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05 août 2008 17h54 HE

TransCanada annonce un bénéfice net de 324 millions de dollars au deuxième trimestre

Le résultat comparable par action augmente de 27 %

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 5 août 2008) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP)

Points saillants des résultats du deuxième trimestre

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

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2008 s'est accru d'environ 21 % par action pour s'établir à 324 millions de dollars (0,58 $ par action), comparativement aux 257 millions de dollars (0,48 $ par action) inscrits pour la même période en 2007.

- Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2008 a progressé d'environ 27 % par action pour se chiffrer à 316 millions de dollars (0,57 $ par action), comparativement au chiffre de 241 millions de dollars (0,45 $ par action) inscrit pour la même période en 2007.

- Les fonds provenant de l'exploitation ont augmenté d'environ 13 %, passant de 596 millions de dollars au deuxième trimestre de 2007 à 676 millions de dollars pour la période correspondante de 2008.

- Le conseil d'administration déclare un dividende de 0,36 $ par action ordinaire.

- Les plans sont allés de l'avant pour l'expansion à concurrence de 500 000 barils par jour et le prolongement de l'oléoduc Keystone depuis l'Ouest canadien à destination de la côte américaine du golfe du Mexique.

- La construction s'est amorcée pour la phase initiale de l'oléoduc Keystone qui desservira les marchés du Midwest américain.

- La centrale Portlands Energy Centre a été mise en exploitation en mode à cycle simple dans le respect du calendrier et du budget.

"L'accroissement appréciable du résultat et des flux de trésorerie au deuxième trimestre font la preuve de la capacité de TransCanada d'assurer une solide performance financière de son portefeuille croissant d'actifs de premier ordre, a affirmé Hal Kvisle, président et chef de la direction de TransCanada. Nous avons entrepris un programme d'investissement de 17 milliards de dollars qui devrait nous permettre de créer une importante plus-value pour nos actionnaires au cours des cinq prochaines années. En prévision de nos plans à plus long terme, nous continuons d'établir et d'élargir notre portefeuille de projets d'infrastructures énergétiques à grande échelle, notamment des gazoducs et des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz naturel."

TransCanada Corporation ("TransCanada") a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net du deuxième trimestre de 2008 s'est établi à 324 millions de dollars (0,58 $ par action), comparativement à 257 millions de dollars (0,48 $ par action) au deuxième trimestre de 2007.

Le résultat comparable est passé de 241 millions de dollars (0,45 $ par action) au premier trimestre de 2007 à 316 millions de dollars (0,57 $ par action) au deuxième trimestre de 2008. Cette hausse de 75 millions de dollars (0,12 $ par action) découle des résultats éloquents de l'entreprise d'énergie de la société et de la compression des coûts du siège social. L'accroissement marqué du résultat des installations énergétiques de l'Ouest au sein de l'entreprise d'énergie s'explique surtout par la hausse des prix réalisés pour l'électricité en Alberta. Les coûts du siège social ont diminué au deuxième trimestre de 2008 en raison de la réduction des charges financières. Le résultat comparable au deuxième trimestre de 2008 ne tient pas compte d'un gain non réalisé net de 8 millions de dollars pour des ajustements de la juste valeur au sein de l'entreprise de stockage de gaz naturel et, au deuxième trimestre de 2007, il excluait des ajustements d'impôts positifs de 16 millions de dollars.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont accrus de 80 millions de dollars pour passer de 596 millions de dollars au deuxième trimestre de 2007 à 676 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008, principalement en raison de la hausse du résultat.

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

Pipelines :

- Le projet d'expansion de Keystone jusqu'à la côte du golfe du Mexique a été annoncé; ce projet d'environ 7 milliards de dollars US devrait, en 2012, hausser de 500 000 barils par jour ("b/j") la capacité en provenance de l'Ouest canadien à destination de la côte américaine du golfe du Mexique, à proximité de terminaux déjà en exploitation à Port Arthur, au Texas. Keystone est un partenariat à parts égales entre TransCanada et ConocoPhillips. La construction des installations devrait s'amorcer en 2010, à la suite de l'obtention des approbations réglementaires requises. Une fois cette expansion achevée, le débit du réseau Keystone, de par sa conception, passera de 590 000 b/j à environ 1,1 million b/j. Keystone détient des engagements à long terme pour environ 830 000 b/j d'une durée moyenne de 18 ans.

La construction a été entreprise pour la première phase de l'oléoduc Keystone, qui prévoit l'aménagement d'installations au Canada et aux Etats-Unis permettant le transport de 590 000 b/j de pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'aux marchés du Midwest américain. Les livraisons vers Wood River et Patoka, en Illinois, devraient commencer vers la fin de 2009, suivies des livraisons à Cushing, en Okahoma, vers la fin de 2010. Le coût de la phase initiale du projet est évalué à 5,2 milliards de dollars US.

- La Chambre des représentants de l'Alaska a voté en faveur de l'octroi à TransCanada d'un permis de construction pour le projet de gazoduc de l'Alaska. TransCanada attend la décision du Sénat au sujet de la proposition de la société, qui devrait être rendue d'ici le 2 août 2008. Cet important projet de gazoduc permettrait d'acheminer les réserves américaines de gaz naturel délaissé vers l'Alaska et les 48 Etats américains de la zone continentale.

- TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande sollicitant l'application de la compétence fédérale pour le réseau de l'Alberta. L'ONE a annoncé qu'il tiendrait une audience de vive voix à partir de novembre 2008 et qu'une décision devrait être rendue au cours du premier trimestre de 2009. La compétence fédérale permettrait de prolonger le réseau de l'Alberta hors des frontières provinciales et fournirait un service intégré aux clients en Alberta et en Colombie-Britannique ainsi qu'aux producteurs de gaz dans les régions nordiques.

- TransCanada a réalisé un appel de soumissions non exécutoires afin d'évaluer le degré d'intérêt pour le nouveau service de transport de gaz naturel reliant les régions de Horn River et de Montney-Groundbirch en Colombie-Britannique au réseau de l'Alberta de TransCanada. Les demandes reçues par TransCanada pour le service de transport sont supérieures à un milliard de pieds cubes par jour pour chaque secteur d'ici 2012. TransCanada entend réaliser un appel de soumissions exécutoires au cours des prochains mois.

- TransCanada a continué de s'intéresser activement à la possibilité de transporter des approvisionnements accrus de gaz naturel des Rocheuses aux Etats-Unis à destination de marchés en pleine croissance en ayant recours aux actifs actuels par le truchement de projets tels que Sunstone et Pathfinder ainsi que le projet Bison proposé par Northern Border.

Energie :

- TransCanada a annoncé la signature d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans dans le cadre du projet Salt River. Cette convention prévoit l'achat de 100 % de la production de la centrale électrique de Coolidge, d'une puissance de 575 mégawatts ("MW"), dont l'aménagement est prévu à Coolidge, en Arizona. Sous réserve de l'obtention des permis requis, les travaux de construction devraient commencer vers la fin de 2009 et la mise en exploitation de la centrale de pointe au gaz naturel à cycle simple est prévue pour mai 2011.

- Le plan d'aménagement final du projet éolien Kibby de 132 MW a été approuvé à l'unanimité par la Land Use Regulation Commission de l'Etat du Maine. Sous réserve de l'obtention de toutes les autres approbations réglementaires, les travaux de construction pourraient commencer au troisième trimestre de 2008, et les installations dans le cadre du projet devraient être intégralement en service en 2010.

- La centrale au gaz naturel à cycle simple Portlands Energy Centre située à Toronto, en Ontario, a été mise en exploitation en mode à cycle simple dans le respect du calendrier et du budget. Elle peut actuellement produire 340 MW d'électricité. En septembre 2008, la centrale électrique devrait être remise en construction. L'entrée en exploitation en mode à cycle combiné, avec production de 550 MW d'électricité, est prévue pour le deuxième trimestre de 2009.

- La Federal Energy and Regulatory Commission des Etats-Unis a rendu une ordonnance autorisant l'acquisition par TransCanada de la centrale électrique de Ravenswood ("Ravenswood"), d'une puissance de 2 480 MW, située à Queens, dans l'Etat de New York. Cette acquisition demeure assujettie à l'approbation de la Public Service commission de l'Etat de New York et elle devrait se conclure pendant le troisième trimestre de 2008.

- Broadwater Energy a interjeté appel auprès du Secrétaire du commerce des Etats-Unis relativement au rejet, par le Département d'Etat de l'Etat de New York, de la proposition de construction de l'installation de gaz naturel liquéfié ("GNL") de Broadwater.

Siège social :

- TransCanada a réalisé une émission d'actions ordinaires de 1,27 milliard de dollars dont le produit net servira à financer en partie des acquisitions et des projets d'investissement, notamment l'acquisition de Ravenswood et la construction de Keystone, et à d'autres fins générales.

- A la suite de l'émission d'actions ordinaires, TransCanada a déposé un prospectus préalable simplifié définitif auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis. Ce dépôt dans le cours normal permettra d'autoriser le placement éventuel d'actions privilégiées, d'actions ordinaires ou de reçus de souscription à concurrence de 3,0 milliards de dollars.

- Le bilan social 2007 de TransCanada a été publié et il renferme des renseignements et des statistiques sur les secteurs des activités commerciales, de l'environnement et des ressources humaines. Ce rapport comprend une discussion de haut niveau et interfonctionnelle des politiques, procédures et pratiques courantes suivies pour répondre aux besoins des parties prenantes de la société, protéger l'environnement et gérer nos entreprises.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 14 h 30 (heure des Rocheuses) / 16 h 30 (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du deuxième trimestre de 2008 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 1-866-898-9626 ou le 416-340-2216 (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 7 août 2008; il suffira de composer le 800-408-3053 ou le 416-695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3266671#. 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 355 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, contrôle ou aménage des installations ayant une capacité de production d'environ 8 400 mégawatts d'électricité. 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 les énoncés ont été formulés. Les résultats ou les événements réels pourraient différer de ceux prévus dans les énoncés prospectifs. 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, le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et énergétiques de la société, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les décisions des organismes de réglementation et processus réglementaires, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, les coûts de la main-d'oeuvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés financiers, 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 autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent communiqué ou autrement, et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où celles-ci ont été avancées. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison, 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 ne constituent pas des mesures définies prescrites par les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles ne sont vraisemblablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être en mesure de 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. Les mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur 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 utilise la mesure "résultat comparable" pour mieux évaluer les tendances dans les activités sous-jacentes de la société. Le résultat comparable comprend le bénéfice net ajusté en fonction de postes particuliers qui sont importants mais ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de discernement pour choisir les postes à exclure du calcul du résultat comparable, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et ajustements d'impôts sur les bénéfices, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ainsi que des ajustements de la juste valeur. Le tableau dans la section des résultats d'exploitation consolidés du présent rapport de gestion fait état du rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation pour la période visée.

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à 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 deuxième trimestre de 2008" figurant dans le présent communiqué.



Points saillants des résultats financiers du deuxième trimestre de 2008

(non vérifié)

Trimestres terminés Semestres terminés
Résultats d'exploitation les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 017 2 208 4 150 4 452
Bénéfice net 324 257 773 522
Résultat comparable (1) 316 241 642 491
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation (1) 676 596 1 598 1 178
(Augmentation) diminution du fonds de
roulement d'exploitation (104) 93 (98) 129
--------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 572 689 1 500 1 307
--------------------------------------
--------------------------------------

Dépenses en immobilisations 633 386 1 093 692
Acquisitions, déduction faite de
l'encaisse acquise 2 4 4 4 224
--------------------------------------
--------------------------------------

Trimestres terminés Semestres terminés
Données sur les actions ordinaires les 30 juin les 30 juin
2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action - de base 0,58 $ 0,48 $ 1,40 $ 1 ,00 $
Résultat comparable par action -
de base (1) 0,57 $ 0,45 $ 1,17 $ 0,94 $
Dividendes déclarés par action 0,36 $ 0,34 $ 0,72 $ 0,68 $
Actions ordinaires en circulation
(en millions)
Moyenne de la période 561 536 551 522
A la fin de la période 578 536 578 536
--------------------------------------
--------------------------------------
(1) Pour une analyse detaillee du resultat comparable, des fonds provenant
de l'exploitation et du resultat comparable par action, consulter la
rubrique "Mesures non conformes aux PCGR " dans le present communique.


TRANSCANADA CORPORATION - DEUXIEME TRIMESTRE DE 2008

Rapport trimestriel aux actionnaires

Rapport de gestion

Daté du 31 juillet 2008, 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 le semestre terminés le 30 juin 2008. 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 2007 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007. 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 2007 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", "croire", "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 les énoncés ont été formulés. Les résultats ou les événements réels pourraient différer de ceux prévus dans les énoncés prospectifs. 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, le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et énergétiques de la société, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les décisions des organismes de réglementation et processus réglementaires, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, les coûts de la main-d'oeuvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés financiers, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, les 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 autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission ("SEC") des Etats-Unis. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent rapport de gestion ou autrement, et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où celles-ci ont été avancées. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison, sauf si la loi l'exige.

Mesures non conformes aux PCGR

Dans le présent rapport de gestion, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "fonds provenant de l'exploitation" et "bénéfice d'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures financières définies dans les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles ne sont vraisemblablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être en mesure de 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. Les mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur 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 utilise la mesure "résultat comparable" pour mieux évaluer les tendances dans les activités sous-jacentes de la société. Le résultat comparable comprend le bénéfice net ajusté en fonction de postes particuliers qui sont importants mais ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de discernement pour choisir les postes à exclure du calcul du résultat comparable, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et ajustements d'impôts sur les bénéfices, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ainsi que des ajustements de la juste valeur. Le tableau figurant sous la rubrique "Résultats d'exploitation consolidés" du présent rapport de gestion fait état du rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation pour la période visée.

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à 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 déclarée par l'entreprise d'énergie de la société. Il représente les produits moins les charges d'exploitation figurant dans les états consolidés des résultats. Le rapprochement du bénéfice d'exploitation et du bénéfice net est présenté sous la rubrique "Energie" du présent rapport de gestion.



