TRANSCANADA
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TRANSCANADA

04 nov. 2009 08h40 HE

TransCanada déclare un bénéfice net de 345 millions de dollars (0,50 $ par action ordinaire) au troisième trimestre

Fonds provenant de l'exploitation de 772 millions de dollars

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 4 nov. 2009) - TransCanada Corporation (TSX:TRP)(NYSE:TRP) ("TransCanada" ou la "société") a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net du troisième trimestre de 2009 s'établit à 345 millions de dollars (0,50 $ par action ordinaire). Le conseil d'administration de TransCanada a également déclaré un dividende de 0,38 $ par action ordinaire.

"TransCanada continue d'inscrire de solides résultats et flux de trésorerie grâce à la diversité de ses infrastructures énergétiques. Au troisième trimestre, les résultats enregistrés pour nos actifs des secteurs des pipelines et du stockage de gaz naturel dépassent ceux de la même période l'an dernier, mais le ralentissement économique continue d'avoir une incidence sur les produits du secteur de l'électricité, a précisé Hal Kvisle, président et chef de la direction de TransCanada.

"Au cours du trimestre, nous avons réalisé des progrès considérables pour ce qui est de l'exécution des grands projets dans le cadre de notre programme d'investissement de 22 milliards de dollars. TransCanada est bien placée pour financer cette croissance sans précédent. Bien que les coûts de détention et la dilution associés au financement de ce programme pluriannuel continuent d'influer à court terme sur notre résultat et nos flux de trésorerie par action, nous sommes confiants que notre programme d'investissement favorisera une solide croissance des flux de trésorerie et du résultat au cours des quatre prochaines années, à mesure que nos projets à grande échelle des plus intéressants entreront en exploitation."

Points saillants des résultats du troisième trimestre de 2009

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

- Le bénéfice net se chiffre à 345 millions de dollars (0,50 $ par action ordinaire).

- Le résultat comparable s'établit à 335 millions de dollars (0,49 $ par action ordinaire).

- Le bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (" BAIIA ") comparable est de 994 millions de dollars.

- Les fonds provenant de l'exploitation totalisent 772 millions de dollars.

- Le conseil d'administration déclare un dividende de 0,38 $ par action ordinaire.

- TransCanada a obtenu un contrat d'une durée de 20 ans visant la construction, la possession et l'exploitation d'une centrale électrique d'une puissance de 900 mégawatts (" MW ") au coût de 1,2 milliard de dollars à Oakville, en Ontario.

- Des actions privilégiées de premier rang rachetables, à dividende cumulatif, d'un montant de 550 millions de dollars ont été émises.

- Le programme d'investissement de 22 milliards de dollars continue de progresser.

TransCanada a déclaré un bénéfice net de 345 millions de dollars (0,50 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2009, comparativement à 390 millions de dollars (0,67 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2008.

Le résultat comparable est passé de 366 millions de dollars (0,63 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2008 à 335 millions de dollars (0,49 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2009, régression principalement attribuable au recul des prix de l'électricité et des volumes vendus des installations de l'Ouest ainsi qu'à la baisse des volumes de production des installations en Nouvelle-Angleterre et de Bruce Power.

Ces baisses ont en partie été annulées par l'augmentation du résultat enregistré par les pipelines au Canada, les installations de stockage de gaz naturel, la centrale Ravenswood acquise en août 2008 et la mise en service de la centrale Portlands Energy et du parc éolien de Carleton.

Le résultat comparable par action ordinaire du troisième trimestre de 2009 a diminué comparativement au chiffre de la période correspondante de l'exercice précédent en raison de la hausse de 18 % du nombre moyen d'actions en circulation à la suite de l'émission de 58,4 millions d'actions ordinaires et de 35,1 millions d'actions ordinaires de la société respectivement au deuxième trimestre de 2009 et au quatrième trimestre de 2008. Le produit de ces émissions a servi au financement d'une participation supplémentaire dans Keystone, à d'autres projets d'investissement, aux fins générales de la société et au remboursement d'emprunts à court terme. Le programme d'investissement de 22 milliards de dollars de la société devrait stimuler, au cours des prochaines années, l'accroissement des flux de trésorerie et du résultat au fur et à mesure de l'entrée en service des projets.

Le résultat comparable des troisièmes trimestres de 2009 et de 2008 ne tenait pas compte, respectivement, de gains non réalisés nets de 10 millions de dollars après les impôts et de pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars après 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. En 2008, le résultat comparable excluait des ajustements d'impôts sur les bénéfices positifs de 26 millions de dollars.

Le BAIIA comparable s'est chiffré à 994 millions de dollars au troisième trimestre de 2009, comparativement à 1 066 millions de dollars au troisième trimestre de 2008.

Les fonds provenant de l'exploitation ont atteint 772 millions de dollars au troisième trimestre de 2009, alors qu'ils avaient été de 711 millions de dollars au troisième trimestre de 2008.

Certains des faits marquants survenus récemment au sein des secteurs des pipelines, de l'énergie et du siège social sont signalés ci-après.

Pipelines

- Le 14 août 2009, TransCanada a acheté la participation restante de ConocoPhillips dans Keystone, moyennant la somme de 553 millions de dollars US, et la société a pris en charge une dette à court terme de 197 millions de dollars US. Ce projet appartient maintenant à 100 % à TransCanada.

TransCanada a par ailleurs assumé la part de ConocoPhillips de l'investissement de capitaux requis pour terminer le projet, ce qui s'est traduit par un engagement supplémentaire d'environ 1,7 milliard de dollars US d'ici la fin de 2012.

La première phase de Keystone étant achevée à près 90 %, TransCanada s'attend à commencer le remplissage de la canalisation au quatrième trimestre de 2009 et la livraison du pétrole au Midwest américain au premier trimestre de 2010.

Keystone s'efforce présentement d'obtenir les autorisations nécessaires des organismes de réglementation du Canada et des Etats-Unis en vue de la construction et de l'exploitation d'un agrandissement et d'un prolongement du pipeline, ce qui fournira une capacité supplémentaire de 500 000 barils par jour (" b/j ") en provenance de l'Ouest canadien et à destination de la côte du golfe du Mexique en 2012.

L'Office national de l'énergie (" ONE ") a tenu une audience en septembre 2009 afin d'examiner la demande visant le tronçon canadien du projet de prolongement du pipeline Keystone jusqu'à la côte du golfe du Mexique. La décision est attendue au début de 2010. Les permis nécessaires au prolongement du tronçon américain du pipeline devraient être délivrés vers le milieu de 2010 et la construction devrait débuter par la suite, lorsqu'auront été obtenues toutes les approbations réglementaires requises.

Une fois achevé, ce pipeline d'environ 12 milliards de dollars US sera l'un des plus importants réseaux de transport de pétrole en Amérique du Nord, avec une capacité de livraison de 1,1 million b/j en provenance de l'Ouest canadien et à destination des grands marchés de raffinage aux Etats-Unis.

Jusqu'ici, Keystone a obtenu des engagements garantis à long terme pour 910 000 b/j d'une durée moyenne de 18 ans, ce qui représente 83 % de la capacité commerciale inhérente du réseau.

Selon toute attente, le pipeline commencera à produire un BAIIA au premier trimestre de 2010, lorsque débutera l'acheminement du pétrole à Wood River et à Patoka, en Illinois. Le BAIIA devrait s'accroître en 2011 et en 2012, avec l'entrée en exploitation des étapes subséquentes du projet.

Compte tenu des engagements à long terme contractés à l'égard d'un volume de 910 000 b/j, Keystone pourrait être en mesure de dégager un BAIIA de quelque 1,2 milliard de dollars US en 2013, soit dès sa première année complète d'exploitation commerciale au service des marchés du Midwest américain et de la côte du golfe du Mexique aux Etats-Unis.

Si les volumes étaient portés à 1,1 million b/j, Keystone produirait un BAIIA annuel d'approximativement 1,5 milliard de dollars US. Dans l'avenir, la capacité de Keystone pourrait, à des conditions économiques favorables, être portée de 1,1 million b/j à 1,5 million b/j, selon la demande des marchés.

- Le 28 septembre 2009, TransCanada a entamé les travaux visant le tronçon Red Earth, de 160 kilomètres (" km "), tronçon faisant partie du projet d'expansion du couloir centre-nord dont l'achèvement est prévu pour avril 2010. Le tronçon North Star, de 140 km, est terminé et deux motocompresseurs de 13 MW à la station de compression de Meikle River sont entrés en exploitation respectivement le 15 mai et le 21 août 2009.

Le projet d'expansion du couloir centre-nord prévoit la construction d'un gazoduc de 300 km à même le tronçon nord du réseau de l'Alberta. Il fournira la capacité requise pour faire face à l'accroissement des approvisionnements dans le nord-ouest de l'Alberta et le nord-est de la Colombie-Britannique, à l'amoindrissement des stocks de gaz dans le nord-est de l'Alberta et à l'expansion des marchés albertains. Il permettra par ailleurs d'accroître les livraisons de gaz aux pipelines d'interconnexion à la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan.

Le projet d'expansion du couloir centre-nord devrait contribuer à réduire d'environ 50 % la consommation de carburant sur l'ensemble du réseau de l'Alberta, ce qui se traduirait, pour les expéditeurs, par des économies de l'ordre de 50 millions de dollars à 75 millions de dollars par année.

- Les travaux se poursuivent en vue de la réalisation du projet de gazoduc de l'Alaska. L'équipe mixte TransCanada-ExxonMobil mène rondement les travaux d'ingénierie, les travaux de nature technique, commerciale et environnementale et les activités de mobilisation des parties prenantes, en vue de mener à bien un premier appel de soumissions en juillet 2010.

Energie

- Le 30 septembre 2009, l'Office de l'électricité de l'Ontario (" OEO ") a adjugé à TransCanada un contrat d'approvisionnement en énergie propre d'une durée de 20 ans relativement à la construction, la possession et l'exploitation d'une centrale électrique d'une puissance de 900 MW à Oakville, en Ontario. Toutes les modalités du contrat avec l'OEO sont maintenant au point.

TransCanada s'attend à investir près de 1,2 milliard de dollars dans la centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel, dont l'exploitation devrait commencer vers la fin de 2013.

- La mise en service de la première phase du projet éolien Kibby (" Kibby ") a commencé en septembre 2009, et 22 des 44 éoliennes du projet étaient construites et fonctionnelles le 30 octobre 2009. L'aménagement de routes et de fondations pour les 22 éoliennes restantes sera terminé cette année et les machines devraient être installées et en service d'ici la fin du troisième trimestre de 2010. Kibby aura une capacité de production de 132 MW.

- La construction de la centrale électrique de Halton Hills de 683 MW, au coût d'environ 670 millions de dollars, continue de se dérouler dans le respect de l'échéancier et la centrale devrait entrer en service pendant l'été 2010. Toute l'électricité produite par la centrale sera vendue à l'OEO aux termes d'un contrat d'achat d'électricité de 20 ans.

- TransCanada a entrepris, en août 2009, la construction de la centrale électrique de Coolidge de 500 millions de dollars US. Cette installation de 575 MW devrait être en exploitation au deuxième trimestre de 2011. Toute la production d'électricité provenant de cette centrale sera vendue au projet Salt River à Phoenix, en Arizona, aux termes d'un contrat d'achat de 20 ans.

La centrale électrique de pointe, à cycle simple, alimentée au gaz naturel pourra être mobilisée rapidement en période de pointe. Elle fournira en outre une capacité de réserve et aura la possibilité de produire de l'électricité à court préavis, afin de rehausser la fiabilité de l'alimentation en électricité dans la région.

- Un débroussaillage initial du site choisi pour le parc éolien de Gros-Morne de 212 MW, au Québec, a été effectué et les travaux de débroussaillage pour le parc éolien de Montagne-Sèche de 58 MW seront terminés avant la fin de novembre 2009.

