Company a retiré volontairement de la Bourse de New York l'inscription des débentures 9,625 % échéant en 2021, des débentures 7,375 % échéant en 2024 et des débentures 7,0 % échéant en 2025. A la suite de ces radiations de la cote, en date du 12 avril 2007, ANR Pipeline Company a radié ces titres de l'inscription auprès de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis.

En février 2007, la société a conclu un accord relativement à un prêt-relais consenti et non garanti de un an d'un montant de 2,2 milliards de dollars US; il est assorti d'un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de un mois majoré de 25 points de base. La société a tiré 1,5 milliard de dollars et 700 millions de dollars US sur ce prêt-relais pour financer en partie l'acquisition d'ANR et de Great Lakes. Au 30 septembre 2007, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 400 millions de dollars US. Le solde inutilisé de ladite facilité a été annulé, et la société n'y a plus accès.

En février 2007, la société a mis en place une facilité de crédit consentie et non garantie de 1,0 milliard de dollars US se composant d'un prêt à terme de cinq ans de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable et prorogeable de cinq ans de 300 millions de dollars US. Un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de trois mois majoré de 22,5 points de base est imputé sur le solde impayé et des frais administratifs de 7,5 points de base sont prélevés sur la facilité totale. La société a tiré 1,0 milliard de dollars US sur cette facilité et 100 millions de dollars US sur une marge de crédit à vue existante pour financer en partie l'acquisition d'ANR et investir des sommes supplémentaires dans PipeLines LP. Au 30 septembre 2007, le solde impayé de la facilité de crédit s'établissait à 700 millions de dollars US, et la société avait remboursé celui de la marge de crédit à vue.

En février 2007, PipeLines LP a augmenté le montant de sa facilité de crédit renouvelable consortiale et d'emprunt à terme liée à l'acquisition de Great Lakes. Les fonds disponibles aux termes de cette facilité sont passés de 410 millions de dollars US à 950 millions de dollars US, facilité composée d'un emprunt à terme de premier rang de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US, dont la tranche inutilisée de 194 millions de dollars US de l'emprunt à terme de premier rang a été annulée au moment de la clôture de l'acquisition de Great Lakes. Au 30 septembre 2007, la société avait prélevé 517 millions de dollars US aux termes de cette facilité. Un taux d'intérêt variable fondé sur le TIOL de trois mois majoré de 55 points de base est imputé sur l'emprunt à terme de premier rang et un taux d'intérêt variable fondé sur les TIOL de un mois majoré de 35 points de base est prélevé sur la facilité de crédit renouvelable de premier rang. Des frais administratifs de 10 points de base sont imputés sur la facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US. Le taux d'intérêt moyen pondéré s'établissait à 6,16 % au 30 septembre 2007.

6. Titres privilégiés

En juillet 2007, TransCanada a racheté, à leur valeur nominale, tous les titres privilégiés 8,25 % d'un montant de 460 millions de dollars US en circulation échéant en 2047. Ce rachat a eu lieu en raison du règlement tarifaire quinquennal conclu pour le réseau principal au Canada et il a donné lieu à un gain de change qui sera transmis aux clients du réseau principal au Canada.

7. Capital-actions

Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, TransCanada a émis 2,7 millions d'actions ordinaires aux termes de son programme de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions (RRD). Aux termes du RRD, des dividendes ont été versées sous forme d'actions ordinaires sur le capital autorisé plutôt que de verser des paiements de dividendes au comptant d'un montant total de 104 millions de dollars.

En janvier 2007, TransCanada a déposé, auprès des organismes de réglementation au Canada et aux Etats-Unis, un prospectus préalable simplifié autorisant l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et de reçus de souscription d'un montant pouvant atteindre 3,0 milliards de dollars, au Canada et aux Etats-Unis, jusqu'en février 2009. Au 30 septembre 2007, la société avait émis aux termes de ce prospectus préalable 45 390 500 actions ordinaires au prix de 38,00 $ l'action, pour un produit brut d'environ 1,725 milliard de dollars qui a servi à financer l'acquisition d'ANR et de Great Lakes.



8. Instruments financiers et gestion des risques

La juste valeur des instruments financiers autres que des dérivés au 30
septembre 2007 s'établit comme suit.