Résultats d'exploitation
consolidés
Rapprochement du résultat comparable et
du
bénéfice net
Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars, sauf les
montants par action) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines
Résultat comparable 158 166 357 321
Postes particuliers (déduction
faite des impôts) :
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine - - 152 -
Règlement à l'issue de l'action en
justice de GTN - - 10 -
--------------------------------------
Bénéfice net 158 166 519 321

Energie
Résultat comparable 143 90 292 196
Postes particuliers (déduction
faite des impôts, le cas échéant) :
Radiation des coûts liés au projet
de GNL de Broadway - - (27) -
Ajustement de la juste valeur des
stocks de gaz naturel et des
contrats à terme 8 - (4) -
Ajustements d'impôts - 4 - 4
--------------------------------------
Bénéfice net 151 94 261 200

Siège social
Résultat comparable (charges
comparables) 15 (15) (7) (26)
Poste particulier :
Ajustements d'impôts - 12 - 27
--------------------------------------
Bénéfice net (charges nettes) 15 (3) (7) 1
--------------------------------------
Bénéfice net (1) 324 257 773 522
--------------------------------------
--------------------------------------

Bénéfice net par action (2)
De base et dilué 0,58 $ 0,48 $ 1,40 $ 1,00 $
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Résultat comparable 316 241 642 491
Postes particuliers (déduction
faite des impôts, le cas échéant) :
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine - - 152 -
Règlement à l'issue de l'action en
justice de GTN - - 10 -
Radiation des coûts liés au projet
de GNL de Broadwater - - (27) -
Ajustements de la juste valeur des
stocks de gaz naturel et des
contrats à terme 8 - (4) -
Ajustements d'impôts - 16 - 31
--------------------------------------
Bénéfice net 324 257 773 522
--------------------------------------
--------------------------------------

(2) Résultat comparable par action 0,57 $ 0,45 $ 1,17 $ 0,94 $
Postes particuliers - par action :
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine - - 0,27 -
Règlement à l'issue de l'action en
justice de GTN - - 0,02 -
Radiation des coûts liés au projet
de GNL de Broadwater - - (0,05) -
Ajustements de la juste valeur des
stocks de gaznaturel et des
contrats à terme 0,01 - (0,01) -
Ajustements d'impôts - 0,03 - 0,06
--------------------------------------
Bénéfice net par action 0,58 $ 0,48 $ 1,40 $ 1,00 $
--------------------------------------
--------------------------------------


Au deuxième trimestre de 2008, le bénéfice net de TransCanada s'est chiffré à 324 millions de dollars (0,58 $ par action), comparativement à 257 millions de dollars (0,48 $ par action) au deuxième trimestre de 2007. Cette progression de 67 millions de dollars provient principalement du résultat supérieur du secteur de l'énergie et du secteur du siège social au deuxième trimestre de 2008, annulée en partie par le recul du résultat du secteur des pipelines. Le résultat du secteur de l'énergie a progressé entre le deuxième trimestre de 2007 et celui de 2008, surtout en raison de l'accroissement du résultat des installations énergétiques de l'Ouest et des installations énergétiques de l'Est. Le résultat du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2008 comprenait en outre des gains non réalisés nets de 8 millions de dollars après les impôts (12 millions de dollars avant les impôts) découlant des changements de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. Le résultat du secteur du siège social a progressé entre le deuxième trimestre de 2007 et celui de 2008, surtout en raison de la réduction des charges financières. Le résultat du secteur des pipelines a accusé un recul au deuxième trimestre de 2008 comparativement au deuxième trimestre de 2007, et ce, principalement en raison du repli du résultat du réseau principal au Canada et d'ANR et de l'accroissement des frais généraux, frais d'administration et de soutien, annulé en partie par la progression du résultat de GTN. Le bénéfice net du deuxième trimestre de 2007 comprenait un montant de 16 millions de dollars (12 millions de dollars pour le siège social et 4 millions de dollars pour le secteur de l'énergie) lié à des ajustements d'impôts sur les bénéfices favorables découlant de modifications à la législation fiscale canadienne.

Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2008 s'est chiffré à 316 millions de dollars (0,57 $ par action), comparativement à 241 millions de dollars (0,45 $ par action) pour la même période en 2007. Le résultat comparable par action a augmenté d'environ 27 % au deuxième trimestre de 2008, comparativement au deuxième trimestre de 2007. Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2008 ne tenait pas compte des gains non réalisés nets de 8 millions de dollars découlant des modifications à la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2007 excluait des ajustements d'impôts favorables de 16 millions de dollars.

Pour le premier semestre de 2008, le bénéfice net a été de 773 millions de dollars (1,40 $ par action) comparativement à 522 millions de dollars (1,00 $ par action) pour la même période en 2007. La hausse de 251 millions de dollars du bénéfice net des six premiers mois de 2008 par rapport à la même période de l'exercice précédent découle principalement de l'accroissement du résultat des secteurs des pipelines et de l'énergie, annulé en partie par le recul du résultat du secteur du siège social. Le résultat du secteur des pipelines a été plus élevé pour les six premiers mois de 2008 qu'il ne l'avait été pour les six premiers mois de 2007, et ce, surtout en raison de l'accroissement du résultat d'ANR et de GTN, d'un gain de 152 millions de dollars après les impôts (240 millions de dollars avant les impôts) sur les actions reçues par GTN et Portland dans le cadre de règlements à la suite de la faillite de certaines succursales de Calpine Corporation ("Calpine") et du produit de 10 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) reçu par GTN en règlement d'une action en justice. Pour le premier semestre de 2008, le résultat du secteur de l'énergie a été supérieur au chiffre inscrit pour la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de l'accroissement du résultat des installations énergétiques de l'Ouest, des installations énergétiques de l'Est et du stockage de gaz naturel. Ces hausses du résultat ont été annulées en partie au premier semestre de 2008 par la radiation de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) de coûts antérieurement capitalisés au titre du projet de gaz naturel liquéfié ("GNL") Broadway et par le recul du résultat en raison d'ajustements d'impôts favorables de 31 millions de dollars (27 millions de dollars pour le secteur du siège social et 4 millions de dollars pour celui de l'énergie) inscrits au premier semestre de 2007 à la suite de la réduction des taux fédéraux et provinciaux d'imposition canadiens et du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices auprès des autorités fiscales ainsi que d'une restructuration interne.

Le résultat comparable du premier semestre de 2008 s'est chiffré à 642 millions de dollars (1,17 $ par action), alors qu'il avait été de 491 millions de dollars (0,94 $ par action) pour la période correspondante de 2007. Le résultat comparable par action a augmenté d'environ 24 % pour le premier semestre de 2008, comparativement à la même période en 2007. Le résultat comparable du premier semestre de 2008 ne tient pas compte des règlements reçus dans le cadre de la faillite de Calpine, du règlement touché par GTN à l'issue d'une action en justice, de la radiation des coûts liés au projet de GNL de Broadwater et des pertes non réalisées nettes découlant des ajustements de la juste valeur des stocks de gaz naturel. Le résultat comparable du premier semestre de 2007 ne tenait pas compte d'ajustements favorables d'impôts sur les bénéfices de 31 millions de dollars.

Les résultats de chaque entreprise pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 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 676 millions de dollars et à 1 598 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, en hausse de respectivement 80 millions de dollars (13 %) et de 420 millions de dollars (36 %) comparativement aux mêmes périodes en 2007. Pour un complément d'information sur les fonds provenant de l'exploitation, il y a lieu de se reporter à la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

Pipelines

Au deuxième trimestre de 2008, le bénéfice net et le résultat comparable de l'entreprise de pipelines se sont établis à 158 millions de dollars, soit 8 millions de dollars de moins que le bénéfice net et le résultat comparable de 166 millions de dollars constaté au deuxième trimestre de 2007.

Le bénéfice net et le résultat comparable du semestre terminé le 30 juin 2008 se sont chiffrés respectivement à 519 millions de dollars et 357 millions de dollars, comparativement à 321 millions de dollars pour le semestre correspondant de 2007. Le résultat comparable du premier semestre de 2008 excluait les gains de 152 millions de dollars après les impôts sur les actions de Calpine reçues par GTN et Portland comme règlements dans le cadre de la faillite de Calpine et le règlement de 10 millions de dollars après les impôts reçu par GTN dans le cadre de la poursuite d'un fournisseur de logiciel.



Résultats de l'entreprise de pipelines

Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines détenus en propriété exclusive
Réseau principal au Canada 70 75 138 132
Réseau de l'Alberta 33 34 65 65
ANR (1) 25 29 70 50
GTN 15 5 34 16
Foothills 6 8 13 14
--------------------------------------
149 151 320 277
--------------------------------------
Autres pipelines
Great Lakes (2) 11 11 23 25
PipeLines LP (3) 5 4 12 6
Iroquois 3 3 8 8
Tamazunchale 2 2 4 5
Autres (4) 8 10 21 25
Mise en valeur des régions
nordiques (1) (1) (1) (2)
Frais généraux, frais d'administration
et de soutien et frais divers (19) (14) (30) (23)
--------------------------------------
9 15 37 44
--------------------------------------
Résultat comparable 158 166 357 321
Postes particuliers (déduction
faite des impôts) :
Règlements dans le cadre de la faillite
de Calpine (5) - - 152 -
Règlement à l'issue de l'action en
justice de GTN - - 10 -
--------------------------------------
Bénéfice net 158 166 519 321
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Les résultats d'ANR comprennent le résultat d'exploitation depuis la
date d'acquisition, soit le 22 février 2007.
(2) Les résultats de Great Lakes tiennent compte de la participation de
53,6 % de TransCanada dans Great Lakes depuis le 22 février 2007 et
de la participation de 50 % avant cette date.
(3) Les résultats de PipeLines LP reflètent une participation réelle
supplémentaire de TransCanada de 14,9 % dans Great Lakes depuis le
22 février 2007 en raison de l'acquisition, par PipeLines LP, d'une
participation de 46,4 % dans Great Lakes et de la participation de
32,1 % que détient TransCanada dans PipeLines LP.
(4) Le poste Autres comprend les résultats de Portland, Ventures LP, TQM,
TransGas et Gas Pacifico/INNERGY.
(5) GTN et Portland ont reçu des actions de Calpine ayant une valeur après
les impôts initiale de respectivement 95 millions de dollars et 38
millions de dollars (quote-part de TransCanada) relativement aux
règlements dans le cadre de la faillite de Calpine. Ces actions ont par
la suite été vendues pour un gain après les impôts supplémentaires de 19
millions de dollars.


Pipelines détenus en propriété exclusive

Le bénéfice net du réseau principal au Canada a régressé de 5 millions de dollars, passant de 75 millions de dollars au deuxième trimestre de 2007 à 70 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008. En mai 2007, l'Office national de l'énergie ("ONE") a approuvé un règlement, pour la période du 1er janvier 2007 au 31 décembre 2011, qui prévoyait une augmentation du ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires, pour le faire passer de 36 % à 40 % et certains accords incitatifs axés sur le rendement. A la suite du règlement, un ajustement favorable d'impôts de 6 millions de dollars a été constaté au deuxième trimestre de 2007 pour le premier trimestre de 2007. En outre, le résultat du deuxième trimestre de 2008 reflète l'incidence défavorable du recul de la base tarifaire moyenne. Ces baisses ont été contrées en partie par l'incidence positive de la hausse du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires, déterminé par l'ONE, qui est passé de 8,46 % en 2007 à 8,71 % en 2008.

Le bénéfice net du réseau principal au Canada pour le semestre terminé le 30 juin 2008 a progressé de 6 millions de dollars pour s'établir à 138 millions de dollars, surtout en raison de la hausse du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires et d'accords incitatifs axés sur le rendement, mais cette hausse a été atténuée en partie par le recul de la base tarifaire moyenne.

Le bénéfice net du réseau de l'Alberta s'est chiffré à 33 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008 et à 65 millions de dollars pour le premier semestre de 2008, comparativement à 34 millions de dollars et à 65 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2007. Le résultat en 2008 tient compte d'un taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires de 8,75 %, contre un taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires de 8,51 % en 2007, en fonction d'un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 % dans les deux cas.

Le bénéfice net d'ANR s'est établi à 25 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008, alors qu'il s'était chiffré à 29 millions de dollars au deuxième trimestre de 2007. Le bénéfice net du premier semestre de 2008 s'est chiffré à 70 millions de dollars, comparativement à 50 millions de dollars pour la période allant de la date d'acquisition, le 22 février 2007, jusqu'au 30 juin 2007. Le recul constaté au deuxième trimestre de 2008 provient principalement de la hausse des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration, annulée en partie par l'augmentation des produits tirés des nouveaux projets de croissance. La progression au premier semestre de 2008 s'explique surtout par le résultat pour le semestre complet en 2008, les produits supérieurs découlant des nouveaux projets de croissance et l'augmentation des produits de transport garanti, atténuée en partie par l'accroissement des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration et l'incidence négative sur le résultat du raffermissement du dollar canadien.

Le résultat comparable de GTN pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 a été respectivement de 10 millions de dollars et de 18 millions de dollars supérieur aux chiffres inscrits pour les mêmes périodes en 2007, et ce, en raison surtout de l'incidence positive du règlement du dossier tarifaire approuvé par la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") en janvier 2008 et de la compression des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration. Pour le semestre terminé le 30 juin 2008, ces hausses ont été en partie contrées par l'incidence négative du raffermissement du dollar canadien.




Données sur l'exploitation

Semestres Réseau Réseau de
terminés principal au l'Alberta ANR Réseau de
les 30 juin Canada (1) (2) (3)(4) GTN (3) Foothills
(non vérifié) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne
(en millions
de dollars) 7 123 7 359 4 286 4 254 s.o. s.o. s.o. s.o. 760 816
Volumes livrés
(en milliards
de pieds cubes)
Total 1 762 1 614 1 930 2 004 881 498 394 371 660 676
Moyenne
quotidienne 9,7 8,9 10,6 11,1 4,8 3,9 2,2 2,0 3,6 3,7
----------------------------------------------------------------------------
(1) Pour le semestre terminé le 30 juin 2008, les livraisons du réseau
principal au Canada en provenance de la frontière de l'Alberta et de la
Saskatchewan se sont établies à 800 milliards de pieds cubes (1 086
milliards de pieds cubes en 2007); la moyenne quotidienne s'est établie
à 4,4 milliards de pieds cubes (6,0 milliards de pieds cubes en 2007).
(2) Les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont totalisé
1 919 milliards de pieds cubes pour le semestre terminé le 30 juin 2008
(2 039 milliards de pieds cubes en 2007); la moyenne quotidienne s'est
établie à 10,5 milliards de pieds cubes (11,3 milliards de pieds cubes
en 2007).
(3) Les réseaux d'ANR et de GTN sont exploités conformément à un modèle
tarifaire fixe approuvé par la FERC. Par conséquent, les résultats de
ces réseaux ne sont pas fonction d'une base tarifaire moyenne.
(4) TransCanada s'est portée acquéreur d'ANR le 22 février 2007.