Le parc de Montagne-Sèche et la première phase du parc de Gros-Morne devraient être mis en exploitation d'ici 2011, tandis que la deuxième phase de Gros-Morne devrait l'être au plus tard en 2012.

Les deux installations, dont le coût en capital est évalué à environ 340 millions de dollars, sont en fait les quatrième et cinquième parcs éoliens en cours d'aménagement au Québec par Cartier énergie éolienne, qui appartient à 62 % à TransCanada. Lorsque ces deux phases auront été menées à bien, Cartier énergie éolienne aura une capacité de production de 590 MW d'électricité. Toute l'électricité produite par Cartier énergie éolienne est vendue à Hydro-Québec Distribution aux termes d'un contrat d'achat d'électricité de 20 ans.

- Les travaux se poursuivent en vue de la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A et en sont actuellement à l'étape de réassembler les réacteurs. Au 30 septembre 2009, les coûts engagés par Bruce A pour la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 étaient d'environ 3,1 milliards de dollars. TransCanada croit que les travaux pour les réacteurs 1 et 2 sont achevés à près de 75 %, la majeure partie des travaux hautement techniques et à risques élevés étant terminée. Bien que les travaux à venir soient considérables, il s'agit principalement de travaux courants d'aménagement pour les centrales électriques.

Le projet accuse des retards et TransCanada prévoit désormais que le réacteur 2 sera remis en service vers le milieu de 2011, tandis que le réacteur 1 devrait l'être environ quatre mois par la suite. L'incidence de ce retard est atténuée par le prolongement déjà annoncé de la durée d'exploitation du réacteur 3 jusqu'en 2011 et du réacteur 4 jusqu'en 2016. Par ailleurs, la société prévoit que la durée d'exploitation d'autres réacteurs sera prolongée au fur et à mesure que progresseront les travaux d'optimisation des réacteurs. TransCanada continue de collaborer étroitement avec Bruce Power afin de remédier aux questions de productivité et de gestion de projet dans son ensemble et constate que des progrès marqués ont été accomplis à ce titre.

Siège social

- La trésorerie et les équivalents de trésorerie détenus par TransCanada et ses filiales se chiffraient à 2,4 milliards de dollars au 30 septembre 2009.

- Le 30 septembre 2009, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 22 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables, à dividende cumulatif. Le produit de l'émission d'actions privilégiées, soit 550 millions de dollars, devrait servir au financement partiel des projets d'investissement de TransCanada, à diverses fins générales de la société et au remboursement d'emprunts à court terme de TransCanada et des sociétés lui étant affiliées.

- TransCanada est bien placée pour financer ses programmes d'investissement en cours au moyen des flux de trésorerie croissants qu'elle génère en interne, du régime de réinvestissement des dividendes et de l'accès aux marchés financiers dont elle continue de bénéficier. TransCanada continue par ailleurs d'étudier les occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation régulière avec TC PipeLines LP, dans le cadre de son programme d'investissement.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

TransCanada tiendra une téléconférence et une webémission pour discuter de ses résultats financiers du troisième trimestre de 2009. Hal Kvisle, président et chef de la direction de TransCanada, et Greg Lohnes, vice-président directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société, notamment son programme d'investissement de 22 milliards de dollars, avant de répondre aux questions des analystes, des journalistes et des autres intéressés.

Evénement :

Téléconférence et webémission sur les résultats financiers de TransCanada au troisième trimestre de 2009

Date :

Le mercredi 4 novembre 2009

Heure :

9 h, heure normale des Rocheuses ("HNR") / 11 h, heure normale de l'Est ("HNE")

Pour participer :

Pour participer à la téléconférence, prière de composer le 800-769-8320 ou le 416-695-6622 (région de Toronto) au moins 10 minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera également transmise en direct sur le site Web de TransCanada (www.transcanada.com).

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HNE), le 11 novembre 2009; il suffira de composer le 800-408-3053 ou le 416-695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 1281126#. La webémission sera archivée pour retransmission à www.transcanada.com.

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. 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 370 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, en totalité ou en partie, des installations ayant une capacité de production de plus de 11 800 mégawatts d'électricité au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP. Pour un complément d'information, prière de consulter : www.transcanada.com

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", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction des plans et perspectives financiers et opérationnels futurs de TransCanada et de ses filiales. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre, notamment, des énoncés au sujet des perspectives commerciales et de la performance financière anticipées de TransCanada et de ses filiales, des attentes ou des prévisions quant aux événements futurs et des stratégies et objectifs de croissance et d'expansion. 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 ouvre 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 TransCanada, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les paiements de capacité, les processus réglementaires et décisions des organismes de réglementation, 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'ouvre, 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 communiqué ou autrement, et il 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 ordinaire", "bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" ("BAII"), "BAII comparable" 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 pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être mieux à même de comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et de comprendre les données sur le rendement d'exploitation, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Les mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.

Le BAIIA est une mesure approximative des flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts de la société. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement ainsi que des participations sans contrôle. Le BAII est une mesure approximative du bénéfice tiré des activités poursuivies de la société. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice et des participations sans contrôle.

La direction utilise les mesures "résultat comparable", "BAIIA" et "BAII" pour mieux évaluer les tendances dans les activités sous-jacentes de la société. Le résultat comparable, le BAIIA comparable et le BAII comparable comprennent respectivement le bénéfice net, le BAIIA et le BAII ajustés en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. 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, du BAIIA comparable et du BAII comparable, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et ajustements d'impôts sur le bénéfice, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites ainsi que certains ajustements de la juste valeur. Le résultat comparable par action ordinaire est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires 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 troisième trimestre de 2009" figurant dans le présent communiqué.



Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2009

Résultats d'exploitation


Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 253 2 137 6 760 6 287

BAIIA comparable(1) 994 1 066 3 142 3 081

BAII comparable(1) 651 748 2 108 2 138

BAII(1) 665 746 2 102 2 386

Bénéfice net 345 390 993 1 163

Résultat comparable(1) 335 366 997 1 008

Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation(1) 772 711 2 230 2 309
(Augmentation) diminution du
fonds de roulement
d'exploitation (31) 114 362 16
--------------------------------------------
Rentrées nettes provenant
de l'exploitation 741 825 2 592 2 325
--------------------------------------------
--------------------------------------------

Dépenses en immobilizations 1 557 806 3 943 1 899

Acquisitions, déduction faite de
l'encaisse acquise 653 3 054 902 3 058
--------------------------------------------
--------------------------------------------

Données sur les actions ordinaires

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action -
de base 0,50 $ 0,67 $ 1,55 $ 2,07 $

Résultat comparable par
action(1) 0,49 $ 0,63 $ 1,56 $ 1,80 $

Dividendes déclarés par action 0,38 $ 0,36 $ 1,14 $ 1,08 $

Actions ordinaires en circulation
(en millions)
Moyenne de la période 681 579 641 560
Fin de la période 681 580 681 580
--------------------------------------------
--------------------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent communiqué pour un complément d'information sur le BAIIA
comparable, le BAII comparable, le BAII, le résultat comparable, le résultat
comparable par action ordinaire et les fonds provenant de l'exploitation.


TRANSCANADA CORPORATION - TROISIEME TRIMESTRE DE 2009

Rapport trimestriel aux actionnaires

Rapport de gestion

Daté du 3 novembre 2009, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non vérifiés ci-joints de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009. 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 2008 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008. 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. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "société" englobent TransCanada Corporation et ses filiales. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2008 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. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction des plans et perspectives financiers et opérationnels futurs de TransCanada et de ses filiales. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre, notamment, des énoncés au sujet des perspectives commerciales et de la performance financière anticipés de TransCanada et de ses filiales, des attentes ou des prévisions quant aux événements futurs, aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion, des flux de trésorerie, des coûts, des calendriers, des résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que des incidences prévues d'engagements futurs et de passifs éventuels. 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 résultats ou les événements réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en ouvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, le rendement d'exploitation des pipelines et des actifs énergétiques de la société, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les paiements de capacité, les décisions des organismes de réglementation et processus réglementaires, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans le secteur des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, les coûts de la main-d'ouvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés des capitaux, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques, ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord.
De par leur nature, 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 communiqué ou autrement, et il 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 ordinaire", "bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" ("BAII"), "BAII comparable" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures définies prescrites dans les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être mieux à même de comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et de comprendre les données sur le rendement d'exploitation, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Les mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.

Le BAIIA est une mesure approximative des flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts de la société. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement ainsi que des participations sans contrôle. Le BAII est une mesure du bénéfice tiré des activités poursuivies de la société. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice et des participations sans contrôle.

La direction utilise les mesures "résultat comparable", "BAIIA" et "BAII" pour mieux évaluer les tendances dans les activités sous-jacentes de la société. Le résultat comparable, le BAIIA comparable et le BAII comparable comprennent respectivement le bénéfice net, le BAIIA et le BAII ajustés en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. 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, du BAIIA comparable et du BAII comparable, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et ajustements d'impôts sur le bénéfice, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites ainsi que certains 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, du BAIIA comparable, du BAII comparable et du BAII avec le bénéfice net. Le résultat comparable par action ordinaire est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires 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.

Présentation de l'information financière

Le 1er janvier 2009, TransCanada a révisé la présentation de l'information figurant dans les tableaux du présent rapport de gestion afin de mieux refléter la structure opérationnelle et financière de la société. Les sommaires des résultats des secteurs des pipelines et de l'énergie sont présentés géographiquement en séparant les tranches canadienne et américaine de chaque secteur. La société croit que cette nouvelle présentation décrit plus clairement la performance financière de ses entités commerciales. La nouvelle présentation fait état du BAIIA et du BAII puisque la société croit que ces mesures rehaussent la transparence de l'information et fournissent des renseignements plus utiles en ce qui a trait à la performance des actifs individuels de la société. Les informations sectorielles ont été reclassées rétroactivement pour tenir compte de ces modifications. Ces changements n'ont aucunement influé sur le bénéfice net consolidé déclaré.



Résultats d'exploitation consolidés

Rapprochement du résultat comparable, du BAIIA comparable, du BAII
comparable et du BAII avec le bénéfice net

Trimestres
terminés les
30 septembre
(non vérifié)
(en millions
de dollars,
sauf les
montants par Pipelines Energie Siège social Total
action) 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008
--------------------------- ------------- -------------- -------------
--------------------------- ------------- -------------- -------------

BAIIA
compara-
ble(1) 730 723 292 366 (28) (23) 994 1 066
Amortissement (255) (254) (88) (64) - - (343) (318)
BAII compara- ------------- ------------ ------------- ------------
ble(1) 475 469 204 302 (28) (23) 651 748
Poste
particulier :
Ajustement
de la juste
valeur des
stocks et
des contrats
à terme de
gaz naturel - - 14 (2) - - 14 (2)
------------ ------------ -------------- ------------
BAII(1) 475 469 218 300 (28) (23) 665 746
Intérêts ------------ ------------ --------------
débiteurs ------------ ------------ -------------- (216) (213)
Charges
financières
des
coentreprises (17) (18)
Intérêts
créditeurs
et autres
produits 43 22
Impôts sur
les benefices (107) (129)
Participations
sans contrôle (23) (18)
--------------
Bénéfice net 345 390


Postes particuliers (déduction faite des impôts,
le cas échéant :
Ajustement de la juste valeur des stocks et des
contrats à terme de gaz naturel (10) 2
Nouvelle cotisation de l'impôt et ajustements - (26)
--------------
Résultat comparable(1) 335 366
--------------
--------------

Bénéfice net par action ordinaire - de
base et dilué(2) 0,50 $ 0,67 $
--------------
--------------

(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA comparable, le BAII comparable, le BAII, le résultat comparable
et le résultat comparable par action ordinaire.