Information sommaire sur les instruments financiers autres que les
dérivés (1) (2)
(non vérifié)
(en millions de dollars) 30 septembre 2007
----------------------------------------------------------------------------

Juste
valeur
-------------------
Actifs financiers (3)
Trésorerie et équivalents de trésorerie (4) 255
Prêts et créances (4) 1 172
Disponibles à la vente 16
-------------------
1 443
-------------------
-------------------
Passifs financiers (5) (6)
Billets à payer 1 021
Fournisseurs et autres créditeurs 1 324
Dette à long terme 13 970
Autres passifs à long terme 65
-------------------
16 380
-------------------
-------------------

(1) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2007 comprend un gain ou une perte non réalisé de néant au
titre des rajustements de la juste valeur de ces instruments financiers.
(2) La valeur comptable est sensiblement la même que la juste valeur,
exception faite des actifs financiers disponibles à la vente, dont la
valeur comptable est égale à la juste valeur.
(3) Au 30 septembre 2007, l'actif à court terme au bilan consolidé englobe
des actifs financiers de 960 millions de dollars compris dans les
débiteurs et de 255 millions de dollars compris dans la trésorerie et
les équivalents de trésorerie. Le solde de ces actifs financiers est
inclus dans les autres actifs.
(4) Comptabilisés au coût.
(5) Comptabilisés au coût après amortissement.
(6) Au 30 septembre 2007, le passif à court terme au bilan consolidé englobe
des passifs financiers de 1 313 millions de dollars inscrits dans les
créditeurs et de 1 021 millions de dollars inscrits dans les billets à
payer. Des passifs financiers de 76 millions de dollars sont compris
dans les montants reportés et de 13 970 millions de dollars sont inclus
dans la dette à long terme.

Les justes valeurs des instruments financiers dérivés de la société
s'établissent comme suit.

Information sommaire sur les instruments financiers dérivés (1)
(non vérifié)
(en millions de dollars) 30 septembre 2007
----------------------------------------------------------------------------
Juste
valeur
-------------------

Instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction
Instruments dérivés visant l'électricité - actifs (2) 51
Instruments dérivés visant l'électricité - passifs (2) (44)
Instruments dérivés visant le gaz naturel - actifs (3) 69
Instruments dérivés visant le gaz naturel - passifs (3) (29)
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt - actifs (4) 20
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt - passifs (4) (7)
Instruments dérivés visant le change - actifs (4) 4
Instruments dérivés visant le change - passifs (4) (83)
-------------------
(19)
-------------------

Instruments financiers dérivés dans des relations de
couverture (5)
Instruments dérivés visant l'électricité - actifs (6) 129
Instruments dérivés visant l'électricité - passifs (6) (183)
Instruments dérivés visant le gaz naturel - actifs (6) 28
Instruments dérivés visant le gaz naturel - passifs (6) (9)
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt - actifs (7) -
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt - passifs (7) (4)
Instruments dérivés visant le change - actifs (7) -
Instruments dérivés visant le change - passifs (7) (69)
-------------------
(108)
-------------------

Total des instruments financiers dérivés (127)
-------------------
-------------------