Autres pipelines

Pour le trimestre terminé le 30 juin 2008, la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice net des autres pipelines s'est chiffrée à 9 millions de dollars, alors qu'elle avait été de 15 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2007. La baisse provient avant tout de l'accroissement des coûts d'aménagement de projets et de l'incidence négative sur le résultat du raffermissement du dollar canadien.

Pour le semestre terminé le 30 juin 2008, la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice net des autres pipelines s'est chiffrée à 37 millions de dollars, alors qu'elle avait été de 44 millions de dollars pour la période correspondante de 2007. Le recul s'explique avant tout par la progression des coûts d'aménagement de projets et l'incidence négative sur le résultat du raffermissement du dollar canadien, atténuées en partie par le relèvement du résultat de PipeLines LP, compte tenu de la participation accrue de PipeLines LP dans Great Lakes et d'une participation supplémentaire de TransCanada dans PipeLines LP.

Au 30 juin 2008, TransCanada avait consenti des avances de 140 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group relativement au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie ("GVM"). TransCanada et les autres parties à la coentreprise du GVM continuent de s'intéresser activement à l'approbation du projet proposé, 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 la résolution de questions réglementaires et fiscales.

Energie

Le bénéfice net du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2008, à 151 millions de dollars, est de 57 millions de dollars supérieur au chiffre de 94 millions de dollars inscrit au deuxième trimestre de 2007. Pour sa part, le résultat comparable du deuxième trimestre de 2008 a augmenté de 53 millions de dollars comparativement à la même période en 2007 pour atteindre 143 millions de dollars. Il ne tient pas compte de gains non réalisés nets de 8 millions de dollars après les impôts (12 millions de dollars avant les impôts) découlant des changements de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. Le résultat comparable de 90 millions de dollars au deuxième trimestre de 2007 excluait des ajustements d'impôts favorables de 4 millions de dollars.

Pour le semestre terminé le 30 juin 2008, le bénéfice net du secteur de l'énergie a été de 261 millions de dollars, soit 61 millions de dollars de plus que les 200 millions de dollars inscrits pour la période correspondante de 2007. Le résultat comparable du premier semestre de 2008, à 292 millions de dollars, est de 96 millions de dollars supérieur au chiffre constaté pour la même période en 2007 et il ne tient pas compte d'une radiation de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) des coûts antérieurement capitalisés au titre du projet de GNL de Broadwater et des pertes non réalisées nettes de 4 millions de dollars après les impôts (5 millions de dollars avant les impôts) découlant de variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel. Le résultat comparable du premier semestre de 2007, à 196 millions de dollars, ne tenait pas compte d'ajustements favorables d'impôts sur les bénéfices de 4 millions de dollars.



Résultats de l'entreprise d'énergie

Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques de l'Ouest 116 57 194 130
Installations énergétiques de l'Est 80 70 165 137
Bruce Power 31 31 68 60
Stockage de gaz naturel 18 20 66 50
Frais généraux, frais
d'administration et de soutien
et frais divers (35) (39) (76) (75)
--------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 210 139 417 302
Charges financières (6) (6) (11) (10)
Intérêts créditeurs et autres produits 3 3 4 6
Radiation des coûts liés au projet
de GNL de Broadwater - - (41) -
Impôts sur les bénéfices (56) (42) (108) (98)
--------------------------------------
Bénéfice net 151 94 261 200
--------------------------------------
--------------------------------------

Résultat comparable 143 90 292 196
Postes particuliers (déduction
faite des impôts, le cas échéant)
Ajustements de la juste valeur des
stocks de gaz naturel et des
contrats à terme 8 - (4) -
Radiation des coûts liés au projet
de GNL de Broadwater - - (27) -
Ajustements d'impôts - 4 - 4
--------------------------------------
Bénéfice net 151 94 261 200
--------------------------------------
--------------------------------------

Installations énergétiques de l'Ouest

Résultats des installations énergétiques de l'Ouest

Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 283 217 578 498
Autres (1) 35 21 52 49
--------------------------------------
318 238 630 547
--------------------------------------
Achats de produits de base revendus
Electricité (124) (131) (294) (305)
Autres (2) (21) (12) (34) (35)
--------------------------------------
(145) (143) (328) (340)
--------------------------------------
Coûts d'exploitation des centrales
et autres coûts (50) (34) (94) (68)
Amortissement (7) (4) (14) (9)
--------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 116 57 194 130
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Les autres produits comprennent les ventes de gaz naturel et le noir de
carbone vendu.

(2) Les autres achats de produits de base revendus comprennent le
coût des ventes de gaz naturel.


Volumes des ventes des installations énergétiques de l'Ouest

Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en GWh) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Electricité produite 506 531 1 135 1 123
Electricité achetée
CAE (1) de Sundance A et B et de
Sheerness 2 835 2 877 6 194 6 130
Autres achats 178 416 447 865
--------------------------------------
3 519 3 824 7 776 8 118
--------------------------------------
--------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat 2 819 3 017 5 893 6 509
Electricité vendue au comptant 700 807 1 883 1 609
--------------------------------------
3 519 3 824 7 776 8 118
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Convention d'achat d'électricité


Au deuxième trimestre de 2008, le bénéfice d'exploitation des établissements énergétiques de l'Ouest a été de 116 millions de dollars, soit 59 millions de plus que le chiffre de 57 millions de dollars inscrits au deuxième trimestre de 2007. Cette hausse s'explique surtout des marges supérieures provenant du portefeuille centrales en l'Alberta à la lumière de la hausse des prix de l'électricité réalisés dans leur ensemble et des coûts thermiques sur le marché pour les volumes d'électricité visés par des contrats ou non et vendus en Alberta. Les coûts thermiques sur le marché sont établis en divisant le prix moyen de l'électricité par mégawatt-heure ("MWh") par le prix moyen du gaz naturel par gigajoule ("GJ") pour une période donnée.

Les produits des installations énergétiques de l'Ouest ont affiché une hausse au deuxième trimestre de 2008 comparativement à la même période de 2007 en raison de l'augmentation des prix réalisés dans leur ensemble, annulée en partie par le léger recul des volumes des ventes.

Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction de 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 20 % des volumes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant au deuxième trimestre de 2008, comparativement à 21 % pour la période correspondante de 2007. 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 avaient conclu, en date du 30 juin 2008, des contrats à prix fixe pour la vente d'environ 5 400 gigawatts-heure ("GWh") d'électricité pour le reste de 2008 et 7 800 GWh d'électricité en 2009.

Entre le semestre terminé le 30 juin 2007 et celui terminé le 30 juin 2008, le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a progressé de 64 millions de dollars pour atteindre 194 millions de dollars.



Installations énergétiques de l'Est

Résultats des installations énergétiques de l'Est (1)


Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 263 389 541 743
Autres (2) 95 64 177 147
--------------------------------------
358 453 718 890
--------------------------------------

Achats de produits de base revendus
Electricité (105) (183) (241) (360)
Autres (2) (96) (67) (162) (125)
--------------------------------------
(201) (250) (403) (485)
--------------------------------------

Coûts d'exploitation des centrales et
autres coûts (63) (120) (122) (244)
Amortissement (14) (13) (28) (24)
--------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 80 70 165 137
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour pour le
semestre terminé le 30 juin 2007 et Anse-à-Valleau depuis le 10 novembre
2007.
(2) Les autres produits comprennent le gaz naturel vendu et les autres
achats de produits de base revendus comprennent le coût du gaz naturel
vendu.


Volumes des ventes des installations énergétiques de l'Est (1)



Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifié)
(en GWh) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 1 056 2 028 2 142 4 051
Achats 1 383 1 562 2 907 3 088
--------------------------------------
2 439 3 590 5 049 7 139
--------------------------------------
--------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat 2 371 3 437 4 883 6 794
Electricité vendue au comptant 68 153 166 345
--------------------------------------
2 439 3 590 5 049 7 139
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour pour le
semestre terminé le 30 juin et Anse-à-Valleau depuis le 10 novembre
2007.


Les installations énergétiques de l'Est ont affiché un bénéfice d'exploitation de 80 millions de dollars et de 165 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, soit une hausse de respectivement 10 millions de dollars et 28 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes en 2007. Ces hausses proviennent avant tout de l'incidence de l'augmentation des prix de l'électricité réalisés en Nouvelle-Angleterre et de l'accroissement des volumes des ventes aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel en Nouvelle-Angleterre. L'accord prévoyant l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour à partir du 1er janvier 2008 a fait baisser les produits des ventes d'électricité, les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts ainsi que les volumes de production et les ventes contractuelles en 2008. Toutefois, l'accord n'a pas eu de répercussions importantes sur le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Est en raison des paiements de capacité touchés aux termes de l'entente conclue avec Hydro-Québec.

A 263 millions de dollars, les produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Est ont régressé de 126 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008 comparativement à la même période en 2007. Cette baisse s'explique essentiellement par l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour. Les achats de produits de base revendus, soit 105 millions de dollars et les volumes d'électricité achetés, soit 1 383 GWh, ont affiché un recul au deuxième trimestre de 2008 comparativement à la même période en 2007, en raison du coût par GWh généralement inférieur pour les volumes d'électricité achetés ainsi que de la réduction des volumes d'électricité achetés. 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 63 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008, montant inférieur à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent qui s'explique par l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour.

Pour le deuxième trimestre de 2008, environ 3 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant, comparativement à environ 4 % au deuxième trimestre de 2007. 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 des secteurs de gros, 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 juin 2008, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 4 400 GWh d'électricité pour le reste de 2008 et pour 5 700 GWh en 2009. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.



Bruce Power

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
Résultats de Bruce Power
(non vérifié) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
(en millions de dollars)
Produits
Electricité 492 450 960 910
Autres (1) 20 30 37 50
--------------------------------------
512 480 997 960
--------------------------------------
Charges d'exploitation
Exploitation et entretien (2) (304) (259) (582) (554)
Combustible (35) (28) (63) (53)
Loyer supplémentaire (2) (44) (42) (87) (85)
Amortissement (37) (36) (73) (72)
--------------------------------------
(420) (365) (805) (764)
--------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 92 115 192 196
--------------------------------------
--------------------------------------

Quote-part de TransCanada - Bruce A 18 2 50 17
Quote-part de TransCanada - Bruce B 18 35 28 51
--------------------------------------
Quote-part de TransCanada 36 37 78 68
Ajustements (5) (6) (10) (8)
--------------------------------------
Apport de Bruce Power au bénéfice
d'exploitation cumulé de TransCanada 31 31 68 60
--------------------------------------
--------------------------------------

Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales
Bruce A 85% 74% 91% 82%
Bruce B 81% 91% 77% 84%
Capacité cumulée de Bruce Power 82% 85% 81% 83%
Jours d'arrêts d'exploitation prévus
Bruce A 26 35 33 50
Bruce B 50 9 100 80
Jours d'arrêts d'exploitation imprévus
Bruce A 1 7 2 7
Bruce B 15 17 48 21
Volume des ventes (en GWh)
Bruce A - 100 % 2 730 2 410 5 790 5 320
Quote-part de TransCanada 1 330 1 175 2 826 2 591
Bruce B - 100 % 5 710 6 370 10 850 11 800
Quote-part de TransCanada 1 804 2 016 3 428 3 729
Volumes cumulés de Bruce Power
- 100 % 8 440 8 780 16 640 17 120
Quote-part de TransCanada 3 134 3 191 6 254 6 320
Résultats par MWh
Produits de Bruce A 63 $ 60 $ 61 $ 59 $
Produits de Bruce B 56 $ 48 $ 56 $ 51 $
Produits cumulés de Bruce Power 58 $ 51 $ 58 $ 53 $
Combustible cumulé de Bruce Power 4 $ 3 $ 4 $ 3 $
Charges d'exploitation cumulées de
BrucePower (3) 48 $ 41 $ 47 $ 44 $
Pourcentage de la production vendue
sur le marché au comptant 22% 47% 25% 41%
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) Comprend, pour Bruce A, des recouvrements de coûts de combustible de 15
millions de dollars et de 28 millions de dollars respectivement pour le
trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 (8 millions de dollars
et 16 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le
semestre terminés le 30 juin 2007). Comprend des pertes de 9 millions de
dollars et de 18 millions de dollars attribuables aux variations de la
juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction
respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008
(gains de 18 millions de dollars pour le trimestre et le semestre
terminés le 30 juin 2007).
(2) Comprend des ajustements visant à éliminer les incidences des opérations
intersociétés entre Bruce A et Bruce B.
(3) Déduction faite des recouvrements de coûts de combustible.


Le bénéfice d'exploitation cumulé que TransCanada a tiré de son placement dans Bruce Power s'est chiffré à 31 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008, soit un montant comparable à celui du trimestre correspondant de 2007.

La quote-part revenant à TransCanada du bénéfice d'exploitation de Bruce A a augmenté pour passer de 16 millions de dollars à 18 millions de dollars entre le deuxième trimestre de 2007 et celui de 2008 en raison de la hausse de la production et des prix réalisés. Les prix de l'électricité obtenus par Bruce A au cours du deuxième trimestre de 2008 ont été de 63 $ le MWh, comparativement à 60 $ le MWh au deuxième trimestre de 2007.

La quote-part revenant à TransCanada du bénéfice d'exploitation de Bruce B a diminué de 17 millions de dollars pour s'établir à 18 millions de dollars au deuxième trimestre de 2008 comparativement à la même période en 2007. Les prix réalisés supérieurs pour Bruce B au deuxième trimestre de 2008 ont plus qu'annulé la hausse des coûts d'exploitation et la baisse de la production dans le contexte du nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation pour entretien préventif ainsi que de l'accroissement des pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur des swaps et des contrats à terme pour l'électricité au deuxième trimestre de 2008. Les prix de l'électricité obtenus par Bruce B au deuxième trimestre de 2008 se sont élevés à 56 $ le MWh, comparativement à 48 $ le MWh au deuxième trimestre de 2007. Cette hausse découle des prix contractuels supérieurs pour une proportion accrue des volumes contractuels vendus au cours du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008 comparativement aux mêmes périodes en 2007. Le relèvement des prix sur le marché au comptant en Ontario, atténué en partie par la baisse de la production au deuxième trimestre de 2008, a lui aussi contribué à cette augmentation.