(2) Trimestres terminés les 30 septembre
(non vérifié) 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action ordinaire 0,50 $ 0,67 $
Postes particuliers (déduction faite des impôts,
le cas échéant
Ajustement de la juste valeur des stocks et des
contrats à terme de gaz naturel (0,01) -
Nouvelle cotisation de l'impôt et ajustements - (0,04)
---------- --------------
Résultat comparable par action ordinaire(1) 0,49 $ 0,63 $
---------- --------------
---------- --------------



Périodes de
neuf mois
terminées
les 30
septembre
(non vérifié)
(en millions
de dollars,
sauf les
montants par Pipelines Energie Siège social Total
action) 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008
--------------------------- ----------- -------------- ------------
--------------------------- ----------- -------------- ------------

BAIIA
comparable
(1) 2 348 2 239 883 913 (89) (71) 3 142 3 081
Amortissement (773) (765) (261) (178) - - (1 034) (943)
----------------------------------------------------------------------------
BAII
comparable
(1) 1 575 1 474 622 735 (89) (71) 2 108 2 138
Postes
particuliers :
Ajustement
de la
juste
valeur des
stocks et
des
contrats à
terme de
gaz naturel - - (6) (7) - - (6) (7)
Règlements
dans le
cadre de la
faillite de
Calpine - 279 - - - - - 279
Règlement à
l'issue de
l'action en
justice de
GTN - 17 - - - - - 17
Radiation
des coûts
liés au
projet de
GNL de
Broadwater - - - (41) - - - (41)
------------- ----------- ---------------- ----------------
BAII(1) 1 575 1 770 616 687 (89) (71) 2 102 2 386
Intérêts ------------- ----------- ----------------
débiteurs ------------- ----------- ---------------- (770) (617)
Charges
financières
des
coentreprises (47) (51)
Intérêts
créditeurs
et autres
produits 99 58
Impôts sur
les benefices (320) (507)
Participations
sans contrôle (71) (106)
Bénéfice net 993 1 163

Postes particuliers (déduction faite des impôts,
le cas échéant) :
Ajustement de la juste valeur des stocks et des
contrats à terme de gaz naturel 4 6
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
Nouvelle cotisation de l'impôt et ajustements - (26)
-------------
Résultat comparable(1) 997 1 008
-------------
-------------


Bénéfice net par action ordinaire - de base et dilué(2) 1,55 $ 2,07 $
-------------
-------------

(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable, le BAII comparable, le BAII, le résultat
comparable et le résultat comparable par action ordinaire.

(2) Périodes de neuf mois terminées les 30 septembre
(non vérifié) 2009 2008
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action ordinaire 1,55 $ 2,07 $
Postes particuliers (déduction faite des impôts,
le cas échéant) :
Ajustement de la juste valeur des stocks et des
contrats à terme de gaz naturel 0,01 0,01
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
Nouvelle cotisation de l'impôt et ajustements - (0,04)
-------------
Résultat comparable par action ordinaire(1) 1,56 $ 1,80 $
-------------
-------------


Au troisième trimestre de 2009, le bénéfice net de TransCanada s'est chiffré à 345 millions de dollars (0,50 $ par action ordinaire), comparativement à 390 millions de dollars (0,67 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2008. Cette diminution de 45 millions de dollars du bénéfice net s'explique par les facteurs énoncés ci-après :

- la progression du BAII du secteur des pipelines, qui s'explique surtout par l'accroissement du résultat du réseau de l'Alberta à la suite d'un règlement approuvé en décembre 2008, de l'incidence positive d'u dollar américain plus fort sur le pipelines aux Etats-Unis et des plus grandes économies au titre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration du réseau principal au Canada;

- le recul du BAII du secteur de l'énergie en raison surtout de la baisse des prix de l'électricité aux installations énergétiques de l'Ouest et de la réduction des volumes des installations énergétiques de l'Ouest, des installations en Nouvelle-Angleterre et de Bruce Power; ces diminutions ont été en partie annulées par l'accroissement de 16 millions de dollars, d'un exercice à l'autre, de l'ajustement de la juste valeur avant les impôts des stocks et des contrats à terme de gaz naturel ainsi que par le relèvement du résultat découlant de l'acquisition de Ravenswood et par la mise en service du Portlands Energy Centre et du parc éolien de Carleton; le BAII du secteur de l'énergie tient compte également de l'apport supérieur de l'entreprise de stockage de gaz naturel grâce au relèvement des produits tirés du stockage de tiers;

- l'augmentation des intérêts créditeurs et autres produits par suite des gains accrus sous l'impulsion des variations de la juste valeur des instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change ainsi que l'incidence positive du raffermisement du dollar américain;

- la charge fiscale moins élevée, surtout parce que le résultat a diminué, les différences entre les taux d'imposition ont été plus marquées et d'autres ajustements favorables d'impôts ont eu lieu.

Le bénéfice par action ordinaire du troisième trimestre de 2009 a été érodé par la hausse de 18 % du nombre moyen d'actions ordinaires en circulation à la suite de l'émission par la société de 58,4 millions d'actions ordinaires et de 35,1 millions d'actions ordinaires respectivement au deuxième trimestre de 2009 et au quatrième trimestre de 2008.

Le résultat comparable du troisième trimestre de 2009 s'est établi à 335 millions de dollars (0,49 $ par action ordinaire), comparativement à 366 millions de dollars (0,63 $ par action ordinaire) pour la même période en 2008. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2009 et de 2008 ne tient pas compte des gains non réalisés nets de respectivement 10 millions de dollars après les impôts (14 millions de dollars avant les impôts) et pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars après les impôts (2 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. Le résultat comparable en 2008 excluait de plus des ajustements d'impôts sur les bénéfices positifs de 26 millions de dollars.

Sur une base consolidée, l'incidence d'un dollar américain plus vigoureux pour le BAII des installations des secteurs des pipelines et de l'énergie qui se trouvent en sol américain est annulée en grande partie par l'incidence sur les intérêts débiteurs en dollars américains et sur les autres postes de l'état des résultats. Le risque net qui en découle est néanmoins géré au moyen d'instruments dérivés, ce qui réduit par le fait même l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change. Le taux de change moyen du dollar américain pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 était respectivement de 1,10 et de 1,17 (1,04 et 1,02 pour les périodes correspondantes de 2008).

Pour les neuf premiers mois de 2009, le bénéfice net de TransCanada s'est chiffré à 993 millions de dollars (1,55 $ par action ordinaire), comparativement à 1,2 milliard de dollars (2,07 $ par action ordinaire) pour la même période en 2008. Le recul de 170 millions de dollars du bénéfice net s'explique par les facteurs énoncés ci-après :

- le BAII réduit du secteur des pipelines, en raison avant tout des gains de 152 millions de dollars après les impôts (279 millions de dollars avant les impôts) sur la vente des actions reçues de GTN et de Portland dans le cadre des règlements à la suite de la faillite de Calpine et du produit de 10 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) reçu au premier trimestre de 2008 en règlement d'une action en justice mettant en cause GTN; les répercussions sur le secteur des pipelines ont été partiellement atténuées par l'incidence positive d'un dollar américain plus vigoureux en 2009 sur les installations du secteur des pipelines qui se trouvent en sol américain;

- le BAII inférieur du secteur de l'énergie, compte tenu surtout du recul des prix de l'électricité aux installations énergétiques de l'Ouest et de l'érosion des volumes des installations énergétiques de l'Ouest et des installations en Nouvelle-Angleterre; ces réductions ont été en partie annulées par l'accroissement des prix réalisés par Bruce Power, par l'augmentation du résultat à la suite de la mise en service du Portlands Energy Centre et du parc éolien de Carleton ainsi que par l'incidence favorable du raffermissement du dollar américain sur les installations de ce secteur aux Etats-Unis; le BAII tient compte également de la radiation de coûts de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) qui avaient été capitalisés au titre du projet de gaz naturel liquéfié ("GNL") de Broadwater au premier trimestre de 2008;

- les pertes accrues du BAII du secteur du siège social découlant de l'augmentation des coûts des services de soutien en raison de l'accroissement des actifs;

- l'augmentation des intérêts débiteurs compte tenu de l'émission de titres d'emprunt en 2008 et au premier trimestre de 2009 et de l'incidence négative du raffermissement du dollar américain, contrebalancée en partie par la hausse des intérêts capitalisés liés à Keystone et d'autres projets d'investissement;

- l'augmentation des intérêts créditeurs et autres produits par suite des gains accrus découlant des variations de la juste valeur des instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change et de l'impulsion positive du raffermissement du dollar américain;

- la réduction de la charge fiscale dans le contexte d'un résultat inférieur et de différences plus accentuées entre les taux d'imposition en 2009;
- la diminution des participations sans contrôle en raison de la part revenant à Portland des règlements touchés dans le cadre de la faillite de Calpine constatée en 2008.

Pour les neuf premiers mois de 2009, le bénéfice par action ordinaire a été davantage réduit par le nombre moyen supérieur d'actions ordinaires en circulation à la suite de l'émission d'actions ordinaires de la société au deuxième trimestre de 2009 et au quatrième trimestre de 2008.

Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2009 s'est établi à 997 millions de dollars (1,56 $ par action ordinaire), comparativement à 1,0 milliard de dollars (1,80 $ par action ordinaire) pour la même période en 2008. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2009 et de 2008 ne tenait pas compte des pertes non réalisées nettes de respectivement 4 millions de dollars après les impôts (6 millions de dollars avant les impôts) et de 6 millions de dollars après les impôts (7 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, le résultat comparable des neuf premiers mois de 2008 excluait le gain de 152 millions de dollars après les impôts touché en règlement de la faillite de Calpine, le gain de 10 millions de dollars après les impôts reçu en règlement d'une action en justice mettant en cause GTN, la radiation de coûts de 27 millions de dollars après les impôts au titre du projet de GNL de Broadwater et les ajustements favorables d'impôts sur les bénéfices de 26 millions de dollars.

Les résultats de chaque secteur pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 sont présentés sous les rubriques "Pipelines", "Energie" et "Siège social" du présent rapport de gestion.

Pipelines

Le secteur des pipelines a produit un BAII comparable de 475 millions de dollars et de 1,6 milliard de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, comparativement à 469 millions de dollars et à 1,5 milliard de dollars pour les périodes correspondantes de 2008.

Le BAII comparable des neuf premiers mois de 2008 ne tenait pas compte des gains de 279 millions de dollars réalisés par GTN et par Portland en règlement de la faillite de Calpine ni du gain de 17 millions de dollars reçu en règlement à l'issue de la poursuite par GTN d'un fournisseur de logiciel.