(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés, exception faite des instruments dérivés utilisés dans le cadre
des activités réglementées de la société, qui sont comptabilisés à leurs
valeurs réglementaires.
(2) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2007 comprend respectivement un gain non réalisé de 4
millions de dollars et un gain non réalisé de 12 millions de dollars
liés à la variation de la juste valeur des instruments dérivés détenus à
des fins de transaction visant l'électricité. Le bénéfice net du
trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007
comprend respectivement un gain non réalisé de 2 millions de dollars et
un gain non réalisé de 10 millions de dollars liés aux instruments
dérivés détenus à des fins de transaction visant l'électricité.
(3) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2007 comprend respectivement un gain non réalisé de néant
et un gain non réalisé de 7 millions de dollars liés à la variation de
la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de
transaction visant le gaz naturel. Le bénéfice net du trimestre et de
la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 comprend
respectivement une perte réalisée de 23 millions de dollars et une perte
réalisée de 39 millions de dollars liées aux instruments dérivés détenus
à des fins de transaction visant le gaz naturel.
(4) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2007 comprend respectivement un gain non réalisé de 1
million de dollars et un gain non réalisé de 2 millions de dollars liés
à la variation de la juste valeur des instruments dérivés détenus à des
fins de transaction visant les taux d'intérêt et le change. Le bénéfice
net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre
2007 comprend respectivement un gain réalisé de 15 millions de dollars
et un gain réalisé de 39 millions de dollars liés aux instruments
dérivés détenus à des fins de transaction visant les taux d'intérêt et
le change.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées comme des couvertures
de flux de trésorerie, sauf pour des instruments financiers dérivés de 1
million de dollars à l'égard des taux d'intérêt qui sont désignés comme
couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2007 comprend respectivement un gain de 4 millions de
dollars et un gain de 6 millions de dollars au titre de la variation de
la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie visant
l'électricité et le gaz naturel qui n'étaient pas efficaces pour
contrebalancer la variation de la juste valeur des opérations
sous-jacentes. Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf
mois terminés le 30 septembre 2007 comprend respectivement un gain
réalisé de 50 millions de dollars et un gain réalisé de 45 millions de
dollars au titre des couvertures de flux de trésorerie visant
l'électricité. Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf
mois terminés le 30 septembre 2007 comprend respectivement une perte
réalisée de 10 millions de dollars et une perte réalisée de 7 millions
de dollars au titre des couvertures de flux de trésorerie visant le gaz
naturel.
(7) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2007 comprend une perte de néant et une perte de 4 millions
de dollars au titre de la variation de la juste valeur de couvertures de
flux de trésorerie visant les taux d'intérêt et le change et de
couvertures de la juste valeur qui n'étaient pas efficaces pour
contrebalancer la variation de la juste valeur des opérations
sous-jacentes. Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf
mois terminés le 30 septembre 2007 comprend respectivement des gains
réalisés de 1 million de dollars et de 2 millions de dollars au titre
des couvertures des flux de trésorerie visant les taux d'intérêt et les
taux de change.


Gains et pertes non réalisés

Au 30 septembre 2007, des gains non réalisés sur les instruments financiers dérivés non réglés de 172 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont compris dans les autres actifs à court terme et de 129 millions de dollars (39 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont inclus dans les autres actifs. Au 30 septembre 2007, des pertes non réalisées de 189 millions de dollars (144 millions de dollars au 31 décembre 2006) et de 239 millions de dollars (158 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont incluses respectivement dans les créditeurs et dans les montants reportés.

Au 30 septembre 2007, des pertes non réalisées découlant des rajustements de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs de 25 millions de dollars (néant au 31 décembre 2006) sont inclus dans les stocks.

Gestion des risques liés au prix de l'énergie, aux intérêts et au change

La société a recours à divers contrats pour atténuer le risque lié aux fluctuations des prix des produits de base, des taux d'intérêt et des taux de change. Ces contrats sont généralement constitués de ce qui suit.

- Contrats à terme - contrats prévoyant l'achat ou la vente d'un instrument financier ou d'un produit de base donné à un prix spécifié à une date future. La société a recours à des contrats à terme visant le change et les produits de base pour atténuer la volatilité respectivement des taux de change et des prix de l'électricité et du gaz.

- Swaps - contrats entre deux parties prévoyant des échanges de paiements sur une période selon des modalités déterminées. La société conclut des swaps de taux d'intérêt, de devises et de produits de base pour atténuer les fluctuations respectivement des taux d'intérêt, des taux de change et des prix des produits de base.

- Options - contrats conférant à l'acheteur le droit, mais non l'obligation, d'acheter ou de vendre un montant spécifique d'un instrument financier ou d'un produit de base à un prix stipulé d'avance, soit à une date déterminée soit à n'importe quel moment durant une période précise. La société conclut des contrats d'option pour atténuer les fluctuations des taux d'intérêt, des taux de change et des prix des produits de base.

- Contrats visant le rendement thermique - contrats prévoyant des ventes ou des achats d'électricité à des prix fondés sur un indice gazier.

Risque lié au prix de l'énergie

La société est exposée aux fluctuations du prix de l'énergie dans le cadre de ses activités commerciales courantes, plus particulièrement en ce qui a trait aux prix de l'électricité et du gaz naturel. Le principal risque survient du fait que les prix du marché pour les produits de base peuvent fluctuer négativement entre le moment où les prix d'achat ou de vente sont établis, ce qui peut amenuiser les marges prévues.

Pour gérer son exposition au risque lié au prix de l'énergie, la société, conformément à des politiques et procédures en matière de gestion des risques généraux, conclut des contrats de vente à moyen et à long terme pour une grande partie de ses approvisionnements, tout en conservant une quantité qui ne fait pas l'objet de contrats de vente pour assurer qu'elle peut gérer l'ensemble de son portefeuille d'actifs avec la souplesse nécessaire. A cette fin, la société a recours à des instruments tels que les contrats à terme, les swaps, les options et les contrats de rendement thermique.