Les charges d'exploitation de l'ensemble de Bruce Power (déduction faite des recouvrements de coûts de combustible) ont augmenté, passant de 41 $ le MWh au deuxième trimestre de 2007 à 48 $ le MWh au deuxième trimestre de 2008, ce qui est surtout le résultat de la hausse des coûts liés aux arrêts d'exploitation pour entretien préventif et de la baisse de production.

Le bénéfice d'exploitation cumulé de TransCanada tiré de son placement dans Bruce Power pour le semestre terminé le 30 juin 2008 s'est chiffré à 68 millions de dollars, alors qu'il avait été de 60 millions de dollars pour la même période en 2007. Cet accroissement de 8 millions de dollars est surtout attribuable à l'augmentation des prix réalisés, annulée en partie par la progression des coûts d'exploitation liés aux jours d'arrêt d'exploitation plus nombreux en 2008 qu'en 2007. L'augmentation de la quote-part cumulée de TransCanada tirée du bénéfice d'exploitation de Bruce Power a été en partie annulée par la régression de l'amortissement du prix d'achat positif dans le contexte de l'arrivée à échéance des conventions de vente d'électricité en 2007.

La quote-part revenant à TransCanada de l'électricité produite par Bruce Power pendant le deuxième trimestre de 2008 a légèrement diminué, passant de 3 191 GWh au deuxième trimestre de 2007 à 3 134 GWh au deuxième trimestre de 2008. Les réacteurs de Bruce ont fonctionné à une capacité disponible moyenne cumulée de 82 % au deuxième trimestre de 2008, comparativement à 85 % au deuxième trimestre de 2007. Cette baisse au deuxième trimestre de 2008 provient de l'accroissement du nombre de jours d'arrêts d'exploitation pour entretien préventif à Bruce B, atténué en partie par la diminution du nombre de jours d'arrêts d'exploitation correctif à Bruce A et à Bruce B. En raison des arrêts d'exploitation qui ont eu lieu jusqu'à maintenant, la capacité disponible globale des centrales en 2008 devrait se situer entre 85 % et 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et aux alentours de 85 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A.

Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), toute la production de Bruce A du deuxième trimestre de 2008 a été vendue au prix fixe de 63,00 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 59,69 $ le MWh au deuxième trimestre de 2007. En outre, les ventes de la production des réacteurs 5 à 8 de Bruce B ont fait l'objet d'un prix plancher de 47,66 $ le MWh au deuxième trimestre de 2008 et de 46,82 $ le MWh au deuxième trimestre de 2007. Les prix de référence de Bruce A et de Bruce B sont ajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation. Les rentrées de fonds aux termes du mécanisme de prix plancher pour 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 bénéfice net de Bruce B ne comprend aucune rentrée de fonds aux termes de ce mécanisme. Pour réduire encore plus le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, au 30 juin 2008, Bruce B a conclu des contrats de vente à prix fixe pour environ 8 630 GWh de sa production pour le reste de 2008 et 9 680 GWh de celle de 2009.

Selon les estimations actuelles de Bruce Power, le coût en capital du projet de remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A devrait totaliser entre 3,1 milliards de dollars et 3,4 milliards de dollars environ, et la quote-part de TransCanada se situera entre 1,55 milliard de dollars et 1,7 milliard de dollars approximativement. Au 30 juin 2008, Bruce A avait engagé des coûts de 2,2 milliards de dollars dans le cadre de la remise à neuf et en exploitation des réacteurs 1 et 2, et d'environ 0,2 milliard de dollars pour la remise à neuf des réacteurs 3 et 4.



Capacité disponible des centrales

Capacité disponible moyenne pondérée des centrales (1)

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifié) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques de
l'Ouest (2) 78% 89% 85% 94%
Installations énergétiques de
l'Est (3) 96% 93% 95% 96%
Bruce Power 82% 85% 81% 83%
Toutes les centrales, exclusion
faite de Bruce Power 92% 91% 93% 95%
Toutes les centrales 88% 89% 88% 90%
--------------------------------------
--------------------------------------

(1) La capacité disponible d'une centrale représente le pourcentage du temps
au cours de la période visée pendant lequel la centrale est disponible
pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non,
moins les arrêts d'exploitation pour entretien prévu et imprévu.
(2) La capacité disponible des installations énergétiques de l'Ouest a
diminué au cours du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008 en
raison d'un arrêt d'exploitation à la centrale de Cancarb.
(3) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour pour le
semestre terminé le 30 juin 2007 et Anse-à-Valleau depuis le 10 novembre
2007.


Stockage de gaz naturel

Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage du gaz naturel a diminué de 2 millions de dollars entre le deuxième trimestre de 2007 et celui de 2008 pour passer de 20 millions de dollars à 18 millions de dollars. Le bénéfice d'exploitation du deuxième trimestre de 2008 comprenait des gains non réalisés nets de 8 millions de dollars après les impôts (12 millions de dollars avant les impôts) découlant des changements de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. Ces gains non réalisés ont été plus qu'annulés par l'incidence du rétrécissement des écarts saisonniers des prix réalisés pour le gaz naturel aux installations d'Edson et de CrossAlta comparativement à la même période en 2007. Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage du gaz naturel du semestre terminé le 30 juin 2008, à 66 millions de dollars et incluant des pertes non réalisées nettes de 4 millions de dollars après les impôts (5 millions de dollars avant les impôts), a été de 16 millions de dollars supérieur au chiffre inscrit pour la même période en 2007. Cette augmentation est principalement attribuable à l'installation d'Edson, qui était entièrement opérationnelle au premier trimestre de 2008, alors qu'elle était en cours de mise en service au premier trimestre de 2007.

Le résultat comparable de TransCanada pour le premier semestre de 2008 ne tient pas compte des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme. Puisque TransCanada conclut simultanément un achat à terme de gaz naturel pour injection dans les stocks et une vente à terme compensatoire de gaz naturel en vue d'un retrait au cours d'une période ultérieure, les marges positives sont garanties et le risque lié aux fluctuations des prix du gaz naturel est de ce fait annulé. Par conséquent, les variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats à terme ne reflètent pas les montants qui seront réalisés au moment du règlement des contrats à terme. L'entreprise de stockage de gaz naturel tire la majeure partie des produits découlant des stocks de gaz naturel exclusif au moment où le gaz naturel est vendu, ce qui a habituellement lieu pendant l'hiver, saison de retrait.

Siège social

Le bénéfice net du secteur du siège social pour le trimestre terminé le 30 juin 2008 s'est chiffré à 15 millions de dollars, comparativement à des charges nettes de 3 millions de dollars pour la même période en 2007. La hausse de 18 millions de dollars du bénéfice net au deuxième trimestre de 2008 provient surtout de la réduction des charges financières en raison des soldes moyens inférieurs de la dette à court terme, du montant supérieur des intérêts capitalisés pour financer un plus important programme d'investissement, de la hausse des intérêts créditeurs sur les financements intersectoriels à court terme et des gains plus élevés sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux d'intérêt. Ces hausses ont été en partie annulées par les gains moins élevés sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change et les ajustements d'impôts sur les bénéfices positifs de 12 millions de dollars au deuxième trimestre de 2007. Les charges comparables du secteur du siège social au deuxième trimestre de 2007, à 15 millions de dollars, ne tenaient pas compte des ajustements d'impôts sur les bénéfices positifs de 12 millions de dollars.

Les charges nettes du secteur du siège social pour le semestre terminé le 30 juin 2008 ont totalisé 7 millions de dollars comparativement au bénéfice net de 1 million de dollars inscrit pour la même période en 2007. Exclusion faite des ajustements d'impôts sur les bénéfices de 27 millions de dollars constatés en 2007, les charges comparables du secteur du siège social se sont élevées respectivement à 7 millions de dollars et à 26 millions de dollars pour le semestre terminé les 30 juin 2008 et 2007. Les charges comparables du secteur du siège social pour le semestre terminé le 30 juin 2008 ont diminué en raison des facteurs susmentionnés.

Situation de trésorerie et sources de financement

Au 30 juin 2008, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la société s'établissaient à 1,96 milliard de dollars, comparativement à 504 millions de dollars au 31 décembre 2007. L'accroissement de la trésorerie et des équivalents de trésorerie s'explique surtout par le produit brut d'environ 1,27 milliard de dollars tiré de l'émission d'actions ordinaires pendant le deuxième trimestre de 2008.



Fonds provenant de l'exploitation

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation (1) 676 596 1 598 1 178
(Augmentation) diminution du
fonds de roulement d'exploitation (104) 93 (98) 129
Rentrées nettes liées à l'exploitation 572 689 1 500 1 307
--------------------------------------
--------------------------------------

(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 ont diminué de 117 millions de dollars pendant le deuxième trimestre de 2008, alors qu'elles ont augmenté de 193 millions de dollars pendant le premier semestre de 2008 comparativement aux mêmes périodes en 2007. Pour leur part, les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés respectivement à 676 millions de dollars et à 1,6 milliard de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, comparativement aux chiffres de 596 millions de dollars et 1,2 milliard de dollars inscrits pour les mêmes périodes en 2007. Ces hausses sont essentiellement attribuables aux gains découlant des règlements reçus dans le cadre de la faillite de Calpine et de l'accroissement du résultat.

L'acquisition de la centrale électrique de Ravenswood ("Ravenswood"), qui est commentée plus en détail sous la rubrique "Autres faits nouveaux" du présent rapport de gestion, devrait être financée d'une manière qui concorde avec la structure du capital actuelle de TransCanada. TransCanada estime que sa capacité de générer, à court et à long terme, des liquidités suffisantes pour répondre à ses besoins et de préserver les ressources et la souplesse financières lui permettant d'assurer sa croissance prévue demeure pratiquement inchangée depuis le 31 décembre 2007.

Activités d'investissement

Déduction faite de l'encaisse acquise, les acquisitions du semestre terminé le 30 juin 2008 se sont chiffrées à 4 millions de dollars comparativement à 4,2 milliards de dollars pour la même période en 2007. Au premier semestre de 2007, les acquisitions comprenaient l'acquisition par TransCanada d'ANR et d'une participation supplémentaire de 3,6 % 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 ainsi que l'acquisition par PipeLines LP d'une participation de 46,4 % dans Great Lakes au prix d'environ 942 millions de dollars US, y compris la dette prise en charge de 209 millions de dollars US.

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 633 millions de dollars (386 millions de dollars en 2007) et 1,1 milliard de dollars (692 millions de dollars en 2007). Elles se rapportent principalement à l'expansion du réseau de l'Alberta, à la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A, à la construction de nouvelles centrales électriques au sein du secteur de l'énergie et à la construction de l'oléoduc Keystone.

Activités de financement

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, TransCanada a affecté respectivement 379 millions de dollars et 773 millions de dollars au remboursement de sa dette à long terme (470 millions de dollars et 795 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2007), et la société a émis des titres de créance à long terme de respectivement néant et 112 millions de dollars (respectivement 1,2 milliard de dollars et 2,6 milliards de titres de créance à long terme et de billets subordonnés de rang inférieur). Les billets à payer de TransCanada se sont accrus de 754 millions de dollars et de 724 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, principalement en raison de l'augementation des billets de trésorerie émis par la société pour financer son exploitation générale, alors qu'ils avaient diminué de 804 millions de dollars et augmenté de 261 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestres terminés le 30 juin 2007.

Le 2 juillet 2008, TransCanada a déposé un prospectus préalable simplifié définitif auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis afin de permettre le placement, au Canada et aux Etats-Unis, d'actions ordinaires, d'actions privilégiées ou de reçus de souscription à concurrence de 3,0 milliards de dollars jusqu'en août 2010. Ce dépôt a été fait dans le cours normal de façon semblable au dépôt de prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis afin d'accélérer l'accès aux marchés financiers en fonction de l'évaluation que fera TransCanada de ses besoins en capitaux et de la conjoncture du marché. Ce nouveau prospectus préalable remplace le prospectus préalable simplifié de 3,0 milliards de dollars précédent déposé en janvier 2007 aux termes duquel la société avait émis des actions ordinaires totalisant environ 3,0 milliards de dollars.

Le 27 juin 2008, la société a conclu un accord avec un consortium bancaire relativement à un prêt-relais confirmé et non garanti de un an d'un montant de 1,5 milliard de dollars US; il est assorti d'un taux d'intérêt variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres. Cette facilité est renouvelable au gré de la société pour une période supplémentaire de six mois et elle peut être utilisée pour financer une partie de l'acquisition de Ravenswood en cours. Aucun montant n'a été prélevé sur cette facilité jusqu'à maintenant.

Le 5 mai 2008, TransCanada a conclu un accord avec un consortium de preneurs fermes aux termes duquel ces derniers ont acheté 30 200 000 actions ordinaires auprès de TransCanada, qu'ils ont vendues au public au prix de 36,50 $ chacune. Par ailleurs, les preneurs fermes ont exercé pleinement l'option d'effectuer des attributions supplémentaires qui leur avait été accordée pour un nombre supplémentaire de 4 530 000 actions ordinaires au même prix. L'émission de 34 730 000 actions ordinaires a clôturé le 13 mai 2008 et elle a donné lieu à un produit brut d'environ 1,27 milliard de dollars pour TransCanada. Ce produit servira à financer en partie des acquisitions et des projets d'investissement de la société, notamment l'acquisition de Ravenswood et la construction de Keystone, ainsi qu'à d'autres fins générales de la société.

Au cours du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008, TransCanada a émis respectivement 1,7 million et 3,1 millions d'actions ordinaires aux termes de son régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RRD"). Aux termes du RRD, les dividendes ont été versés sous forme d'actions ordinaires émises sur le capital plutôt que de payer aux actionnaires des dividendes au comptant totalisant 58 millions de dollars et 112 millions de dollars. Au cours du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2007, TransCanada a émis 1,3 million d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant totalisant 51 millions de dollars.

Dividendes

Le 31 juillet 2008, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 30 septembre 2008, un dividende trimestriel de 0,36 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 31 octobre 2008 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2008.