Résultats du secteur des pipelines

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
Pipelines au Canada
Réseau principal au Canada 279 268 851 841
Réseau de l'Alberta 190 182 535 540
Foothills 32 33 100 102
Autres (TQM, Ventures LP) 13 13 44 39
------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable des pipelines
au Canada(1) 514 496 1 530 1 522
------- --------- ---------- -----------

Pipelines aux Etats-Unis
ANR 57 74 263 248
GTN(2) 42 48 152 146
Great Lakes 31 28 108 93
Iroquois 18 15 62 42
PipeLines LP(3) 24 13 64 47
Portland(4) 2 4 18 18
International (Tamazunchale,
TransGas, INNERGY/Gas Pacifico) 18 10 46 32
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien(5) (11) (4) (17) (14)
Participations sans contrôle(6) 45 40 148 133
------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable des pipelines aux
Etats-Unis(1) 226 228 844 745
------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires(1) (10) (1) (26) (28)

BAIIA comparable du secteur des
pipelines(1) 730 723 2 348 2 239
Amortissement (255) (254) (773) (765)
------- --------- ---------- -----------
BAII comparable du secteur des
pipelines(1) 475 469 1 575 1 474
Postes particuliers :
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine(7) - - - 279
Règlement à l'issue de l'action
en justice de GTN - - - 17
------- --------- ---------- -----------
BAII du secteur des pipelines(1) 475 469 1 575 1 770
------- --------- ---------- -----------
------- --------- ---------- -----------

(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable, le BAII comparable et le BAII.
(2) Les résultats de GTN tiennent compte de North Baja jusqu'au 30 juin
2009.
(3) Le 1er juillet 2009, la participation de TransCanada dans PipeLines LP
a été portée à 42,6 %. Par conséquent, les résultats de PipeLines LP
comprennent la participation supplémentaire de 10,5 % de TransCanada
dans PipeLines LP, et la participation effective de TransCanada dans
North Baja est de 42,6 % depuis le 1er juillet 2009.
(4) Les résultats de Portland tiennent compte de la participation de 61,7 %
de TransCanada.
(5) Représentent certains coûts liés au soutien des pipelines de la société
au Canada et aux Etats-Unis.
(6) Les participations sans contrôle tiennent compte des montants relatifs
à PipeLines LP et à Portland dont TransCanada n'est pas redevable.
(7) A la suite des règlements dans le cadre de la faillite de Calpine, GTN
et Portland ont reçu des actions de Calpine dont la valeur initiale
était respectivement de 154 millions de dollars et de 103 millions de
dollars. Ces actions ont par la suite été vendues pour un gain
supplémentaire de 22 millions de dollars.


Bénéfice net des pipelines détenus en propriété exclusive au Canada


Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
---------------------------------------- --------- ---------- -----------

Réseau principal au Canada 68 66 201 204
Réseau de l'Alberta 44 32 123 97
Foothills 6 6 18 19
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
---------------------------------------- --------- ---------- -----------


Pipelines au Canada

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, le bénéfice net du réseau principal au Canada a, respectivement, progressé de 2 millions de dollars et régressé de 3 millions de dollars pour se situer à 68 millions de dollars et 201 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes respectives en 2008. Le bénéfice net du troisième trimestre de 2009 reflète les économies réalisées au chapitre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration, partiellement neutralisées par la diminution de la base tarifaire moyenne et la baisse du taux de rendement des capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires, déterminé par l'Office national de l'énergie ("ONE"), qui est passé de 8,71 % en 2008 à 8,57 % en 2009. Le bénéfice net de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 a été moins élevé puisque les économies réalisées au chapitre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration ont été plus qu'annulées par le recul de la base tarifaire moyenne et du taux de rendement des capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, le BAIIA du réseau principal au Canada s'est établi à respectivement 279 millions de dollars et 851 millions de dollars, soit 11 millions de dollars et 10 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour les périodes correspondantes respectives en 2008. Cette progression est principalement attribuable à l'augmentation des produits à la suite du recouvrement de montants supérieurs au titre de l'amortissement et des impôts sur le bénéfice approuvés dans les droits de 2009 et aux plus grandes économies au titre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration. La hausse des produits est en partie annulée par le rendement général inférieur de la base tarifaire moyenne réduite.

Le bénéfice net du réseau de l'Alberta s'est chiffré à 44 millions de dollars au troisième trimestre de 2009 et à 123 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2009, comparativement à 32 millions de dollars et à 97 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2008. Le résultat en 2009 reflète l'effet du règlement pour 2008-2009 approuvé par l'Alberta Utilities Commission ("AUC") en décembre 2008 et l'incidence de l'augmentation de la base tarifaire moyenne par rapport à 2008 en raison de l'expansion du réseau de l'Albera pour répondre aux besoins des clients.

Le réseau de l'Alberta a produit un BAIIA de 190 millions de dollars au troisième trimestre de 2009 et de 535 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2009, comparativement à 182 millions de dollars et à 540 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2008. Le BAIIA du troisième trimestre tient compte des augmentations découlant des produits et du résultat plus élevés du fait du règlement à la suite du recouvrement de charges financières supérieures. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, ces augmentations ont été plus que contrées par le recul des produits découlant du recouvrement de montants inférieurs au titre de l'amortissement et des impôts sur le bénéfice approuvés dans le règlement.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, le BAIIA des autres pipelines au Canada s'est chiffré respectivement à 13 millions de dollars et à 44 millions de dollars, alors qu'il avait été de 13 millions de dollars et de 39 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2008. La hausse constatée pour la période de neuf mois provient avant tout de la décision rendue par l'ONE en février 2009 relativement au coût du capital de TQM pour 2007 et 2008.

Pipelines aux Etats-Unis

Le BAIIA d'ANR s'est chiffré, respectivement, à 57 millions de dollars et à 263 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, comparativement à 74 millions de dollars et à 248 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2008. Le recul du BAIIA au troisième trimestre de 2009 s'explique surtout par la baisse des produits du fait de l'utilisation réduite, de la diminution des ventes de gaz naturel et de condensats connexes et de l'augmentation des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration, annulé en partie par l'incidence favorable du raffermissement du dollar américain. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, la hausse du BAIIA s'explique avant tout par l'incidence favorable du raffermissement du dollar américain et de l'accroissement des produits, contrée en partie par le recul des ventes de gaz naturel et de condensats connexes et la progression des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration.

Le BAIIA de GTN a régressé de 6 millions de dollars pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 contre la même période en 2008, et ce, principalement en raison de la vente de North Baja à PipeLines LP le 1er juillet 2009. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, le BAIIA de GTN s'est accru de 6 millions de dollars comparativement à la période correspondante de 2008, compte tenu avant tout de l'incidence favorable du raffermissement du dollar américain, hausse amenuisée par la vente de North Baja en 2009.

Le BAIIA pour le reste des pipelines aux Etats-Unis, à respectivement 127 millions de dollars et 429 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, se compare à 106 millions de dollars et à 351 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2008. L'augmentation est essentiellement attribuable à l'incidence positive du raffermissement du dollar américain en 2009, à l'accroissement des produits de Gas Pacifico découlant d'une nouvelle entente de transport, à la hausse de la participation de TransCanada dans PipeLines LP et à l'acquisition de North Baja par PipeLines LP, atténuée en partie par les charges engagées pour la restructuration des opérations pipelinières aux Etats-Unis. L'augmentation pour la période de neuf mois visée comprenait également les produits à court terme générés par Iroquois.



Données sur l'exploitation

Périodes
de neuf
mois
terminées
les 30 Réseau
septembre principal Réseau Réseau de
(non au Canada(1) l'Alberta(2) Foothills ANR(3) GTN(3)
vérifié) 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008
----------------------- ------------ --------- ----------- -----------
Base
tarifaire
moyenne
(en
millions
de
dollars) 6 549 7 065 4 724 4 322 711 755 s.o. s.o. s.o. s.o.
Volumes
livrés
(en Gpi3)
Total 1 561 1 635 2 652 2 833 901 955 1 199 1 219 578 595
Moyenne
quoti-
dienne 5,7 6,0 9,7 10,3 3,3 3,5 4,4 4,5 2,1 2,2
----------------------- ------------ --------- ----------- -----------

(1) Les volumes de livraison du réseau principal au Canada en 2009 et en
2008 tiennent compte des livraisons effectuées aux marchés intérieurs
et à l'exportation. Les volumes de livraison antérieurs au troisième
trimestre de 2009 tiennent compte des livraisons contractuelles,
cependant, les habitudes contractuelles des clients ont évolué au cours
des dernières années de sorte que les livraisons effectuées permettent
de mieux mesurer l'utilisation du système. Pour la période de neuf mois
terminée le 30 septembre 2009, les réceptions du réseau principal au
Canada en provenance de la frontière albertaine et de la Saskatchewan
ont totalisé 1 234 milliards de pieds cubes ("Gpi3") (1 460 Gpi3 en
2008) pour une moyenne quotidienne de 4,5 Gpi3 (5,3 Gpi3 en 2008).
(2) Les volumes reçus sur place pour le réseau de l'Alberta se sont chiffrés
à 2 734 Gpi3 pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009
(2 908 Gpi3 en 2008) pour une moyenne quotidienne de 10,0 Gpi3
(10,6 Gpi3 en 2008).
(3) La base tarifaire moyenne n'influe pas sur les résultats d'ANR et du
réseau de GTN puisque ces réseaux sont exploités conformément à des
modèles à tarification fixe approuvés par la Federal Energy Regulatory
Commission des Etats-Unis.


Coûts de projet capitalizes

Au 30 septembre 2009, les autres actifs comprenaient des montants de 212 millions de dollars relativement aux coûts capitalisés pour le projet d'expansion du réseau d'oléoducs Keystone jusqu'à la côte du golfe du Mexique.

Au 30 septembre 2009, TransCanada avait consenti des avances de 142 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group ("APG") 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 l'obtention des approbations réglementaires et l'appui d'un cadre fiscal acceptable par le gouvernement du Canada. Le calendrier de réalisation du projet demeure toutefois incertain. Les discussions entre le groupe faisant partie de la coentreprise et le gouvernement du Canada se poursuivent. Advenant que les parties à la coentreprise ne parviennent pas à conclure un accord avec le gouvernement au sujet d'un cadre fiscal acceptable, elles devront déterminer les prochaines étapes qui s'imposent pour ce projet. Pour TransCanada, cette situation pourrait entraîner la réévaluation de la valeur comptable des montants avancés à l'APG.

Energie

Le BAII comparable du secteur de l'énergie au troisième trimestre de 2009, à 204 millions de dollars, se compare aux 302 millions de dollars inscrits au troisième trimestre de 2008. Il ne tient pas compte de gains non réalisés nets de 14 millions de dollars ni de pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars inscrits respectivement au troisième trimestre de 2009 et 2008 et 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 BAII comparable du secteur de l'énergie pour les neuf premiers mois de 2009 s'est élevé à 622 millions de dollars, comparativement à 735 millions de dollars pour la période de neuf mois correspondante de 2008. Il ne tient pas compte de pertes non réalisées nettes de respectivement 6 millions de dollars et 7 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2009 et de 2008 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. De plus, le BAII comparable en 2008 excluait la radiation de coûts de 41 millions de dollars qui avaient été capitalisés au titre du projet de GNL de Broadwater.

Résultats du secteur de l'énergie



Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
---------------------------------------- --------- ---------- -----------

Installations énergétiques
au Canada
Installations énergétiques de
l'Ouest 66 145 218 382
Installations énergétiques de
l'Est 52 35 164 104
Bruce Power 81 102 282 205
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (9) (12) (28) (28)
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable des
installations énergétiques au
Canada(1) 190 270 636 663
-------- --------- ---------- -----------
Installations énergétiques aux
Etats-Unis(2)
Installations énergétiques du
Nord-Est 80 85 198 209
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (12) (9) (35) (28)
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(1) 68 76 163 181
-------- --------- ---------- -----------
Stockage de gaz naturel
Installations de stockage en
Alberta 47 35 122 114
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (2) (4) (7) (10)
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable des installations
de stockage de gaz naturel(1) 45 31 115 104
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires(1) (11) (11) (31) (35)
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable du secteur de
l'énergie(1) 292 366 883 913
Amortissement (88) (64) (261) (178)
-------- --------- ---------- -----------
BAII comparable du secteur de
l'énergie(1) 204 302 622 735
Postes particuliers :
Ajustements de la juste valeur
des stocks et des contrats à
terme de gaz naturel 14 (2) (6) (7)
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - - (41)
-------- --------- ---------- -----------
BAII du secteur de l'énergie(1) 218 300 616 687
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------

(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable, le BAII comparable et le BAII.
(2) Comprend Ravenswood depuis août 2008.


BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est du
Canada(1)(2)
Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
---------------------------------------- --------- ---------- -----------

Produits
Installations énergétiques
de l'Ouest 196 264 585 842
Installations énergétiques
de l'Est 69 48 209 148
Autres(3) 32 56 122 108
-------- --------- ---------- -----------
297 368 916 1 098
-------- --------- ---------- -----------
Achats de produits de base
revendus
Installations énergétiques
de l'Ouest (120) (114) (327) (380)
Installations énergétiques
de l'Est - - - (2)
Autres(4) (17) (13) (80) (47)
-------- --------- ---------- -----------
(137) (127) (407) (429)
-------- --------- ---------- -----------

Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (42) (60) (129) (183)
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (9) (12) (28) (28)
Autres (charges) produits - (1) 2 -
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable(2) 109 168 354 458
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------

(1) Comprend la centrale de Portlands Energy et le parc éolien de Carleton
depuis respectivement avril 2009 et novembre 2008.
(2) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA.
(3) Comprend les ventes de gaz naturel, de soufre et de noir de carbone
thermique.
(4) Comprend le coût du gaz naturel vendu.



Données sur l'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest et de
l'Est du Canada(1)
Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- -----------
---------------------------------------- --------- ---------- -----------

Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite
Installations énergétiques
de l'Ouest 541 598 1 718 1 733
Installations énergétiques
de l'Est 305 225 1 081 737
Achats
CAE de Sundance A et B et de
Sheerness 2 560 2 949 7 725 9 143
Autres achats 113 252 420 789
-------- --------- ---------- -----------
3 519 4 024 10 944 12 402
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------
Ventes
Electricité vendue à contrat
Installations énergétiques
de l'Ouest 2 514 2 686 7 164 8 579
Installations énergétiques
de l'Est 307 297 1 117 899
Electricité vendue au comptant
Installations énergétiques
de l'Ouest 698 1 041 2 663 2 924
-------- --------- ---------- -----------
3 519 4 024 10 944 12 402
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------

Capacité disponible des centrales
Installations énergétiques
de l'Ouest(2) 90 % 92 % 92 % 87 %
Installations énergétiques
de l'Est 97 % 98 % 97 % 97 %
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------

(1) Comprend la centrale de Portlands Energy et le parc éolien de Carleton
depuis respectivement avril 2009 et novembre 2008.
(2) Exclut les installations qui fournissent de l'électricité à TransCanada
aux termes de CAE.


Au troisième trimestre de 2009, le BAIIA des installations énergétiques de l'Ouest a été de 66 millions de dollars, soit 79 millions de dollars de moins que les 145 millions de dollars inscrits au troisième trimestre de 2008. Cette baisse provient surtout de la diminution du résultat enregistré par le portefeuille d'installations énergétiques en Alberta compte tenu du fléchissement des prix de l'électricité réalisés dans leur ensemble sur les moindres volumes d'électricité vendus. En outre, le BAIIA des installations énergétiques de l'Ouest au troisième trimestre de 2008 comprenait un montant de 17 millions de dollars se rapportant aux ventes de soufre.

Entre la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 et celle terminée le 30 septembre 2009, le BAIIA des installations énergétiques de l'Ouest a reculé de 164 millions de dollars passant de 382 millions de dollars à 218 millions de dollars, principalement en raison des prix de l'électricité inférieurs réalisés dans leur ensemble sur les moindres volumes d'électricité vendus, mais cette baisse a été annulée en partie par la diminution des coûts par mégawatt-heure ("MWh") aux termes des conventions d'achat d'électricité ("CAE"). En outre, le BAIIA des installations énergétiques de l'Ouest pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 comprenait un montant de 17 millions de dollars se rapportant aux ventes de soufre.

Le fléchissement des prix réalisés dans leur ensemble ainsi que la baisse des volumes des ventes ont donné lieu au recul de 68 millions de dollars et de 257 millions de dollars des produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Ouest pour respectivement le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 par rapport aux périodes correspondantes de 2008. Les moindres volumes des ventes s'expliquent par la réduction du taux de répartition aux termes des CAE de l'Alberta pendant les périodes de contraction de la demande.

Les installations énergétiques de l'Est ont affiché un BAIIA de 52 millions de dollars et de 164 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, soit une hausse de respectivement 17 millions de dollars et 60 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes en 2008. Ces accroissements proviennent avant tout du résultat supplémentaire du Portlands Energy Centre et du parc éolien de Carleton de Cartier énergie éolienne qui sont entrés en service respectivement en avril 2009 et en novembre 2008, ainsi que de l'accroissement des produits tirés de contrats de la centrale de Bécancour.

Les produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Est, se sont accrus de 21 millions de dollars et de 61 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, en raison avant tout des revenus supplémentaires générés par la centrale Portlands Energy et le parc éolien de Carleton.

Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, les autres produits et les autres achats de produits de base revendus de respectivement 122 millions de dollars et 80 millions de dollars se sont accrus comparativement aux chiffres de la même période en 2008 puisque la quantité de gaz naturel revendu par les installations de l'Est a augmenté au premier trimestre de 2009.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont respectivement établis à 42 millions de dollars et à 129 millions de dollars, montants inférieurs à ceux des périodes correspondantes de 2008 qui s'expliquent avant tout par le recul des prix du gaz naturel aux installations énergétiques de l'Ouest.

Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction des portefeuilles. Une partie de leurs approvisionnements est destinée à la vente sur le marché au comptant pour des raisons d'exploitation, et la quantité des volumes d'approvisionnements ultérieurement vendus sur le marché au comptant dépend de leur capacité de conclure des opérations de vente sur les marchés à terme selon des modalités contractuelles acceptables. Cette méthode de gestion des portefeuilles permet aux installations énergétiques de l'Ouest de réduire au minimum leurs coûts advenant qu'elles soient obligées d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de leurs engagements de vente contractuels. Environ 78 % des volumes des ventes d'électricité des installations de l'Ouest ont été vendus aux termes de contrats au troisième trimestre de 2009, comparativement à 72 % au troisième trimestre de 2008. 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 septembre 2009, des contrats à prix fixe pour la vente d'environ 3 200 gigawatts-heure ("GWh") d'électricité pour le reste de 2009 et 9 200 GWh d'électricité en 2010.

Les installations énergétiques de l'Est concentrent leurs activités sur la vente d'électricité au moyen de contrats à long terme. Par conséquent, la totalité des volumes de l'électricité vendue par les installations énergétiques de l'Est l'a été aux termes de contrats au troisième trimestre de 2009 et de 2008 et la production devrait continuer d'être vendue entièrement aux termes de contrats pour le reste de 2009 et en 2010.



Résultats de Bruce Power

(Quote-part de TransCanada)

Périodes de neuf mois
(non vérifié) Trimestres terminés terminées
(en millions de dollars, les 30 septembre les 30 septembre
à moins d'indication contraire) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits(1)(2) 224 227 685 603

Charges d'exploitation(2) (143) (125) (403) (398)

-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable(3) 81 102 282 205
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------

BAIIA comparable de Bruce A(3) (11) 22 77 79
BAIIA comparable de Bruce B(3) 92 80 205 126
-------- --------- ---------- -----------
BAIIA comparable(3) 81 102 282 205
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------
Bruce Power - Données
complémentaires
Capacité disponible des
centrales
Bruce A 71 % 85 % 89 % 88 %
Bruce B 97 % 94 % 90 % 82 %
Capacité cumulée de Bruce Power 89 % 92 % 90 % 85 %
Jours d'arrêts d'exploitation
prévus
Bruce A 46 12 46 45
Bruce B - - 45 100
Jours d'arrêts d'exploitation
imprévus
Bruce A 3 8 8 10
Bruce B 3 12 44 60
Volume des ventes (en GWh)
Bruce A 1 099 1 356 4 157 4 182
Bruce B 1 950 2 153 5 751 5 581
-------- --------- ---------- -----------
3 049 3 509 9 908 9 763
-------- --------- ---------- -----------
Résultats par MWh
Produits de Bruce A 64 $ 63 $ 64 $ 62 $
Produits de Bruce B 66 $ 59 $ 64 $ 57 $
Produits cumulés de Bruce Power 66 $ 60 $ 64 $ 59 $
Pourcentage de la production de
Bruce B vendue sur le marché au
comptant 49 % 33 % 42 % 37 %
-------- --------- ---------- -----------
-------- --------- ---------- -----------

(1) Les produits comprennent les recouvrements de coûts de combustible de
Bruce A de 7 millions de dollars et de 28 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2009 (5 millions de dollars et 32 millions de dollars pour
les périodes respectives en 2008). Ils comprennent également des gains
de 2 millions de dollars et de 4 millions de dollars attribuables à des
variations de la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins
de transaction pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2009 (gain de 5 millions de dollars et perte de 1 million
de dollars pour les périodes respectives en 2008).
(2) Comprend des ajustements visant à éliminer les incidences des operations
intersociétés entre Bruce A et Bruce B.
(3) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA.


La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce Power a diminué de 21 millions de dollars pour s'établir à 81 millions de dollars au troisième trimestre de 2009, par rapport à la période correspondante de 2008, baisse principalement attribuable aux frais d'exploitation supérieurs ainsi qu'à la production réduite puisque les jours d'arrêt d'exploitation ont été plus nombreux.

La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce A a reculé de 33 millions de dollars pour afficher une perte de 11 millions de dollars au troisième trimestre de 2009 comparativement au bénéfice de 22 millions de dollars inscrit au troisième trimestre de 2008, baisse qui s'explique par l'amoindrissement des volumes et l'augmentation des frais d'exploitation puisque deux arrêts d'exploitation ont été reportés de mars 2009 à septembre 2009, ce qui a fait augmenter les jours d'arrêt d'exploitation. La capacité disponible de Bruce A au troisième trimestre de 2009 s'est établie à 71 % en raison de 49 jours d'arrêt d'exploitation comparativement à une capacité disponible de 85 % et à 20 jours d'arrêts d'exploitation pendant la même période en 2008.

Par rapport à la période correspondante de 2008, la quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce B a augmenté de 12 millions de dollars pour s'établir à 92 millions de dollars au troisième trimestre de 2009, augmentation s'expliquant surtout par les prix supérieurs réalisés compte tenu des paiements reçus aux termes du mécanisme de prix plancher prévu au contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario ("OEO").

En 2008, Bruce B n'avait constaté dans les produits aucun des paiements de soutien aux termes du mécanisme de prix plancher puisque le prix moyen annuel sur le marché au comptant était supérieur au prix plancher moyen. Les montants reçus au cours d'une année conformément au mécanisme de prix plancher doivent être remboursés si les prix sur le marché au comptant pour le reste de l'année visée sont supérieurs au prix plancher. TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de 2009 et, par conséquent, aucun montant constaté dans les produits pour les neuf premiers mois de 2009 ne devrait être remboursable.

Par rapport à la période correspondante de 2008, la quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce Power a progressé de 77 millions de dollars pour se chiffrer à 282 millions de dollars pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 en raison des prix supérieurs réalisés compte tenu de la constatation des paiements reçus aux termes du mécanisme de prix plancher ainsi que de la production plus élevée, des paiements au titre de la production réputée au troisième trimestre de 2009 et de la baisse des frais d'exploitation par MWh puisque les jours d'arrêt d'exploitation n'ont pas été aussi nombreux.

La quote-part revenant à TransCanada de l'électricité produite par Bruce Power pendant le troisième trimestre de 2009 a diminué pour s'établir à 3 049 GWh alors qu'elle avait été de 3 509 GWh au troisième trimestre de 2008. Cependant, Bruce Power a touché des paiements au titre de la production réputée aux prix contractuels de l'OEO pour les périodes de production de base excédentaire lorsque la production des réacteurs a été réduite en raison des compressions de production exigées par la Société indépendante d'exploitation du réseau d'électricité. Si l'on tient compte de la production réputée, la capacité disponible moyenne cumulée des réacteurs de Bruce Power a été de 89 % au troisième trimestre de 2009, comparativement à 92 % au troisième trimestre de 2008. Un arrêt d'exploitation à des fins d'entretien d'environ six semaines du réacteur 4 de Bruce A et d'environ un mois du réacteur 3 de Bruce A ont été reportés de mars 2009 à septembre 2009. A l'heure actuelle, les prévisions laissent entrevoir que le pourcentage de capacité disponible dans son ensemble en 2009 sera supérieur à 85 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et légèrement supérieure à 90 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A.