TransCanada gère l'exposition de son entreprise de stockage de gaz naturel aux écarts saisonniers des prix du gaz en assurant la couverture de sa capacité de stockage au moyen d'un portefeuille de contrats de location de capacité de stockage auprès de tiers ainsi que des opérations adossées d'achat et de vente de stocks de gaz naturel exclusifs. L'appariement des volumes des achats et des ventes permet à TransCanada de garantir une marge, ce qui élimine par le fait même son exposition aux fluctuations des prix du gaz naturel.

La société évalue sans cesse les contrats d'électricité et les instruments dérivés auxquels elle a recours pour gérer les risques liés au prix de l'énergie. Exception faite des contrats de location, les contrats ont été évalués pour déterminer s'ils répondent à la définition d'instrument dérivé. Certains contrats d'achat et de vente de produits de base constituent des instruments dérivés, mais ils ne sont pas visés par l'application du chapitre 3855 puisqu'ils sont conclus et maintenus en vue de la réception ou de la livraison conformément aux besoins prévus de la société en matière d'achats, de ventes ou de consommation intermédiaire ("exception relative aux contrats d'achats et de ventes ordinaires"). En outre, certains contrats ne sont pas visés par la portée du chapitre 3855 puisqu'ils sont traités comme des contrats à exécuter ou qu'ils répondent à d'autres critères d'exemption.

Risque lié aux stocks de gaz naturel

Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusifs de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel. Pour constater ses stocks à leur juste valeur, TransCanada a désigné son entreprise de stockage de gaz naturel en tant qu'entreprise de courtage et de vente qui achète et vend du gaz naturel dans le cadre d'opérations adossées. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusifs avant le 1er avril 2007.

La société constate les résultats liés à ses stocks de gaz naturel exclusifs dans les produits, déduction faite des achats de produits de base revendus. Toutes les variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs sont constatées dans les stocks et les produits. Au 30 septembre 2007, des stocks de gaz naturel exclusifs totalisant 81 millions de dollars étaient inclus dans les stocks, qui comprenaient un montant de 25 millions de dollars lié aux modifications de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs. Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, les produits comprennent les pertes avant les impôts non réalisées liées à la variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusifs qui s'établissaient respectivement à 2 millions de dollars et à 25 millions de dollars. Ces pertes sont essentiellement annulées par la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de stocks de gaz naturel.

TransCanada gère l'exposition de son entreprise de stockage de gaz naturel aux écarts saisonniers des prix du gaz en assurant la couverture de sa capacité de stockage au moyen d'un portefeuille de contrats de location de capacité de stockage auprès de tiers ainsi que des opérations adossées d'achat et de vente de stocks de gaz naturel exclusifs. L'appariement des volumes des achats et des ventes permet à TransCanada de garantir une marge, ce qui élimine par le fait même son exposition aux fluctuations des prix du gaz naturel.

Risque de taux d'intérêt

La dette à long terme de la société est assortie d'un taux d'intérêt fixe et, par conséquent, la société est assujettie au risque de taux d'intérêt sur les prix, et aussi d'un taux d'intérêt variable, ce qui fait que la société est assujettie au risque de taux d'intérêt sur les flux de trésorerie. Pour gérer son exposition à ces risques, la société a recours à un amalgame de swaps de taux d'intérêt, de contrats à terme et d'options.

Investissement dans des établissements étrangers

La société a recours à des titres de créance, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars US pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 30 septembre 2007, la société avait désigné des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 3,8 milliards de dollars (3,8 milliards de dollars US) et une juste valeur de 3,9 milliards de dollars (3,9 milliards de dollars US) en tant qu'une partie de cette couverture et des swaps, des contrats de change à terme et des options ayant une juste valeur de 81 millions de dollars (81 millions de dollars US) en tant que couvertures de son placement net.



Instruments dérivés faisant l'objet de couvertures de placements dans des
établissements étrangers

Actif (passif)
(en millions de dollars) Au 30 septembre 2007 Au 31 décembre 2006
----------------------------------------------------------------------------
Montant Montant
Juste nominal Juste nominal
valeur ou en valeur ou en
(1) capital (1) capital
------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 à 2014) 74 350 US 58 400 US
Contrats de change à terme en
dollars US (échéant en 2007) 3 100 US (7) 390 US
Options en dollars US
(échéant en 2007) 4 100 US (6) 500 US
------------------------------------------

81 550 US 45 1 290 US
------------------------------------------
------------------------------------------

(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.