Le conseil d'administration de TransCanada a de plus approuvé l'émission d'actions ordinaires sur le capital autorisé qui seront offertes aux termes du RRD à un escompte de 2 % pour les dividendes payables le 31 octobre 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 conventions comptables de la société ne diffèrent pas de façon significative de celles décrites dans le rapport annuel 2007 de TransCanada.

Modifications comptables futures

Normes internationales d'information financière

Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'Institut Canadien des Comptables Agréés a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les Normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par le Conseil des normes comptables internationales ("CNCI"). En juin 2008, les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ("ACMV") ont proposé que les entreprises canadiennes qui sont également inscrites à la SEC, telles que TransCanada, pourraient se prévaloir de l'option de préparer leurs états financiers conformément aux PCGR des Etats-Unis plutôt que conformément aux IFRS. TransCanada étudie actuellement l'option d'adopter les IFRS à partir du 1er janvier 2011 et l'incidence d'une telle conversions sur ses systèmes comptables et ses états financiers. Le plan de conversion de TransCanada prévoit l'analyse de la structure du projet, de la gouvernance, des ressources, de la formation, de l'analyse des principales différences avec les principaux PCGR ainsi qu'une démarche progressive en vue d'évaluer les conventions comptables aux termes des IFRS.

Conformément aux PCGR du Canada, TransCanada applique certaines conventions comptables uniques à une entreprise à tarif réglementé. TransCanada prend les mesures nécessaires pour évaluer les discussions en cours et les faits nouveaux au sein du CNCI et du Comité d'interprétation des normes internationales d'information financière au sujet de toute information qui pourrait préciser la pertinence de certains aspects de la comptabilité des entreprises à tarif réglementé aux termes des IFRS.

Obligations contractuelles

La société a pris l'engagement d'acquérir la centrale électrique de Ravenswood, située dans la ville de New York, auprès de National Grid plc ("National Grid") en contrepartie d'environ 2,8 milliards de dollars US plus les ajustements de clôture, ainsi qu'il est question sous la rubrique "Autres faits nouveaux" du présent rapport de gestion. TransCanada a également conclu, en date du 30 juin 2008, des contrats prévoyant l'achat de matériaux et de services de construction pour le projet éolien de Kibby et le projet de centrale électrique de Coolidge pour un total d'environ 625 millions de dollars. Outre ces engagements, il n'y a eu aucun changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2007 et le 30 juin 2008, y compris les paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur les obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2007 de TransCanada.

Eventualités

Le 3 avril 2008, la Cour d'appel de l'Ontario a rejeté un appel présenté par Canadian Alliance of Pipeline Landowners' Associations ("CAPLA"). CAPLA a présenté l'appel à la suite de la décision de la Cour supérieure de l'Ontario, en novembre 2006, de rejeter le recours collectif de CAPLA contre TransCanada et Enbridge Inc. pour des dommages qu'ils auraient subis du fait qu'ils se soient vu imposer une zone de contrôle dans un rayon de 30 mètres de la canalisation, conformément à l'article 112 de la Loi sur l'Office national de l'énergie. La décision de la Cour d'appel de l'Ontario est exécutoire et sans appel puisque que CAPLA n'a pas présenté un autre appel pendant la période permise.

Instruments financiers et gestion des risques

Stocks de gaz naturel

Au 30 juin 2008, des stocks de gaz naturel exclusif totalisant 240 millions de dollars étaient inclus dans les stocks (190 millions de dollars au 31 décembre 2007). Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusif de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel moins les coûts de vente. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusif avant le 1er avril 2007. La variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pendant le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 a donné lieu à des gains non réalisés nets de respectivement 42 millions de dollars et 102 millions de dollars, montants constatés en tant qu'augmentation des produits et des stocks (pertes non réalisées nettes de 23 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2007). Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, la variation nette de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à des pertes non réalisées nettes de respectivement 30 millions de dollars et 107 millions de dollars (gains non réalisés nets de respectivement 19 millions de dollars et 16 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2007), montants constatés dans les produits.

Investissement net dans des etablissements etrangers autonomes

Les renseignements sur les derives utilises pour couvrir l'investissement net de la societe dans ses etablissements etrangers s'etablissent comme suit :



Instruments dérivés en tant que couvertures de l'investissement net dans
des établissements étrangers

Actif (passif)
(non vérifié)
(en millions de dollars) Au 30 juin 2008 Au 31 décembre 2007
----------------------------------------------------------------------------
Montant Montant
Juste nominal ou Juste nominal ou
valeur (1) en capital valeur (1) en capital
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers
dérivés faisant l'objet
de relations de
couverture
Swaps de devises en
dollars US (échéant
de 2009 à 2014) 75 1 050 US 77 350 US
Contrats de change à
terme en dollars US
(échéant en 2008) (5) 730 US (4) 150 US
Options en dollars US
(échéant en 2008) - 100 US 3 600 US
----------------------------------------------------------------------------
70 1 880 US 76 1 100 US
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

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


Sommaire des instruments financiers dérivés

Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société
s'établissent comme suit :

Au 30 juin 2008
(tous les montants sont en millions,
sauf indication contraire) Electricité Gaz naturel Participation
----------------------------------------------------------------------------

Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transaction
Justes valeurs (1)
Actifs 104 $ 169 $ 26 $
Passifs (103)$ (258)$ (26)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 2 955 48 -
Ventes 3 301 65 -
En dollars CA - - 857
En dollars US - - 1 150 US
(Pertes) gains non réalisé(e)s de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2008 (3)$ 7 $ 2 $
Semestre terminé le 30 juin 2008 (5)$ (11)$ (2)$
Gains (pertes) réalisé(e)s de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2008 7 $ (20)$ 7 $
Semestre terminé le 30 juin 2008 9 $ 5 $ 10 $
Dates d'échéance 2008 - 2014 2008 - 2010 2008 - 2018

Instruments financiers dérivés faisant
l'objet de relations de couverture (4)(5)
Juste valeurs (1)
Actifs 250 $ 80 $ 3 $
Passifs (236)$ - $ (17)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 6 126 23 -
Ventes 17 727 - -
En dollars CA - - 50
En dollars US - - 925 US
(Pertes) gains réalisé(e)s de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2008 (37)$ 11 $ (3)$
Semestre terminé le 30 juin 2008 (38)$ 19 $ (2)$
Dates d'échéance 2008 - 2014 2008 - 2011 2009 - 2013

(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés.

(2) Les volumes pour les instruments liés à l'électricité et au gaz naturel
sont présentés respectivement en gigawatts-heure et en milliards de
pieds cubes.

(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.

(4) Toutes les relations de couverture sont conçues en tant que couvertures
de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers
dérivés de 2 millions de dollars (2 millions de dollars au 31 décembre
2007) qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur.

(5) Le bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008
comprenait des pertes de respectivement 3 millions de dollars et 4
millions de dollars (néant et des gains de 3 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin
2007) au titre des variations de la juste valeur des couvertures de
flux de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz naturel qui sont
inefficaces pour compenser la variation de la juste valeur des positions
sous-jacentes connexes. Le bénéfice net du trimestre et du semestre
terminés le 30 juin 2007 comprenait des pertes de respectivement néant
et de 4 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur
des couvertures de flux de trésorerie portant sur le taux d'intérêt qui
a été reclassée à la suite de l'abandon de la comptabilité de couverture
en raison de la probabilité que l'opération anticipée originale ne se
produira pas avant la fin de la période spécifiée initialement. Le
bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008 ne
comprend ni gains ni pertes au titre des couvertures de flux de
trésorerie abandonnées.


2007
(tous les montants sont en millions,
sauf indication contraire) Electricité Gaz naturel Participation
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transaction
Justes valeurs (1) (4)
Actifs 55 $ 43 $ 23 $
Passifs (44)$ (19)$ (18)$
Valeurs nominales (4)
Volumes(2)
Achats 3 774 47 -
Ventes 4 469 64 -
En dollars CA - - 615
En dollars US - - 550 US
Gains (pertes) non réalisés de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2007 5 $ 1 $ (2)$
Semestre terminé le 30 juin 2007 9 $ (16)$ 1 $
Pertes (gains) réalisés de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2007 (3)$ 6 $ 1 $
Semestre terminé le 30 juin 2007 (8)$ 18 $ 1 $
Dates d'échéance (4) 2008 - 2012 2008 - 2010 2008 - 2016

Instruments financiers dérivés faisant
l'objet de relations de
couverture (5)(6)
Justes valeurs(1) (4)
Actifs 135 $ 19 $ 2 $
Passifs (104)$ (7)$ (16)$
Valeurs nominales (4)
Volumes (2)
Achats 7 362 28 -
Ventes 16 367 4 -
En dollars CA - - 150
En dollars US - - 875 US
Gains (pertes) réalisés de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2007 16 $ (1)$ 1 $
Semestre terminé le 30 juin 2007 13 $ (3)$ 1 $
Dates d'échéance (4) 2008 - 2013 2008 - 2010 2008 - 2013

(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés.

(2) Les volumes pour les instruments liés à l'électricité et au gaz naturel
sont présentés respectivement en gigawatts-heure et en milliards de
pieds cubes.

(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.

(4) Au 31 décembre 2007.

(5) Toutes les relations de couverture sont conçues en tant que couvertures
de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers
dérivés de 2 millions de dollars (2 millions de dollars au 31 décembre
2007) qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur.

(6) Le bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008
comprenait des pertes de respectivement 3 millions de dollars et 4
millions de dollars (néant et des gains de 3 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin
2007) au titre des variations de la juste valeur des couvertures de flux
de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz naturel qui sont
inefficaces pour compenser la variation de la juste valeur des positions
sous-jacentes connexes. Le bénéfice net du trimestre et du semestre
terminés le 30 juin 2007 comprenait des pertes de respectivement néant
et de 4 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur
des couvertures de flux de trésorerie portant sur le taux d'intérêt qui
a été reclassée à la suite de l'abandon de la comptabilité de couverture
en raison de la probabilité que l'opération anticipée originale ne se
produira pas avant la fin de la période spécifiée initialement. Le
bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008 ne
comprend ni gains ni pertes au titre des couvertures de flux de
trésorerie abandonnées.


Autres risques

Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2007 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2007.

Contrôles et procédures

Au 30 juin 2008, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction, le vice-président directeur et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et des procédés de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des règles adoptées par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au vice-président directeur et au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et procédés de communication de l'information de TransCanada étaient efficaces au 30 juin 2008.

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.

Principales conventions comptables et estimations comptables critiques

Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR du Canada, TransCanada doit faire des estimations et établir des hypothèses qui influent sur le montant des actifs, des passifs, des produits et des charges comptabilisés et sur le moment de leur constatation, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir des estimations et hypothèses.

Les principales conventions comptables et estimations comptables critiques de TransCanada, qui sont inchangées depuis le 31 décembre 2007, 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 financiers et la dotation à l'amortissement. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2007 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les conventions et les estimations comptables.

Perspectives

Les perspectives de la société pour ce qui est du résultat demeurent relativement inchangées depuis la présentation de l'information à cet égard dans le rapport annuel 2007 de TransCanada, exception faite des règlements reçus dans le cadre de la faillite de Calpine, de la radiation des coûts liés au projet de GNL de Broadwater et des incidences prévues sur le résultat de l'acquisition de Ravenswood annoncée récemment, que la société entend conclure au cours du troisième trimestre de 2008. La société prévoit que Ravenswood aura un léger effet de dilution sur le résultat par action de TransCanada pour les deux exercices complets suivant l'acquisition en fonction des incidences à court terme d'un décret de la FERC des Etats-Unis relativement au marché de capacité de New York Independent System Operator ("ville de New York"). TransCanada prévoit que la contribution de Ravenswood sera relutive sur le bénéfice de la société au cours des exercices subséquents. L'acquisition de Ravenswood est commentée plus en détail sous la rubrique "Autres faits nouveaux" du présent rapport de gestion. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2007 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les perspectives.

A la suite de l'annonce de l'acquisition de Ravenswood, Standard & Poor's ("S&P"), DBRS et Moody's Investors Services ("Moody's") ont réalisé des revues de leurs diverses notations pour les sociétés du groupe de TransCanada. Les cotes de crédit que S&P et DBRS accordent aux titres de créance de premier rang non garantis de TCPL et de ses filiales ont été confirmées en tant que A- et A, mais elles ont été réduites de A2 à A3 par Moody's. Moody's a également abaissé la cote de crédit pour la dette à court terme de TCPL à Prime-2 (A) et la cote d'émetteur de TransCanada Corporation à Baa1. Les trois agences ont attribué des perspectives stables aux cotes des sociétés du groupe de TransCanada.

Autres faits nouveaux

Pipelines

Réseau principal au Canada

Le 27 juin 2008, l'ONE a approuvé la demande de droits définitifs de 2008 pour le réseau principal au Canada de TransCanada à partir du 1er juillet 2008.

Réseau de l'Alberta

En mars 2008, TransCanada a conclu un accord avec les parties prenantes du réseau de l'Alberta, et la société a déposé auprès de l'AUC une demande au sujet du règlement sur les besoins en produits pour 2008-2009. TransCanada répond actuellement aux demandes de renseignements de l'AUC en ce qui a trait au règlement. TransCanada prévoit que le règlement sera approuvé pendant le troisième trimestre de 2008.

Le 25 juillet 2008, l'Alberta Utilities Commission ("AUC") a publié un avis de demande d'audience qui présente de façon détaillée la portée préliminaire et les exigences de dépôt minimales pour une instance sur les coûts en capital généraux afin de revoir le taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires général pour 2009, le mécanisme d'ajustement à cet égard et la structure du capital des services publics individuels. La date du début de l'audience est prévue pour le 23 février 2009.

Le 17 juin 2008, TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande sollicitant l'application de la compétence fédérale pour le réseau de l'Alberta. Le 18 juillet 2008, l'ONE a annoncé qu'il tiendrait une audience de vive voix à ce sujet à partir du 18 novembre 2008. Une décision au sujet de cette demande devrait être rendue au cours du premier trimestre de 2009. A l'heure actuelle, la compétence provinciale sur le réseau de l'Alberta empêche TransCanada d'acquérir, de construire ou d'exploiter des installations qui transportent du gaz naturel à l'extérieur des frontières provinciales de l'Alberta. La compétence fédérale permettrait de prolonger le réseau de l'Alberta hors des frontières provinciales pour fournir un service intégré aux clients en Alberta et en Colombie-Britannique ainsi qu'aux producteurs de gaz naturel dans les régions nordiques.