Aux termes d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production de Bruce A du troisième trimestre de 2009 a été vendue au prix fixe de 64,45 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 63,00 $ le MWh au troisième trimestre de 2008. Toute la production des réacteurs 5 à 8 de Bruce B a fait l'objet d'un prix plancher de 48,76 $ le MWh au troisième trimestre de 2009 et de 47,66 $ le MWh au troisième trimestre de 2008. Les prix contractuels de Bruce A et de Bruce B sont ajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation.

Au 30 septembre 2009, Bruce B avait vendu à terme environ 1 000 GWh et 2 700 GWh, représentant la quote-part de TransCanada respectivement pour le reste de 2009 et pour 2010. Pour réduire le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, Bruce B a conclu la plupart de ces contrats de vente à prix fixe entre 2006 et 2008 lorsque le prix du marché au comptant était supérieur au prix plancher. Aux termes de ces "contrats différentiels", Bruce B reçoit l'écart entre le prix contractuel et le prix du marché au comptant sur la production vendue à terme à contrat. Par conséquent, le prix réalisé par Bruce B pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, soit respectivement 66 $ le MWh et 64 $ le MWh, tient compte des produits constatés conformément au mécanisme de prix plancher et aux ventes contractuelles, comparativement aux prix de 59 $ le MWh et de 57 $ le MWh pour les périodes correspondantes de 2008, pendant lesquelles aucuns produits n'avaient été constatés conformément au mécanisme de prix plancher.

Au 30 septembre 2009, Bruce A avait engagé des coûts d'environ 3,1 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.



BAIIA comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)(2)

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits
Electricité 374 263 1 035 704
Autres(3)(4) 114 81 364 258
----------------------------------------------------------------------------
488 344 1 399 962
----------------------------------------------------------------------------

Achats de produits de base
revendus
Electricité (147) (121) (419) (360)
Autres(5) (84) (77) (271) (239)
----------------------------------------------------------------------------
(231) (198) (690) (599)
----------------------------------------------------------------------------
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts(4) (177) (61) (511) (154)
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (12) (9) (35) (28)
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable(2) 68 76 163 181
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend Ravenswood depuis le 26 août 2008.
(2) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA.
(3) Comprend les ventes de gaz naturel.
(4) Comprend les activités liées à l'exploitation, par TransCanada,
de la centrale de production de vapeur de Ravenswood pour le compte
des propriétaires.
(5) Comprend le coût du gaz naturel vendu.



Données sur l'exploitation des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite 2 021 1 217 4 593 2 847
Electricité achetée 1 259 1 566 3 653 4 383
----------------------------------------------------------------------------
3 280 2 783 8 246 7 230
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Ventes
Electricité vendue à contrat 2 800 2 751 7 265 7 032
Electricité vendue au comptant 480 32 981 198
----------------------------------------------------------------------------
3 280 2 783 8 246 7 230
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Capacité disponible des centrales(2) 97 % 98 % 78 % 96 %
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend Ravenswood depuis le 26 août 2008.
(2) Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, la capacité
disponible des centrales a diminué en raison de l'incidence d'un arrêt
d'exploitation imprévu du réacteur 30 de la centrale de Ravenswood. Le
réacteur a été remis en service le 17 mai 2009.


Le BAIIA des installations énergétiques aux Etats-Unis a été de 68 millions de dollars et de 163 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, soit respectivement 8 millions de dollars et 18 millions de dollars de moins que pour les même périodes en 2008. Ces baisses s'expliquent par le recul des prix de l'électricité et la diminution des volumes d'électricité vendus aux clients commerciaux et industriels en Nouvelle-Angleterre en raison de températures estivales inférieures à la normale qui ont atrophié la demande, annulés en partie par les revenus supplémentaires réalisés sur les ventes contractuelles en Nouvelle-Angleterre. Bien que les prix de l'électricité moyens sur le marché au comptant en Nouvelle-Angleterre aient diminué entre 2008 et 2009, la majeure partie des ventes des installations énergétiques en Nouvelle-Angleterre ont lieu à des prix contractuels. Ces baisses ont également été atténuées partiellement par le BAIIA supplémentaire de la centrale de Ravenswood acquise en août 2008 et par l'incidence d'un dollar américain plus fort au cours des neuf premiers mois de 2009.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les produits des installations énergétiques aux Etats-Unis sont respectivement passés de 263 millions de dollars à 374 millions de dollars et de 704 millions de dollars à 1 035 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2008. L'accroissement s'explique par les produits supplémentaires provenant de la centrale de Ravenswood et par la progression des ventes contractuelles ainsi que par l'incidence favorable du raffermissement du dollar américain, annulée en partie par la baisse des volumes d'électricité vendus en Nouvelle-Angleterre.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les autres produits, à respectivement 114 millions de dollars et 364 millions de dollars, ont progressé de 33 millions de dollars et de 106 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes respectives en 2008. Ces hausses s'expliquent par les produits supplémentaires générés par une centrale de production de vapeur à Ravenswood, ainsi que par la majoration des volumes de gaz naturel vendus et l'incidence d'un dollar américain plus fort en 2009.

Les achats de produits de base revendus sous forme d'électricité sont respectivement passés de 121 millions de dollars à 147 millions de dollars et de 360 millions de dollars à 419 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, comparativement aux périodes correspondantes de 2008. Les hausses sont surtout attribuables à l'augmentation des achats contractuels en Nouvelle-Angleterre et à l'incidence favorable du raffermissement du dollar américain en 2009. Elles ont été partiellement annulées par le recul des volumes des achats d'électricité destinés à la revente à des clients des secteurs commercial et industriel en Nouvelle-Angleterre.

Les autres achats de produits de base revendus pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, à respectivement 84 millions de dollars et 271 millions de dollars, ont augmenté par rapport aux chiffres de 77 millions de dollars et de 239 millions de dollars inscrits pour les périodes correspondantes de 2008. L'accroissement s'explique avant tout par les volumes supérieurs de gaz naturel acheté et revendu ainsi que par l'incidence du raffermissement du dollar américain, annulé en partie par le repli des prix du gaz naturel.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont respectivement établis à 177 millions de dollars et à 511 millions de dollars, comparativement aux chiffres de 116 millions de dollars et de 357 millions de dollars enregistrés pour les périodes correspondantes de 2008. La progression provient des coûts supplémentaires de la centrale de Ravenswood.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, 15 % et 12 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant, comparativement à 1 % et à 3 % pour les périodes correspondantes de 2008, puisqu'il n'y avait en place aucun contrat de vente d'électricité pour Ravenswood au-delà de 2008 au moment où la centrale a été achetée. Les activités des installations énergétiques aux Etats-Unis 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 pour les volumes de production d'électricité non visés par des contrats, les installations énergétiques aux Etats-Unis avaient conclu, au 30 septembre 2009, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 2 500 GWh d'électricité pour le reste de 2009 et pour 7 600 GWh en 2010. Certains volumes contractuels dépendent toutefois du taux d'utilisation des clients. Au cours d'exercices futurs, les volumes réels sous contrat varieront selon la liquidité du marché ainsi que d'autres facteurs.

Stockage de gaz naturel

Le BAIIA comparable tiré du stockage de gaz naturel s'est respectivement élevé à 45 millions de dollars et à 115 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, comparativement au BAIIA de 31 millions de dollars et de 104 millions de dollars enregistré pour les périodes correspondantes de 2008. Les progressions de 14 millions de dollars et de 11 millions de dollars du BAIIA pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 sont en grande partie attribuables à l'accroissement des produits tirés du stockage auprès de tiers.

Le BAIIA comparable ne comprenait pas les gains non réalisés nets de 14 millions de dollars et les pertes non réalisées nettes de 6 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (pertes de 2 millions de dollars et de 7 millions de dollars pour les mêmes périodes de 2008), lesquelles découlent des changements 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. Pour gérer le résultat tiré du stockage de gaz naturel exclusif, 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, ce qui lui permet de garantir des marges positives dans l'avenir et d'éliminer par le fait même le risque lié aux fluctuations des prix du gaz naturel. Des ajustements à la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif sont constatés pour chacune des périodes et ces contrats à terme de gaz naturel ne sont pas représentatifs des montants réalisés au moment du règlement. La juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif a été calculée en fonction d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente.

Amortissement

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, l'amortissement s'est élevé à respectivement 88 millions de dollars et 261 millions de dollars, soit une augmentation respective de 24 millions de dollars et de 83 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2008. L'augmentation résulte principalement de l'acquisition de Ravenswood en août 2008.

Siège social

Le BAII du secteur du siège social pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 correspond à des pertes respectives de 28 millions de dollars et de 89 millions de dollars, comparativement à des pertes de 23 millions de dollars et de 71 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2008. Les pertes accrues du BAII découlent avant tout de la hausse, en 2009, des coûts des services de soutien attribuable à l'expansion des actifs.



Autres postes de l'état des résultats

Intérêts débiteurs
Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- ---------
---------------------------------------- --------- ---------- ---------

Intérêts sur la dette à long
terme(1) 317 256 981 739
Intérêts divers et amortissement 12 (5) 19 (25)
Intérêts capitalizes (113) (38) (230) (97)
---------------------------------------- --------- ---------- ---------
216 213 770 617
---------------------------------------- --------- ---------- ---------

(1) Comprend l'intérêt sur les billets subordonnés de rang inférieur.


Les intérêts débiteurs pour le troisième trimestre de 2009 se sont établis à 216 millions de dollars, soit 3 millions de dollars de plus que les 213 millions de dollars inscrits au troisième trimestre de 2008. A 770 millions de dollars, les intérêts débiteurs pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 ont augmenté de 153 millions de dollars par rapport au montant de 617 millions de dollars constaté pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008. Ces hausses proviennent essentiellement de l'émission de nouveaux titres d'emprunt d'un montant de 1,5 milliard de dollars US et 500 millions de dollars en août 2008 et de respectivement 2,0 milliards de dollars US et 700 millions de dollars en janvier et en février 2009 ainsi que des pertes supérieures découlant des variations de la juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer le risque de la société relativement aux fluctuations des taux d'intérêt. De plus, le raffermissement du dollar américain a fait augmenter les intérêts débiteurs en dollars américains. Ces hausses ont été annulées en partie par la capitalisation accrue des intérêts afin de financer le programme d'investissement élargi de la société en 2009, principalement en raison de la construction de Keystone et de l'acquisition de la tranche restante de 20 % dans Keystone auprès de ConocoPhillips.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les intérêts créditeurs et autres produits ont été respectivement de 43 millions de dollars et de 99 millions de dollars, tandis qu'ils s'étaient chiffrés à 22 millions de dollars et à 58 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2008. L'accroissement de 21 millions de dollars et de 41 millions de dollars pour, respectivement, le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 s'explique surtout par les gains supérieurs découlant des variations de la juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change ainsi que par l'incidence positive du raffermissement du dollar américain. La hausse des intérêts créditeurs découlant des soldes de caisse supérieurs détenus en 2009 a plus que contré le recul des taux d'intérêt.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les impôts sur les bénéfices se sont respectivement élevés à 107 millions de dollars et à 320 millions de dollars, tandis qu'ils avaient été de 129 millions de dollars et de 507 millions de dollars pour les mêmes périodes de 2008. S'ils sont moins élevés, c'est que le résultat a diminué, les différences entres les taux d'imposition ont été plus marquées et d'autres ajustements favorables d'impôts sur les bénéfices ont eu lieu en 2009.