Justes valeurs

Les justes valeurs des instruments financiers sont déterminées par voie de référence au prix indiqué ou demandé, le cas échéant, dans les marchés actifs. En l'absence d'un marché actif, la société détermine la juste valeur en ayant recours à des techniques d'évaluation qui se fondent sur des données de marché observables ou des prix du marché estimatifs. Elles comprennent des comparaisons avec des instruments semblables en présence de prix du marché observables, des modèles d'établissement du prix des options et d'autres techniques d'évaluation utilisées couramment par les intervenants sur le marché. Les justes valeurs déterminées à l'aide des modèles d'évaluation exigent le recours à des hypothèses au sujet du montant et du moment des flux de trésorerie futurs et des taux d'actualisation estimatifs. Pour cerner ces hypothèses, la société se fonde principalement sur des facteurs d'intrant facilement observables sur le marché, notamment les courbes de rendement des taux d'intérêt, les taux de devise ainsi que la volatilité des prix et des taux, le cas échéant.

9. Impôts sur les bénéfices

La société évalue actuellement l'incidence de la loi mexicaine sur le taux d'imposition uniforme des sociétés qui a été promulguée le 1er octobre 2007. La société prévoit que cette loi n'aura pas d'incidences importantes sur ses états financiers.

Au troisième trimestre de 2007, TransCanada a constaté des économies d'impôts d'environ 15 millions de dollars à la suite de nouvelles cotisations de l'impôt sur les bénéfices et des intérêts créditeurs connexes s'appliquant à des exercices antérieurs.

Au deuxième trimestre de 2007, TransCanada avait constaté des économies d'impôts d'environ 16 millions de dollars à la suite des modifications à la Loi de l'impôt sur le revenu fédérale canadienne.

Au premier trimestre de 2007, TransCanada avait comptabilisé des économies d'impôts sur les bénéfices d'environ 10 millions de dollars à la suite du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices ainsi que des économies d'impôts de 5 millions de dollars découlant d'une restructuration interne.

10. Engagements

TransCanada a conclu des contrats totalisant près de 2,3 milliards de dollars pour l'achat de tuyaux et de fournitures pour la construction de l'oléoduc Keystone et d'autres projets pipeliniers.

11. Avantages sociaux futurs

La charge nette au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi de la société pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007 se présente comme suit.



Autres
régimes
Régimes d'avantages
de retraite sociaux
Trimestres terminés les 30 septembre ------------- -------------
(non vérifié - en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de la période 11 10 - 1
Intérêts débiteurs 19 16 2 2
Rendement prévu des actifs des régimes (23) (18) - (1)
Amortissement de l'obligation transitoire liée à
l'entreprise réglementée - - - 1
Amortissement de la perte actuarielle nette 7 6 1 1
Amortissement des coûts au titre des services
passés 1 1 - -
---------------------------
Coût net constaté au titre des avantages 15 15 3 4
---------------------------
---------------------------

Autres
régimes
Régimes d'avantages
de retraite sociaux
Périodes de neuf mois terminées les 30 septembre ------------- -------------
(non vérifié - en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
------------------------------------------------------- ------ ------ ------
Coût des services rendus au cours de la période 33 28 1 2
Intérêts débiteurs 54 49 5 6
Rendement prévu des actifs des régimes (62) (53) (1) (2)
Amortissement de l'obligation transitoire liée à
l'entreprise réglementée - - 1 2
Amortissement de la perte actuarielle nette 19 20 2 2
Amortissement des coûts au titre des services
passés 3 3 (1) 1
---------------------------
Coût net constaté au titre des avantages 47 47 7 11
---------------------------
---------------------------


TransCanada est heureuse de répondre aux questions des actionnaires et des investisseurs éventuels.

Renseignements :

Relations avec les investisseurs, au 1-800-361-6522 (Canada et Etats continentaux des Etats-Unis). Numéro d'accès direct : David Moneta/Myles Dougan/Terry Hook au 403-920-7911. Télécopieur pour les investisseurs : 403-920-2457. Relations avec les médias : Shela Shapiro au 403-920-7859.

Site Internet de TransCanada : www.transcanada.com

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