En novembre 2007, TransCanada a déposé une demande à l'Alberta Energy and Utilities Board pour obtenir un permis de construction pour le prolongement du réseau dans le corridor du centre-nord, d'un coût d'environ 1 milliard de dollars, qui comprend un gazoduc de 300 km et des installations connexes sur le tronçon nord du réseau de l'Alberta. Le 14 avril 2008, l'AUC a tenu une audience préliminaire avec tous les intéressés pour discuter de questions de procédures, notamment la portée, l'objet, le calendrier et l'emplacement de l'audience. Le 24 avril 2008, l'AUC a rendu une décision au sujet de la rencontre préalable à l'audience, qui prévoit pour le 28 juillet 2008 le début de l'audience pour cette demande.

Oléoduc Keystone

En mai 2008, la construction a été entreprise pour la première phase du projet d'oléoduc Keystone, qui prévoit l'aménagement d'installations au Canada et aux Etats-Unis permettant le transport de pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'aux marchés du Midwest américain à Wood River et à Patoka, en Illinois. Les livraisons vers Wood River et Patoka devraient commencer vers la fin de 2009. Les livraisons dans le cadre de la deuxième phase du projet, qui desservira Cushing, en Oklahoma, devraient commencer vers la fin de 2010.

Le 23 juin 2008, l'ONE a rendu une décision approuvant la demande de TransCanada visant les installations de pompage supplémentaires requises dans le cadre de l'accroissement de la capacité nominale du tronçon canadien du projet d'oléoduc Keystone, pour la faire passer d'environ 435 000 barils par jour ("b/j") à 590 000 b/j.

Le 16 juillet 2008, TransCanada a annoncé des plans prévoyant l'expansion et le prolongement de l'oléoduc Keystone et l'ajout, en 2012, d'une capacité supplémentaire de 500 000 b/j en provenance de l'Ouest canadien et à destination de la côte américaine du golfe du Mexique, à proximité de terminaux déjà en exploitation à Port Arthur, au Texas. L'expansion, dont le coût approximatif est évalué à 7,0 milliards de dollars US, devrait, une fois achevée, hausser le débit du réseau Keystone de 590 000 b/j à environ 1,1 million b/j. L'investissement de capitaux dans ce projet devrait totaliser environ 12,2 milliards de dollars US. La construction des nouvelles installations devrait s'amorcer en 2010, à la suite de l'obtention des approbations réglementaires requises. Des engagements à long terme ont été obtenus pour environ 830 000 b/j pour une durée moyenne de 18 ans.

Le projet de Keystone est un partenariat à parts égales entre TransCanada et ConocoPhillips. Cependant, certaines parties qui ont convenu de prendre des engagements de volumes dans le cadre du projet d'expansion de Keystone ont l'option d'acquérir une participation cumulée à concurrence de 15 % dans ces partenariats.

Projet de pipeline Sunstone

TransCanada et Williams Companies, Inc. ("Williams") continuent d'évaluer la possibilité d'aménager le projet Sunstone, pipeline proposé de 943 km depuis le Wyoming jusqu'à Stanfield, en Oregon, ayant une capacité de débit maximale de 1,2 milliard de pieds cubes par jour. En juin 2008, la coentreprise a réalisé un appel de soumissions et signé un protocole d'entente avec Sempra Pipelines and Storage ("Sempra") aux termes duquel Sempra peut acquérir une participation de 25 % dans le pipeline Sunstone et une société affiliée à Sempra deviendrait expéditeur sur le pipeline Sunstone. En présumant de la participation de Sempra, TransCanada et Williams détiendraient chacune une participation de 37,5 % dans la coentreprise. La société prévoit que le projet sera mis en service en novembre 2011, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises.

Projet de pipeline Pathfinder

TransCanada évalue actuellement la possibilité d'aménager le projet Pathfinder, pipeline proposé de 1 030 km allant de Meeker, au Colarodo, jusqu'au réseau Northern Border et comportant une capacité de débit initiale de 1,2 milliard de pieds cubes par jour et une capacité de débit ultime de 2,0 milliards de pieds cubes par jour. Enterprise Products Partners L.P. et Quicksilver Gas Services PL ont convenu d'expédier au total 500 millions de pieds cubes par jour sur une période de dix ans et d'acquérir une participation globale pouvant atteindre 50 % du projet de pipeline Pathfinder. TransCanada étudie les offres reçues au cours d'un appel de soumissions exécutoires pour la capacité du pipeline Pathfinder, qui a pris fin le 27 juin 2008. Le projet Pathfinder a pour but d'assurer le transport depuis le bassin des Rocheuses aux Etats-Unis d'ici la fin de 2010.

Projet de pipeline Bison

Northern Border évalue la possibilité d'aménager le projet Bison, pipeline proposé de 465 km allant de Dead Horse, au Wyoming, jusqu'au réseau Northern Border et comportant une capacité de débit initiale de 400 millions de pieds cubes par jour et une capacité de débit ultime de 660 millions de pieds cubes par jour. Un appel de soumissions exécutoires pour la capacité du projet de pipeline Bison s'est terminé le 23 mai 2008. Bison Pipeline Company LLC, filiale en propriété exclusive de Northern Border, évalue actuellement les conditions liées aux soumissions. Northern Border évaluera le projet de nouveau lorsque toutes les soumissions auront été mises au point.

Dossier tarifaire de Portland

Le 1er avril 2008, Portland a déposé un dossier tarifaire général auprès de la FERC qui proposait une majoration tarifaire d'environ 6 % ainsi que d'autres modifications aux tarifs. Les tarifs proposés devraient entrer en vigueur le 1er septembre 2008, sous réserve d'un remboursement conformément l'ordonnance de suspension de la FERC en date du 1er mai 2008. L'audience devrait commencer le 10 mars 2009.

Projet de gazoduc de l'Alaska

Le 23 juillet 2008, la demande de permis présentée par TransCanada pour la construction du projet de gazoduc de l'Alaska en vertu de la loi intitulée Alaska Gasline Inducement Act ("AGIA") a été approuvée par la Chambre des représentants de l'Alaska. Un vote du Sénat de l'Alaska en faveur de la demande est une condition requise pour la délivrance du permis. Le vote du Sénat devrait avoir lieu d'ici le 2 août 2008. Bien qu'aucun autre demandeur ne réponde à toutes les exigences prévues en vertu de l'AGIA, BP p.l.c. et ConocoPhillips ont proposé un contre-projet de gazoduc de l'Alaska en avril 2008. TransCanada poursuit sa collaboration avec les représentants de l'Etat de l'Alaska et les producteurs de cet Etat pour faire progresser le projet de gazoduc de l'Alaska.

Energie

Acquisition de Ravenswood

Le 31 mars 2008, TransCanada a annoncé qu'une de ses filiales avait conclu une entente en vue d'acquérir toutes les participations des membres de KeySpan-Ravenswood, LLC et toutes les actions en circulation de KeySpan Ravenswood Services Corp. auprès de National Grid. KeySpan Ravenswood, LLC détient ou contrôle, directement ou indirectement, la centrale de Ravenswood d'une puissance de 2 480 mégawatts ("MW") située à Queens, dans l'Etat de New York. Le prix d'achat est d'environ 2,8 milliards de dollars US, plus les ajustements de clôture.

Le 18 juin 2008, la FERC a rendu une ordonnance autorisant l'acquisition de Ravenswood par la société. Le 21 mai 2008, le ministère de la Justice et la Federal Trade Commission des Etats-Unis ont acquiescé à la demande de la société au sujet de la fin anticipée de la période d'attente aux termes des règles de notification préalable à une fusion. Cette acquisition demeure assujettie à l'approbation de la Public Service Commission de l'Etat de New York et elle devrait se conclure pendant le troisième trimestre de 2008.

Projet de centrale électrique de Coolidge

Le 12 mai 2008, TransCanada a annoncé la signature d'une CAE de 20 ans par un service public de Phoenix, en Arizona, dans le cadre du projet Salt River. Cette convention prévoit l'achat de 100 % de la production de la centrale électrique de Coolidge que TransCanada prévoit aménager.

La centrale électrique de pointe à cycle simple et alimentée au gaz naturel devrait être située à Coolidge, en Arizona. Le coût en capital du projet devrait totaliser environ 500 millions de dollars US, et la puissance nominale de la centrale sera de 575 MW. TransCanada a déposé un avis de demande auprès de l'Arizona Corporation Commission et devrait déposer une demande complète pour un certificat de compatibilité environnementale au cours du troisième trimestre de 2008. Sous réserve de l'obtention des permis requis, les travaux de construction devraient commencer vers la fin de 2009, avec une mise en service en mai 2011, ce qui permettra de répondre à la demande de pointe d'électricité.

Kibby

Le 9 juillet 2008, TransCanada a annoncé que le plan d'aménagement final du projet éolien Kibby avait été approuvé à l'unanimité par la Land Use Regulation Commission de l'Etat du Maine. La planification de la construction est en cours pour ce projet éolien de 132 MW situé dans les cantons de Kibby et de Skinner, comté de Franklin, dans le nord-ouest du Maine. Le coût en capital du projet est évalué à environ 320 millions de dollars US. Sous réserve de l'obtention de toutes les autres approbations réglementaires, les travaux de construction pourraient commencer au troisième trimestre de 2008, et les installations dans le cadre du projet devraient être intégralement en service en 2010.

Portlands Energy Centre

Le 30 mai 2008, la centrale au gaz naturel à cycle simple Portlands Energy Centre située près du centre-ville de Toronto, en Ontario, a été mise en exploitation en mode à cycle simple dans le respect du calendrier et du budget. La centrale, détenue à 50 % par TransCanada, peut actuellement fournir 340 MW d'électricité conformément à un contrat à long terme. En septembre 2008, la centrale électrique devrait être remise en construction. L'entrée en exploitation en mode à cycle combiné, avec une capacité de production de 550 MW d'électricité, est prévue pour le deuxième trimestre de 2009.

Interruption temporaire de l'exploitation de la centrale électrique de Bécancour

Le 4 juillet 2008, Hydro-Québec a informé la Régie de l'énergie qu'elle exercera son option de prolonger jusqu'à la fin de 2009 l'interruption temporaire de toute la production d'électricité de la centrale de Bécancour de TransCanada. Le prolongement de l'interruption temporaire, qui doit être approuvé par la Régie de l'énergie, signifie que TransCanada touchera en 2009, aux termes de l'entente, des paiements comparables à ceux qu'elle aurait reçus dans le cadre de l'exploitation normale de l'installation.

Broadwater

Le 6 juin 2008, Broadwater Energy LLC ("Broadwater") a interjeté appel auprès du Secrétaire du commerce des Etats-Unis relativement au rejet, par le Département d'Etat de l'Etat de New York, le 10 avril 2008, de la proposition de construction de l'installation de GNL de Broadwater. L'appel de Broadwater a été présenté en invoquant le fait que le Département d'Etat de l'Etat de New York s'est fondé sur des motifs erronés pour prendre sa décision. L'appel demande que le Secrétaire du commerce annule la décision du Département d'Etat de l'Etat de New York en raison du fait que le projet respecte les critères d'approbation en vertu de la loi intitulée Coastal Zone Management Act et du règlement connexe.

Renseignements sur les actions

Au 30 juin 2008, TransCanada avait 578 millions d'actions ordinaires émises et en circulation. En outre, la société avait en circulation 9 millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 7 millions d'options pouvaient être exercées au 30 juin 2008.



Principales données financières trimestrielles consolidées (1)

(non vérifié) 2008 2007 2006
(en millions de
dollars, sauf les
montants par action) T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 017 2 133 2 189 2 187 2 208 2 244 2 091 1 850
Bénéfice net 324 449 377 324 257 265 269 293

Données sur les
actions
Bénéfice net par
action - de base 0,58 $ 0,83 $ 0,70 $ 0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,55 $ 0,60 $
Bénéfice net par
action - dilué 0,58 $ 0,83 $ 0,70 $ 0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,54 $ 0,60 $

Dividendes déclarés
par action
ordinaire 0,36 $ 0,36 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,32 $ 0,32 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

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


Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

Dans 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 bénéfice 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 bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'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 bénéfice 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, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Les principaux faits nouveaux ayant influé sur le bénéfice net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit :

- Le bénéfice net du troisième trimestre de 2006 tenait compte d'une économie d'impôts sur les bénéfices d'environ 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 bénéfice net de l'entreprise d'énergie comprenait le résultat de la centrale de Bécancour entrée en exploitation le 17 septembre 2006.

- Le bénéfice net du quatrième trimestre de 2006 comprenait des remboursements d'impôts sur les bénéfices et d'intérêts connexes d'un montant de quelque 12 millions de dollars.

- Le bénéfice net du premier trimestre de 2007 comprenait des ajustements d'impôts favorables de 15 millions de dollars. De plus, le bénéfice net de l'entreprise de pipelines comprenait les contributions découlant de l'acquisition d'ANR et de participations supplémentaires dans Great Lakes depuis le 22 février 2007. Le bénéfice net de l'entreprise d'énergie comprenait le résultat des installations de gaz naturel d'Edson, entrées en exploitation le 31 décembre 2006.

- Au deuxième trimestre de 2007, le bénéfice 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 ajustements d'impôts favorables découlant de réductions des taux d'imposition fédéraux au Canada. Le bénéfice net de l'entreprise de pipelines s'était accru en raison du règlement conclu au sujet du réseau principal au Canada, que l'ONE a approuvé en mai 2007.

- Le bénéfice 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.

- Au quatrième trimestre de 2007, le bénéfice net comprenait un montant de 56 millions de dollars (30 millions de dollars pour l'entreprise d'énergie et 26 millions de dollars pour le siège social) lié à des ajustements favorables d'impôts découlant de réductions des taux d'imposition fédéraux au Canada ainsi que d'autres modifications législatives, en plus de comprendre un gain de 14 millions de dollars après les impôts (16 millions de dollars avant les impôts) à la vente de terrains auparavant détenus à des fins d'aménagement. Le bénéfice net de l'entreprise de pipelines avait augmenté en raison de la constatation d'un résultat supplémentaire lié au règlement du dossier pour le réseau GTN, entré en vigueur le 1er janvier 2007.