Les participations sans contrôle ont été de 23 millions de dollars au troisième trimestre de 2009, soit 5 millions de dollars de plus que le chiffre de 18 millions de dollars inscrit pour la période correspondante de 2008, et ce, principalement en raison de la hausse du résultat de PipeLines LP, annulée en partie par le recul du résultat de Portland. Les participations sans contrôle se sont chiffrées à 71 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2009, en baisse de 35 millions de dollars par rapport au montant de 106 millions de dollars constaté pour la même période de 2008, ce qui est principalement attribuable à la tranche imputable aux participations sans contrôle du règlement touché par Portland au premier trimestre de 2008 dans le cadre de la faillite de Calpine, mais ce recul est atténué en partie par l'accroissement du résultat de PipeLines LP en 2009.

Situation de trésorerie et sources de financement

La situation financière de TransCanada et sa capacité de générer des liquidités à même son exploitation, à court et à long termes, ainsi que de maintenir la solidité et la souplesse financières requises pour concrétiser ses plans de croissance, demeurent bonnes et sont comparables à ce qu'elles étaient au cours des derniers exercices. La situation de trésorerie de TransCanada demeure solide, appuyée par les flux de trésorerie provenant de l'exploitation hautement prévisibles, les soldes de caisse élevés découlant des récentes émissions de titres d'emprunt, d'actions ordinaires et d'actions privilégiées, ainsi que les marges de crédit bancaires renouvelables confirmées de 1,0 milliard de dollars US, 2,0 milliards de dollars et de 300 millions de dollars US échéant respectivement en novembre 2010, en décembre 2012 et en février 2013. A ce jour, TransCanada n'a effectué aucun prélèvement sur ces marges, car la société continue de bénéficier d'un accès au marché du papier commercial au Canada, et ce, en fonction de modalités hautement concurrentielles. Des facilités bancaires confirmées supplémentaires de 150 millions de dollars en dollars canadiens et américains, dont les dates d'échéance vont de 2010 à 2012, demeurent accessibles aux sociétés affiliées exploitées par TransCanada. En outre, la société devrait émettre des actions ordinaires aux termes de son régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RRD") plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant aux participants admissibles.

Au 30 septembre 2009, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la société s'établissaient à 2,4 milliards de dollars, comparativement à 1,3 milliard de dollars au 31 décembre 2008. L'accroissement de la trésorerie et des équivalents de trésorerie s'explique surtout par le produit tiré de l'émission, en 2009, d'actions privilégiées pendant le troisième trimestre, d'actions ordinaires au deuxième trimestre et de titres d'emprunt à long terme au cours du premier trimestre.



Activités d'exploitation

Fonds provenant de l'exploitation(1)

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------- --------- ---------- ---------
---------------------------------------- --------- ---------- ---------

Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation(1) 772 711 2 230 2 309
(Augmentation) diminution du
fonds de roulement
d'exploitation (31) 114 362 16
---------------------------------------- --------- ---------- ---------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 741 825 2 592 2 325
---------------------------------------- --------- ---------- ---------
---------------------------------------- --------- ---------- ---------

(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur les fonds provenant de l'exploitation.


Les rentrées nettes liées à l'exploitation se sont repliées de 84 millions de dollars et elles se sont accrues de 267 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, comparativement aux mêmes périodes de 2008, et ce, en grande partie en raison des variations du fonds de roulement d'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 772 millions de dollars et à 2,2 milliards de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, alors qu'ils avaient été de 711 millions de dollars et de 2,3 milliards de dollars pour les mêmes périodes en 2008. Les hausses constatées pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 sont essentiellement attribuables aux liquidités découlant du résultat, annulées en partie par l'accroissement des cotisations aux régimes de retraite en 2009. La baisse des fonds provenant de l'exploitation pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 s'explique principalement par le produit de 152 millions de dollars après les impôts reçu en 2008 en règlement dans le cadre de la faillite de Calpine et l'augmentation des cotisations aux régimes de retraite en 2009, annulée par la progression des liquidités découlant du résultat.

Activités d'investissement

Déduction faite de l'encaisse acquise, les acquisitions se sont chiffrées à 653 millions de dollars au troisième trimestre de 2009 (3,1 milliards de dollars en 2008) et à 902 millions de dollars pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 (3,1 milliards de dollars en 2008). En août 2009, la société s'est portée acquéreur du reste de la participation de ConocoPhillips dans Keystone, soit 20 %. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, les acquisitions comprenaient également les augmentations antérieures de la participation dans Keystone aux termes d'une entente avec ConocoPhillips entrée en vigueur en décembre 2008.

TransCanada maintient son engagement à mener à bien son programme d'investissement de 22 milliards de dollars au cours des quatre prochaines années. Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 1,6 milliard de dollars et 3,9 milliards de dollars (0,8 milliard de dollars et 1,9 milliard de dollars pour les périodes respectives en 2008). Elles ont été affectées principalement à la construction du réseau d'oléoducs Keystone, à l'expansion du réseau de l'Alberta, à la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A et à la construction des centrales de Halton Hills, de Coolidge et de Bison ainsi que des installations dans le cadre du projet éolien Kibby.

Activités de financement

Le 30 septembre 2009, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 22 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif conformément au prospectus du 21 septembre 2009, tel qu'il est commenté ci-après, pour un produit brut de 550 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées ont le droit de recevoir des dividendes cumulatifs fixes de 1,15 $ par action par année, payables trimestriellement, pour un taux de rendement de 4,6 % par an, pour la période de cinq ans initiale se terminant le 31 décembre 2014, la date de versement du premier dividende étant prévue pour le 31 décembre 2009. Le taux de dividende sera rajusté le 31 décembre 2014 et tous les cinq ans par la suite à un rendement annuel égal à la somme du taux des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans en vigueur et de 1,92 %. Les actions privilégiées sont rachetables par TransCanada le ou après le 31 décembre 2014 au prix de 25 $ l'action majoré de tous les dividendes courus et impayés. Le produit net de cette émission devrait servir à financer en partie des projets d'investissement, à d'autres fins générales de la société et au remboursement d'emprunts à court terme de TransCanada et des sociétés y étant affiliées.

Les porteurs d'actions privilégiées auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 2 le 31 décembre 2014 et le 31 décembre tous les cinq ans par la suite. Les porteurs des actions privilégiées de série 2 auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable à un rendement annuel égal à la somme du taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours en vigueur et de 1,92 %.

Le 21 septembre 2009, TransCanada a déposé un prospectus préalable de base simplifié permettant l'émission, à concurrence de 3,0 milliards de dollars, d'actions ordinaires, d'actions privilégiées de premier ou de second rang et (ou) de reçus de souscription, au Canada et aux Etats-Unis, jusqu'en octobre 2011. Ce prospectus préalable de base a remplacé le prospectus préalable de base qui avait été déposé en juillet 2008, aux termes duquel le nombre maximal d'actions ordinaires avait été émises ainsi qu'il est commenté ci-dessous.

En juin 2009, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 58,4 millions d'actions ordinaires, y compris le plein exercice, par un preneur ferme, de son option de surallocation. Le produit net de l'émission d'actions ordinaires et de l'option de surallocation totalisant environ 1,8 milliard de dollars devrait servir à financer en partie des projets d'investissement de TransCanada, notamment l'acquisition du reste de la participation dans Keystone, à diverses fins générales de la société et au remboursement d'emprunts à court terme.

La société est bien placée pour financer son programme d'investissement en cours grâce aux flux de trésorerie croissants qu'elle génère en interne, à son RRD et à son accès continu aux marchés financiers. Comme en témoigne la vente récente du réseau de North Baja à PipeLines LP, TransCanada continue d'étudier les occasions de gestion de son portefeuille, notamment de recourir davantage à PipeLines LP, pour financer son programme d'investissement.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, TransCanada a émis des titres d'emprunt à long terme totalisant respectivement un montant de 207 millions de dollars et de 3,3 milliards de dollars, (2,1 milliards de dollars et 2,2 milliards de dollars pour les périodes respectives en 2008) et la société a remboursé des titres d'emprunt à long terme de 9 millions de dollars et de 509 millions de dollars (15 millions de dollars et 788 millions de dollars pour les périodes respectives en 2008). Les billets à payer de TransCanada ont augmenté de 77 millions de dollars et diminué de 607 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, alors qu'ils avaient diminué de 258 millions de dollars et augmenté de 466 millions de dollars pour les mêmes périodes de 2008.

En avril 2009, TCPL a déposé un prospectus préalable prévoyant l'émission au Canada de billets à moyen terme totalisant 2,0 milliards de dollars afin de remplacer le prospectus préalable canadien de mars 2007, échu en avril 2009, qui lui avait permis d'émettre au Canada des billets à moyen terme totalisant 1,5 milliard de dollars. Aucune émission n'a été effectuée aux termes de ce prospectus préalable.

En février 2009, TCPL a émis des billets à moyen terme portant intérêt à 5,05 % et échéant en février 2014 pour une valeur de 300 millions de dollars ainsi que des billets à moyen terme portant intérêt à 8,05 % et échéant en février 2039 pour une valeur de 400 millions de dollars. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable d'une valeur de 1,5 milliard de dollars déposé en mars 2007.

En janvier 2009, TCPL a émis des billets non garantis de premier rang pour une valeur de 750 millions de dollars US et de 1,25 milliard de dollars US échéant respectivement en janvier 2019 et en janvier 2039 et portant intérêt aux taux respectifs de 7,125 % et de 7,625 %. Ces billets ont été émis aux termes d'un prospectus préalable d'une valeur de 3,0 milliards de dollars US déposé en janvier 2009, aux termes duquel la société dispose d'une capacité résiduelle de 1,0 milliard de dollars US.

Le 20 octobre 2009, la société a annulé des débentures à 10,625 % d'un montant de 250 millions de dollars.

Dividendes

Le 3 novembre 2009, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 31 décembre 2009, un dividende trimestriel de 0,38 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 29 janvier 2010 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2009.

Aux termes du RDD de TransCanada, le conseil d'administration de TransCanada a approuvé l'émission d'actions ordinaires sur le capital autorisé à un escompte de 3 % relativement aux dividendes payables le 29 janvier 2010. La société se réserve le droit de modifier l'escompte ou de recommencer à acheter les actions sur le marché libre à son gré. Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, TransCanada a émis respectivement 2,5 million d'actions ordinaires et 6,0 millions d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant totalisant respectivement 73 millions de dollars et 182 millions de dollars.

Principales conventions comptables et estimations comptables d'importance critique

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 ces estimations et hypothèses.

Les principales conventions comptables et estimations comptables d'importance critique de TransCanada demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2008. Le rapport de gestion, paraissant dans le rapport annuel 2008 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les conventions et estimations comptables.

Modifications de conventions comptables

Les conventions comptables de la société ne diffèrent pas de façon significative de celles décrites dans le rapport annuel 2008 de TransCanada, exception faite de ce qui est énoncé ci-après.

Modifications comptables en 2009

Etablissements à tarifs réglementés

Le 1er janvier 2009, l'exemption temporaire prévue par le Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") à l'égard de l'application du chapitre 1100 intitulé "Principes comptables généralement reconnus" a été retirée, ce qui a permis la constatation et l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs, a été retirée. En outre, le chapitre 3465 intitulé "Impôts sur les bénéfices" a été modifié pour exiger la constatation des actifs et des passifs d'impôts futurs pour les entités à tarifs réglementés. La société a choisi d'adopter ces conventions comptables conformément à la norme du Financial Accounting Standards Board des Etats-Unis intitulée "Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation" ("FAS 71"). Par conséquent, TransCanada a continué d'appliquer sa méthode de comptabilisation actuelle pour ses établissements à tarifs réglementés, mais la société doit constater les actifs et les passifs d'impôts futurs plutôt qu'utiliser la méthode des impôts exigibles, et elle comptabilise un ajustement compensatoire à l'égard des actifs et des passifs réglementaires. En raison de l'adoption de cette modification comptable, des passifs d'impôts futurs supplémentaires et un actif réglementaire de 1,4 milliard de dollars ont été inscrits le 1er janvier 2009 respectivement dans les impôts futurs et les actifs réglementaires.