- Le bénéfice net de l'entreprise de pipelines du premier trimestre de 2008 comprenait des règlements de 152 millions de dollars après les impôts (240 millions de dollars avant les impôts) reçus par GTN et Portland dans le cadre de la faillite de Calpine et un produit de 10 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) en règlement d'une action en justice. Le bénéfice net de l'entreprise d'énergie comprenait la radiation de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) des coûts liés au projet de GNL de Broadwater et des pertes nettes non réalisées de 12 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) découlant de variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. A partir du premier trimestre de 2008, l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour a réduit les produits des installations énergétiques de l'Est; toutefois, l'incidence sur le bénéfice net n'a pas été importante en raison des paiements de capacité touchés aux termes de l'entente conclue avec Hydro-Québec.

- Le bénéfice net du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2008 comprenait en outre des gains non réalisés nets de 8 millions de dollars après les impôts (12 millions de dollars avant les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. En outre, les produits et le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest se sont accrus en raison de la hausse des prix réalisés dans leur ensemble et des coûts thermiques sur le marché en Alberta.



Etats consolidés des résultats


Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars,
sauf les montants par action) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 017 2 208 4 150 4 452

Charges d'exploitation
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts 733 761 1 431 1 493
Achats de produits de base
revendus 347 523 757 1 094
Amortissement 301 300 597 590
----------------------------------------
1 381 1 584 2 785 3 177
----------------------------------------
636 624 1 365 1 275
----------------------------------------

Autres charges (produits)
Charges financières 186 264 404 501
Charges financières des
coentreprises 17 19 33 40
Intérêts créditeurs et
autres produits (34) (48) (73) (79)
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine - - (279) -
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - 41 -
----------------------------------------
169 235 126 462
----------------------------------------



Bénéfice avant les impôts
sur les bénéfices et les
participations sans contrôle 467 389 1 239 813

Impôts sur les bénéfices
Exigibles 105 96 352 264
Futurs 21 16 26 (21)
----------------------------------------
126 112 378 243
----------------------------------------

Participations sans contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées d'une filiale 5 5 11 11
Participation sans contrôle
dans PipeLines LP 13 14 34 31
Autres (1) 1 43 6
----------------------------------------
17 20 88 48
----------------------------------------
Bénéfice net 324 257 773 522
----------------------------------------
----------------------------------------

Bénéfice net par action
De base et dilué 0,58 $ 0,48 $ 1,40 $ 1,00 $
----------------------------------------
----------------------------------------

Nombre moyen d'actions en
circulation - de base
(en millions) 561 536 551 522
----------------------------------------
----------------------------------------

Nombre moyen d'actions en
circulation - dilué
(en millions) 563 538 553 525
----------------------------------------
----------------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Etats consolidés des flux de trésorerie

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net 324 257 773 522
Amortissement 301 300 597 590
Impôts futurs 21 16 26 (21)
Participations sans contrôle 17 20 88 48
Capitalisation des avantages sociaux
futurs (supérieure) inférieure aux
charges (7) 3 13 15
Radiation des coûts liés au projet de
GNL de Broadwater - - 41 -
Autres 20 - 60 24
--------------------------------------
676 596 1 598 1 178
(Augmentation) diminution du fonds de
roulement d'exploitation (104) 93 (98) 129
--------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 572 689 1 500 1 307
--------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (633) (386) (1 093) (692)
Acquisitions, déduction faite de la
trésorerie acquise (2) (4) (4) (4 224)
Montants reportés et autres (13) (42) 99 (148)
--------------------------------------
Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (648) (432) (998) (5 064)
--------------------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires (137) (131) (267) (287)
Distributions versées aux
participations sans contrôle (65) (29) (86) (45)
Billets à payer émis (remboursés),
montant net 754 (804) 724 261
Dette à long terme émise - 89 112 1 451
Réduction de la dette à long terme (379) (470) (773) (795)
Dette à long terme émise par des
coentreprises 17 98 34 110
Réduction de la dette à long terme des
coentreprises (28) (107) (57) (119)
Actions ordinaires émises, déduction
faite des coûts d'émission 1 237 7 1 246 1 697
Billets subordonnés de rang inférieur
émis - 1 107 - 1 107
Parts de société en nom collectif
émises par une filiale - - - 348
--------------------------------------
Rentrées (sorties) nettes liées aux
activités de financement 1 399 (240) 933 3 728
--------------------------------------

Incidence des modifications du taux
de change sur la trésorerie et les
équivalents de trésorerie (3) (27) 20 (30)
--------------------------------------
Augmentation (diminution) de la
trésorerie et des équivalents
de trésorerie 1 320 (10) 1 455 (59)

Trésorerie et équivalents de
trésorerie
Au début de la période 639 350 504 399
--------------------------------------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
A la fin de la période 1 959 340 1 959 340
--------------------------------------
--------------------------------------

Renseignements supplémentaires sur les
flux de trésorerie
Impôts sur les bénéfices payés 312 125 479 212
Intérêts payés 277 269 481 542
--------------------------------------
--------------------------------------

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Bilans consolidés

(non vérifié) 30 juin 31 décembre
(en millions de dollars) 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------

ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 1 959 504
Débiteurs 1 145 1 116
Stocks 549 497
Autres 401 188
------------------------------
4 054 2 305
Immobilisations corporelles 24 149 23 452
Ecart d'acquisition 2 813 2 633
Autres actifs 1 839 1 940
------------------------------
32 855 30 330
------------------------------
------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer 1 133 421
Créditeurs et charges à payer 1 989 1 767
Intérêts courus 252 261
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an 537 556
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 30 30
------------------------------
3 941 3 035
Montants reportés 1 283 1 107
Impôts futurs 1 195 1 179
Dette à long terme 11 945 12 377
Dette à long terme des coentreprises 875 873
Billets subordonnés de rang inférieur 1 006 975
------------------------------
20 245 19 546
------------------------------

Participations sans contrôle
Participation sans contrôle dans PipeLines LP 603 539
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Autres 73 71
------------------------------
1 065 999
------------------------------
Capitaux propres 11 545 9 785
------------------------------
32 855 30 330
------------------------------
------------------------------

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Etats consolidés du résultat étendu

Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 324 257 773 522
----------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu,
déduction faite des impôts sur les
bénéfices
Variation des gains et des pertes
de conversion sur les placements
dans des établissements
étrangers (1) (14) (184) 39 (221)
Variation des gains et des pertes
sur les couvertures des placements
dans des établissements étrangers (2) 17 46 (24) 55
Variation des gains et des pertes
sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures de
flux de trésorerie (3) 29 (36) 33 (37)
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) 1 23 (18) 20
----------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu
de la période 33 (151) 30 (183)
----------------------------------------
Résultat étendu de la période 357 106 803 339
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Déduction faite d'une charge fiscale de 5 millions de dollars et d'un
recouvrement d'impôts de 20 millions de dollars respectivement pour
le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 (charge fiscale
de respectivement 51 millions de dollars et 56 millions de dollars en
2007).
(2) Déduction faite d'une charge fiscale de 8 millions de dollars et d'un
recouvrement d'impôts de 14 millions de dollars respectivement pour
le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 (charge fiscale
de respectivement 23 millions de dollars et 28 millions de dollars en
2007).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 37 millions de dollars et de
49 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le
semestre terminés le 30 juin 2008. (recouvrement d'impôts de
respectivement 15 millions de dollars et 10 millions de dollars en
2007).
(4) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 2 millions de dollars
et de 11 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le
semestre terminés le 30 juin 2008 (charge fiscale de respectivement
7 millions de dollars et 5 millions de dollars en 2007).

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Cumul des autres éléments du résultat étendu consolidé

(non vérifié) Ajustement de Couvertures de
(en millions de dollars) conversion flux de trésorerie Total
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2007 (361) (12) (373)
Variation des gains et des
pertes de conversion
sur les placements dans des
établissements étrangers (1) 39 - 39
Variation des gains et des
pertes sur les couvertures
des placements dans des
établissements étrangers (2) (24) - (24)
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie (3) - 33 33
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) - (18) (18)
----------------------------------------------
Solde au 30 juin 2008 (346) 3 (343)
----------------------------------------------
----------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2006 (90) - (90)
Ajustement de transition
résultant de l'adoption de
nouvelles normes sur les
instruments financiers (6) - (96) (96)
Variation des gains et des
pertes de conversion
sur les placements dans des
établissements étrangers (1) (221) - (221)
Variation des gains et des
pertes sur les couvertures
des placements dans des
établissements étrangers (2) 55 - 55
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie (3) - (37) (37)
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) - 20 20
----------------------------------------------
Solde au 30 juin 2007 (256) (113) (369)
----------------------------------------------
----------------------------------------------
(1) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 20 millions de dollars
pour le semestre terminé le 30 juin 2008 (charge fiscale de 56 millions
de dollars en 2007).
(2) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 14 millions de dollars
pour le semestre terminé le 30 juin 2008 (charge fiscale de 28 millions
de dollars en 2007).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 49 millions de dollars pour le
semestre terminé le 30 juin 2008 (recouvrement d'impôts de 10 millions
de dollars en 2007).
(4) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 11 millions de dollars
pour le semestre terminé le 30 juin 2008 (charge fiscale de 5 millions
de dollars en 2007).
(5) Le montant des gains et des pertes liés aux couvertures de flux de
trésorerie déclaré dans le cumul des autres éléments du résultat étendu
qui sera reclassé dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois
devrait être 10 millions de dollars au titre des gains nets (7 millions
de dollars après les impôts au titre des pertes nettes). Ces estimations
sont fondées sur des prix de l'électricité et du gaz, des taux d'intérêt
et des taux de change constants au fil des ans; toutefois, les montants
réels qui seront reclassés varieront en fonction de ces facteurs.
(6) Déduction faite d'une charge fiscale de 44 millions de dollars.


Etats consolidés des capitaux propres

(non vérifié) Semestres terminés les 30 juin
(en millions de dollars) 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires
Solde au début de la période 6 662 4 794
Actions émises aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes 112 51
Produit de l'émission d'actions à
l'exercice d'options sur actions 11 14
Produit de l'émission d'actions dans le
cadre d'un appel public à l'épargne,
déduction faite des coûts d'émission 1 235 1 683
--------------------------------
Solde à la fin de la période 8 020 6 542
--------------------------------

Surplus d'apport
Solde au début de la période 276 273
Emission d'options sur actions 2 2
--------------------------------
Solde à la fin de la période 278 275
--------------------------------

Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 3 220 2 724
Ajustement de transition résultant de
l'adoption des nouvelles normes comptables
sur les instruments financiers - 4
Bénéfice net 773 522
Dividendes sur les actions ordinaires (403) (358)
--------------------------------
Solde à la fin de la période 3 590 2 892
--------------------------------

Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période (373) (90)
Ajustement de transition résultant de
l'adoption des nouvelles normes comptables
sur les instruments financiers - (96)
Autres éléments du résultat étendu 30 (183)
--------------------------------
Solde à la fin de la période (343) (369)
--------------------------------

Total des capitaux propres 11 545 9 340
--------------------------------
--------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



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 2007. Ces états financiers consolidés tiennent compte de tous les ajustements 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 2007 compris dans le rapport annuel 2007 de TransCanada. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.

Dans 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 bénéfice 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 bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'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 bénéfice 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, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus à jour et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour formuler ces estimations. 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.

2. Modifications de conventions comptables

Modifications comptables futures

Normes internationales d'information financière

Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'Institut Canadien des Comptables Agréés a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les Normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par le Conseil des normes comptables internationales ("CNCI"). En juin 2008, les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ("ACMV") ont proposé que les entreprises canadiennes qui sont également inscrites à la SEC, telles que TransCanada, pourraient se prévaloir de l'option de préparer leurs états financiers conformément aux PCGR des Etats-Unis plutôt que conformément aux IFRS. TransCanada étudie actuellement l'option d'adopter les IFRS à partir du 1er janvier 2011 et l'incidence d'une telle conversions sur ses systèmes comptables et ses états financiers. Le plan de conversion de TransCanada prévoit l'analyse de la structure du projet, de la gouvernance, des ressources, de la formation, de l'analyse des principales différences avec les principaux PCGR ainsi qu'une démarche progressive en vue d'évaluer les conventions comptables aux termes des IFRS.

Conformément aux PCGR du Canada, TransCanada applique certaines conventions comptables uniques à une entreprise à tarif réglementé. TransCanada prend les mesures nécessaires pour évaluer les discussions en cours et les faits nouveaux au sein du CNCI et du Comité d'interprétation des normes internationales d'information financière au sujet de toute information qui pourrait préciser la pertinence de certains aspects de la comptabilité des entreprises à tarif réglementé aux termes des IFRS.



3. Informations sectorielles

Siège
Pipelines Energie social Total
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés
les 30 juin
(non vérifié - en
millions de dollars) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 100 1 228 917 980 - - 2 017 2 208
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (415) (417) (316) (343) (2) (1) (733) (761)
Achats de produits de
base revendus - (65) (347) (458) - - (347) (523)
Amortissement (257) (260) (44) (40) - - (301) (300)
----------------------------------------------------------------------------
428 486 210 139 (2) (1) 636 624
Charges financières et
participations sans
contrôle (169) (206) - - (34) (78) (203) (284)
Charges financières
des coentreprises (11) (13) (6) (6) - - (17) (19)
Intérêts créditeurs et
autres produits 15 16 3 3 16 29 34 48
Impôts sur les bénéfices (105) (117) (56) (42) 35 47 (126) (112)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 158 166 151 94 15 (3) 324 257
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Siège
Pipelines Energie social Total
----------------------------------------------------------------------------
Semestres terminés les
30 juin
(non vérifié - en
millions de dollars) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 276 2 352 1 874 2 100 - - 4 150 4 452
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (814) (800) (614) (690) (3) (3) (1 431) (1 493)
Achats de produits de
base revendus - (65) (757) (1 029) - - (757) (1 094)
Amortissement (511) (511) (86) (79) - - (597) (590)
----------------------------------------------------------------------------
951 976 417 302 (3) (3) 1 365 1 275
Charges financières et
participations sans
contrôle (404) (423) - 1 (88) (127) (492) (549)
Charges financières
des coentreprises (22) (29) (11) (11) - - (33) (40)
Intérêts créditeurs et
autres produits 47 29 4 6 22 44 73 79
Règlements dans le
cadre de la faillite
de Calpine 279 - - - - - 279 -
Radiation des coûts
liés au projet de
GNL de Broadwater - - (41) - - - (41) -
Impôts sur les
bénéfices (332) (232) (108) (98) 62 87 (378) (243)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 519 321 261 200 (7) 1 773 522
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Total de l'actif
(non vérifié - en millions de dollars) 30 juin 2008 31 décembre 2007
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines 22 510 22 024
Energie 7 698 7 037
Siège social 2 647 1 269
----------------------------------
32 855 30 330
----------------------------------
----------------------------------


4. Capital-actions

Le 2 juillet 2008, TransCanada a déposé un prospectus préalable simplifié définitif auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis afin de permettre le placement, au Canada et aux Etats-Unis, d'actions ordinaires, d'actions privilégiées ou de reçus de souscription à concurrence de 3,0 milliards de dollars jusqu'en août 2010. Ce dépôt a été fait dans le cours normal de façon semblable au dépôt de prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis de façon à accélérer l'accès aux marchés financiers en fonction de l'évaluation que fera TransCanada de ses besoins en capitaux et de la conjoncture du marché. Ce nouveau prospectus préalable remplace le prospectus préalable simplifié de 3,0 milliards de dollars précédent déposé en janvier 2007 aux termes duquel la société avait émis des actions ordinaires totalisant environ 3,0 milliards de dollars.

Le 5 mai 2008, TransCanada a conclu un accord avec un consortium de preneurs fermes aux termes duquel ces derniers ont acheté 30 200 000 actions ordinaires auprès de TransCanada, qu'ils ont vendues au public au prix de 36,50 $ chacune. Par ailleurs, les preneurs fermes ont exercé pleinement l'option pour attributions excédentaires qui leur avait été accordée pour un nombre supplémentaire de 4 530 000 actions ordinaires au même prix. L'émission de 34 730 000 actions ordinaires a clôturé le 13 mai 2008 et elle a donné lieu à un produit brut d'environ 1,27 milliard de dollars pour TransCanada. Le produit servira à financer en partie des acquisitions et des projets d'investissement, notamment l'acquisition de Ravenswood et la construction de Keystone, ainsi qu'à d'autres fins générales de la société.

Au cours du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008, TransCanada a émis respectivement 1,7 million et 3,1 millions d'actions ordinaires aux termes de son régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RRD"). Aux termes du RRD, les dividendes ont été versés sous forme d'actions ordinaires émises sur le capital autorisé plutôt que de payer aux actionnaires des dividendes au comptant totalisant 58 millions de dollars et 112 millions de dollars. Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2007, TransCanada a émis 1,3 million d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que de verser des dividendes au comptant d'un total de 51 millions de dollars.

5. Dette à long terme

Le 27 juin 2008, la société a conclu un accord avec un consortium bancaire relativement à un prêt-relais confirmé et non garanti de un an d'un montant de 1,5 milliard de dollars US; il est assorti d'un taux d'intérêt variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres. Cette facilité est renouvelable au gré de la société pour une période supplémentaire de six mois et elle peut être utilisée pour financer une partie de l'acquisition de Ravenswood en cours. Aucun montant n'a été prélevé sur cette facilité jusqu'à maintenant.

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, la société a capitalisé des intérêts de respectivement 33 millions de dollars et de 59 millions de dollars relativement aux projets d'investissement.

6. Instruments financiers et gestion des risques

Stocks de gaz naturel

Au 30 juin 2008, des stocks de gaz naturel exclusif totalisant 240 millions de dollars étaient inclus dans les stocks (190 millions de dollars au 31 décembre 2007). Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusif de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel moins les coûts de vente. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusif avant le 1er avril 2007. La variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pendant le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008 a donné lieu à des gains non réalisés nets de respectivement 42 millions de dollars et 102 millions de dollars, montants constatés en tant qu'augmentation des produits et des stocks (pertes non réalisées nettes de 23 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2007). Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008, la variation nette de la juste valeur des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à des pertes non réalisées nettes de respectivement 30 millions de dollars et 107 millions de dollars (gains non réalisés nets de respectivement 19 millions de dollars et 16 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2007), montants constatés dans les produits.

Investissement net dans des établissements étrangers autonomes

Les renseignements sur les dérivés utilisés pour couvrir l'investissement net de la société dans ses établissements étrangers s'établissent comme suit :



Instruments dérivés en tant que couvertures de l'investissement net dans
des établissements étrangers

Actif (passif)
(non vérifié)
(en millions de dollars) Au 30 juin 2008 Au 31 décembre 2007
----------------------------------------------------------------------------
Montant Montant
Juste nominal ou Juste nominal ou
valeur (1) en capital valeur (1) en capital
---------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 à 2014) 75 1 050 US 77 350 US
Contrats de change à terme en
dollars US (échéant en 2008) (5) 730 US (4) 150 US
Options en dollars US
(échéant en 2008) - 100 US 3 600 US
---------------------------------------------
70 1 880 US 76 1 100 US
---------------------------------------------
---------------------------------------------

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


Sommaire des instruments financiers dérivés

Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société s'établissent comme suit :



Au 30 juin 2008
(tous les montants sont en millions, Gaz
sauf indication contraire) Electricité naturel Participation
----------------------------------------------------------------------------

Instruments financiers dérivés
détenus à des fins de transaction
Justes valeurs (1)
Actifs 104 $ 169 $ 26 $
Passifs (103)$ (258)$ (26)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 2 955 48 -
Ventes 3 301 65 -
En dollars CA - - 857
En dollars US - - 1 150 US
(Pertes) gains non réalisés de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2008 (3)$ 7 $ 2 $
Semestre terminé le 30 juin 2008 (5)$ (11)$ (2)$
Gains (pertes) réalisés de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2008 7 $ (20)$ 7 $
Semestre terminé le 30 juin 2008 9 $ 5 $ 10 $
Dates d'échéance 2008 - 2014 2008 - 2010 2008 - 2018

Instruments financiers dérivés faisant
l'objet de relations de couverture
(4)(5)
Justes valeurs (1)
Actifs 250 $ 80 $ 3 $
Passifs (236)$ - $ (17)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 6 126 23 -
Ventes 17 727 - -
En dollars CA - - 50
En dollars US - - 925 US
(Pertes) gains réalisés de la période
(3)
Trimestre terminé le 30 juin 2008 (37)$ 11 $ (3)$
Semestre terminé le 30 juin 2008 (38)$ 19 $ (2)$
Dates d'échéance 2008 - 2014 2008 - 2011 2009 - 2013

(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés.
(2) Les volumes pour les instruments liés à l'électricité et au gaz naturel
sont présentés respectivement en gigawatts-heure et en milliards de
pieds cubes.
(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.
(4) Toutes les relations de couverture sont conçues en tant que couvertures
de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers
dérivés de 2 millions de dollars (2 millions de dollars au 31 décembre
2007) qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur.
(5) Le bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008
comprenait des pertes de respectivement 3 millions de dollars et
4 millions de dollars (néant et des gains de 3 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin
2007) au titre des variations de la juste valeur des couvertures de flux
de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz naturel qui sont
inefficaces pour compenser la variation de la juste valeur des positions
sous-jacentes connexes. Le bénéfice net du trimestre et du semestre
terminés le 30 juin 2007 comprenait des pertes de respectivement néant
et de 4 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur
des couvertures de flux de trésorerie portant sur le taux d'intérêt qui
a été reclassée à la suite de l'abandon de la comptabilité de couverture
en raison de la probabilité que l'opération anticipée originale ne se
produira pas avant la fin de la période spécifiée initialement. Le
bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008 ne
comprend ni gains ni pertes au titre des couvertures de flux de
trésorerie abandonnées.


2007
(tous les montants sont en
millions, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Participation
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transactions
Justes valeurs (1) (4)
Actifs 55 $ 43 $ 23 $
Passifs (44)$ (19)$ (18)$
Valeurs nominales (4)
Volumes(2)
Achats 3 774 47 -
Ventes 4 469 64 -
En dollars CA - - 615
En dollars US - - 550 US
Gains (pertes) non réalisés de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 juin 2007 5 $ 1 $ (2)$
Semestre terminé le 30 juin 2007 9 $ (16)$ 1 $
Pertes (gains) réalisés de la période
(3)
Trimestre terminé le 30 juin 2007 (3)$ 6 $ 1 $
Semestre terminé le 30 juin 2007 (8)$ 18 $ 1 $
Dates d'échéance (4) 2008 - 2012 2008 - 2010 2008 - 2016


Instruments financiers dérivés faisant
l'objet de relations de couverture
(5)(6)
Justes valeurs(1) (4)
Actifs 135 $ 19 $ 2 $
Passifs (104)$ (7)$ (16)$
Valeurs nominales (4)
Volumes (2)
Achats 7 362 28 -
Ventes 16 367 4 -
En dollars CA - - 150
En dollars US - - 875 US
Gains (pertes) réalisés de la période
(3)
Trimestre terminé le 30 juin 2007 16 $ (1)$ 1 $
Semestre terminé le 30 juin 2007 13 $ (3)$ 1 $
Dates d'échéance (4) 2008 - 2013 2008 - 2010 2008 - 2013

(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés.
(2) Les volumes pour les instruments liés à l'électricité et au gaz naturel
sont présentés respectivement en gigawatts-heure et en milliards de
pieds cubes.
(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.
(4) Au 31 décembre 2007.
(5) Toutes les relations de couverture sont conçues en tant que couvertures
de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers
dérivés de 2 millions de dollars (2 millions de dollars au 31 décembre
2007) qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008
comprenait des pertes de respectivement 3 millions de dollars et 4
millions de dollars (néant et des gains de 3 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin
2007) au titre des variations de la juste valeur des couvertures de
flux de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz naturel qui sont
inefficaces pour compenser la variation de la juste valeur des positions
sous-jacentes connexes. Le bénéfice net du trimestre et du semestre
terminés le 30 juin 2007 comprenait des pertes de respectivement néant
et de 4 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur
des couvertures de flux de trésorerie portant sur le taux d'intérêt qui
a été reclassée à la suite de l'abandon de la comptabilité de couverture
en raison de la probabilité que l'opération anticipée originale ne se
produira pas avant la fin de la période spécifiée initialement. Le
bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2008 ne
comprend ni gains ni pertes au titre des couvertures de flux de
trésorerie abandonnées.


7. 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 le semestre terminés le 30 juin 2008 se présente comme suit.



Régimes Autres régimes
de retraite d'avantages
Trimestres terminés les 30 juin sociaux
------------------------------
(non vérifié - en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de la
période 12 11 1 1
Intérêts débiteurs 20 18 2 2
Rendement prévu des actifs des régimes (23) (20) (1) (1)
Amortissement de l'obligation transitoire
liée à l'entreprise réglementée - - 1 -
Amortissement de la perte actuarielle nette 5 6 1 -
Amortissement des coûts au titre des services
passés 1 1 - (1)
------------------------------
Coût net constaté au titre des avantages 15 16 4 1
------------------------------
------------------------------

Régimes Autres régimes
de retraite d'avantages
Semestres terminés les 30 juin sociaux
------------------------------
(non vérifié - en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de la
période 25 22 1 1
Intérêts débiteurs 39 35 4 3
Rendement prévu des actifs des régimes (46) (39) (1) (1)
Amortissement de l'obligation transitoire
liée à l'entreprise réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte actuarielle nette 9 12 1 1
Amortissement des coûts au titre des services
passés 2 2 - (1)
-------------------------------
Coût net constaté au titre des avantages 29 32 6 4
-------------------------------
-------------------------------


8. Règlements à la suite de la faillite de Calpine

Certaines filiales de Calpine Corporation ("Calpine") se sont placées sous la protection de la loi sur la faillite au Canada et aux Etats-Unis en 2005. Gas Transmission Northwest Corporation ("GTNC") et Portland sont parvenues à des ententes avec Calpine au sujet de réclamations non garanties autorisées dans le cadre de la faillite de Calpine. En février 2008, GTNC et Portland ont reçu des distributions initiales de respectivement 9,4 millions d'actions et de 6,1 millions d'actions, représentant environ 85 % des réclamations convenues. Ces actions ont par la suite été vendues sur le marché libre, ce qui a donné lieu à un bénéfice total de 279 millions de dollars avant les impôts.

9. Radiation de coûts d'aménagement

Le 24 mars 2008, le Federal Energy Regulatory Committee des Etats-Unis a autorisé la construction et l'exploitation du projet de gaz naturel liquéfié ("GNL") de Broadwater, sous réserve des conditions énoncées dans l'autorisation. Le 10 avril 2008, le Département d'Etat de l'Etat de New York a rejeté la proposition de construction de l'installation de Broadwater. Par suite de cette décision défavorable, TransCanada a radié des coûts de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) qui avaient été capitalisés précédemment au titre du projet de GNL de Broadwater jusqu'au 31 mars 2008.

10. Engagements et éventualités

Engagements

Le 31 mars 2008, TransCanada a conclu une entente avec National Grid plc en vue d'acquérir, en contrepartie d'environ 2,8 milliards de dollars US plus les ajustements de clôture, une participation de 100 % dans KeySpan-Ravenswood, LLC, qui détient la centrale électrique de Ravenswood, à Queens, dans l'Etat de New York. TransCanada entend financer l'acquisition d'une manière qui concorde avec sa structure du capital actuelle. En outre, au 30 juin 2008, TransCanada avait conclu des ententes prévoyant l'achat de matériaux et de services de construction pour le projet éolien Kibby et le projet de centrale électrique de Coolidge totalisant près de 625 millions de dollars.

Eventualités

Le 3 avril 2008, la Cour d'appel de l'Ontario a rejeté un appel présenté par Canadian Alliance of Pipeline Landowners' Associations ("CAPLA"). CAPLA a présenté l'appel à la suite de la décision de la Cour supérieure de l'Ontario en novembre 2006 de rejeter le recours collectif de CAPLA contre TransCanada et Enbridge Inc. pour des dommages qu'ils auraient subis du fait qu'ils se soient vu imposer une zone de contrôle dans un rayon de 30 mètres de la canalisation, conformément à l'article 112 de la Loi sur l'Office national de l'énergie. La décision de la Cour d'appel de l'Ontario est exécutoire et sans appel puisque CAPLA n'a pas présenté un autre appel pendant la période permise.

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 : Cecily Dobson/Shela Shapiro au 403-920-7859 ou au 1-800-608-7859.

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    Renseignements aux médias
    Shela Shapiro/Cecily Dobson
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    ou
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