Les ajustements aux états financiers de 2009 ont été effectués conformément aux dispositions transitoires du chapitre 3465, qui exige qu'un ajustement cumulatif soit constaté au titre des impôts futurs et d'actifs réglementaires pour la période courante. Le retraitement des états financiers de périodes antérieures n'était pas permis aux termes du chapitre 3465.

Actifs incorporels

Le 1er janvier 2009, la société a adopté le chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA intitulé "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels", qui a remplacé le chapitre 3062 intitulé "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels". Le chapitre 3064 renferme des recommandations sur la constatation des actifs incorporels ainsi que sur la constatation et l'évaluation des actifs incorporels générés en interne. En outre, le chapitre 3450 intitulé "Frais de recherche et de développement" a été retiré du Manuel de l'ICCA. L'adoption de cette modification comptable n'a pas eu d'incidence importante sur les états financiers de la société.

Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers

Le 1er janvier 2009, le Comité des problèmes nouveaux ("CPN") a publié l'abrégé 173 ("CPN-173") intitulé "Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers", dont la société a adopté les dispositions comptables. Conformément au CPN-173, il faut tenir compte du risque de crédit propre à l'entité et du risque de crédit de ses contreparties pour déterminer la juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers, y compris les instruments dérivés. L'adoption de cette modification comptable n'a pas eu d'incidence importante sur les états financiers de la société.

Modifications comptables futures

Normes internationales d'information financière

Le Conseil des normes comptables de l'ICCA a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes devront adopter les Normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB"). La société préparera ses états financiers conformément aux IFRS à compter du 1er janvier 2011.

TransCanada a élaboré un plan de conversion dont la surveillance est assurée par son comité directeur des IFRS. Ce plan prévoit la définition des besoins en ressources et en formation, l'analyse de l'incidence des principales différences entre les PCGR du Canada et les IFRS et la mise au point d'une approche progressive pour mener à bien la conversion. Le projet de conversion est traité plus en détail dans le rapport annuel 2008 de TransCanada. La société continue de faire progresser son projet de conversion et, à cette fin, elle prévoit des séances de formation et des mises à jour sur les IFRS pour ses employés, elle étudie les faits nouveaux relativement aux IFRS et elle évalue l'incidence que pourraient avoir sur elle les principales différences entre les PCGR et les IFRS.

Conformément aux PCGR du Canada, TransCanada applique certaines conventions comptables uniques à une entreprise à tarifs réglementés. TransCanada prend les mesures nécessaires pour évaluer les faits nouveaux au sujet de toute information sur la pertinence de certains aspects de la comptabilité des entreprises à tarifs réglementés aux termes des IFRS. Les faits nouveaux à ce titre pourraient influer de façon marquée sur l'envergure du projet d'IFRS de la société et les résultats financiers de TransCanada conformément aux IFRS. Le 23 juillet 2009, l'IASB a publié un exposé-sondage sur les méthodes comptables utilisées dans le cadre de la réglementation des tarifs et la société est en voie d'évaluer l'incidence de l'adoption de cet exposé-sondage sur TransCanada.

L'incidence qu'aura l'adoption des IFRS sur les états financiers consolidés et les systèmes comptables de la société est actuellement à l'étude. A l'étape actuelle du projet, TransCanada ne peut déterminer, au prix d'un effort raisonnable, l'incidence détaillée de l'adoption des IFRS sur sa situation financière et ses résultats futurs.

Informations à fournir sur les instruments financiers

L'ICCA a adopté des révisions au chapitre 3862 du Manuel intitulé "Instruments financiers - informations à fournir " qui s'appliquent aux exercices terminés après le 30 septembre 2009. Ces révisions ont pour objet de faire concorder le plus possible les exigences relatives à l'information à fournir sur les instruments financiers à celles prescrites par les IFRS. Ces révisions exigent la présentation d'informations additionnelles en fonction d'une hiérarchie à trois niveaux qui reflète l'importance des intrants utilisés pour mesurer la juste valeur. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau sont déterminées en fonction des prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le deuxième niveau comprennent des évaluations déterminées au moyen d'intrants autres que les prix cotés pour lesquels tous les extrants importants peuvent être observés, directement ou indirectement. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau sont fondées sur des intrants qui ne sont pas observables mais qui sont importants pour l'évaluation de la juste valeur dans son ensemble. TransCanada appliquera ces changements à partir du 31 décembre 2009.

Obligations contractuelles

Le 14 août 2009, la société a acheté le reste de la participation de ConocoPhillips dans Keystone. Par conséquent, TransCanada a assumé la part de ConocoPhillips de l'investissement de capitaux requis pour terminer le projet, ce qui devrait se traduire par un engagement supplémentaire d'environ 1,7 milliard de dollars US d'ici la fin de 2012.

Outre les engagements susmentionnés et les obligations liées aux remboursements et paiements d'intérêts futurs sur la dette découlant de l'émission de titres d'emprunt et les rachats dont il est question sous la rubrique "Activités de financement" du présent rapport de gestion, il n'y a eu aucun autre changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2008 et le 30 septembre 2009, 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 2008 de TransCanada.

Instruments financiers et gestion des risques

TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de marché, de crédit lié aux contreparties et de liquidité auxquels elle est exposée.

Risque de crédit lié aux contreparties et risque de liquidité

A la date du bilan, le risque de crédit lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait principalement à la valeur comptable, qui se rapproche de la juste valeur, des actifs financiers non dérivés, tels que les débiteurs, ainsi qu'à la juste valeur des actifs dérivés. Des lettres de crédit et des liquidités sont les principaux types de garanties pour ces montants. La société ne détient, auprès d'une contrepartie donnée, aucune concentration importante de risque de crédit lié aux contreparties et la majorité des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée. Au 30 septembre 2009, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou représentant une perte de valeur.

Une certaine incertitude persiste sur les marchés financiers mondiaux, et TransCanada continue de surveiller étroitement et d'évaluer la solvabilité de ses contreparties. Dans ce contexte, TransCanada a réduit ou atténué le risque lié à de telles contreparties lorsqu'elle l'a jugé nécessaire ou lorsque les modalités contractuelles le permettaient. Dans le cadre de son exploitation, TransCanada doit équilibrer le risque de marché et le risque de crédit lié aux contreparties au moment de prendre des décisions d'ordre opérationnel.

La société continue de gérer le risque de liquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles. Une analyse plus détaillée de la capacité de la société de gérer ses liquidités et ses facilités de crédit est présentée sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.

Stocks de gaz naturel

Au 30 septembre 2009, la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif déterminée à l'aide d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente s'établissait à 73 millions de dollars (76 millions de dollars au 31 décembre 2008).

La variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 a donné lieu respectivement à un gain non réalisé net de 16 millions de dollars avant les impôts et à une perte non réalisée nette de 13 millions de dollars avant les impôts (pertes non réalisées de 108 millions de dollars et de 6 millions de dollars pour les périodes respectives de 2008), lesquels ont été constatés dans les des produits et des stocks. Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, la variation nette de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à une perte non réalisée nette de 2 millions de dollars avant les impôts et à un gain non réalisé net de 7 millions de dollars avant les impôts (gain non réalisé de 106 millions de dollars et perte non réalisée de 1 million de dollars pour les périodes respectives de 2008), montants qui ont été constatés dans les produits.

Investissement net dans des établissements étrangers autonomes

La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars américains pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 30 septembre 2009, la société avait désigné, en tant que couverture de son investissement net, des titres d'emprunt libellés en dollars américains ayant une valeur comptable de 8,1 milliards de dollars (7,6 milliards de dollars US) et une juste valeur de 9,2 milliards de dollars (8,6 milliards de dollars US). Au 30 septembre 2009, un montant de 51 millions de dollars a été inclus dans les autres actifs pour la juste valeur des instruments dérivés utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars américains de la société dans des établissements étrangers.

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



Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net
dans des établissements étrangers autonomes

30 septembre 2009 31 décembre 2008
---------------------- ------------------
Actif (passif) Montant Montant
(non vérifié) Juste nominal ou Juste nominal ou
(en millions de dollars) valeur(1) en capital valeur (1) en capital
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------

Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 à 2014)(2) 40 1 650 US (218) 1 650 US
Contrats de change à terme en
dollars US
(échéant en 2009 à 2010)(2) 7 635 US (42) 2 152 US
Options en dollars US
(échéant en 2009)(2) 4 400 US 6 300 US
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------
51 2 685 US (254) 4 102 US
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------

(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 30 septembre 2009.


Sommaire des instruments financiers non dérivés

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non dérivés s'établissent comme suit :



30 septembre 2009 31 décembre 2008
---------------------- ------------------
(non vérifié) Valeur Juste Valeur Juste
(en millions de dollars) comptable valeur comptable valeur
--------------------------------------- ---------- --------- ----------
--------------------------------------- ---------- --------- ----------

Actifs financiers(1)
Trésorerie et équivalents
de trésorerie 2 406 2 406 1 308 1 308
Débiteurs et autres actifs
(2)(3) 983 983 1 404 1 404
Actifs disponibles à la
vente(2) 23 23 27 27
--------- ---------- --------- ----------
3 412 3 412 2 739 2 739
--------- ---------- --------- ----------
--------- ---------- --------- ----------

Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 1 324 1 324 1 702 1 702
Créditeurs et montants
reportés(4) 1 606 1 606 1 372 1 372
Intérêts courus 342 342 359 359
Dette à long terme et
billets subordonnés de rang
inférieur 18 469 21 388 17 367 16 152
Dette à long terme des
Coentreprises 1 090 1 149 1 076 1 052
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------
22 831 25 809 21 876 20 637
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------
---------------------------------------- ---------- ---------- ----------

(1) Le bénéfice net consolidé en 2009 et en 2008 comprenait des gains ou
des pertes non réalisés de néant au titre des ajustements de la juste
valeur pour chacun de ces instruments financiers.
(2) Au 30 septembre 2009, le bilan consolidé comprenait des actifs
financiers de 834 millions de dollars (1 257 millions de dollars au 31
décembre 2008) dans les débiteurs et de 172 millions de dollars (174
millions de dollars au 31 décembre 2008) dans les autres actifs.
(3) Constatés au coût après amortissement.
(4) Au 30 septembre 2009, le bilan consolidé comprenait des passifs
financiers de 1 604 millions de dollars (1 350 millions de dollars au
31 décembre 2008) dans les créditeurs et de 2 millions de dollars (22
millions de dollars au 31 décembre 2008) dans les montants reportés.


Sommaire des instruments financiers derives

Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :



30 septembre
2009
(non vérifié)
(tous les
montants sont
en millions,
sauf
indication Gaz Produits
contraire) Electricité naturel pétroliers Change Intérêts
-------------------------- --------- ---------- ------- --------
-------------------------- --------- ---------- ------- --------

Instruments
financiers
dérivés
détenus à
des fins
de
transaction(1)
Justes
valeurs(2)
Actifs 126 $ 129 $ 4 $ 4 $ 35 $
Passifs (71)$ (134)$ (3)$ (64)$ (81)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 9 876 204 180 - -
Ventes 9 718 171 228 - -
En dollars CA - - - - 699
En dollars US - - - 426 US 1 425 US
227/
Swaps de devises - - - 157 US -

(Pertes) gains
net(te)s non
réalisé(e)s de la
période(4)
Trimestre terminé
le 30 septembre
2009 (8)$ 21 $ (1)$ 2 $ (7)$
Période de neuf
mois terminée
le 30 septembre
2009 11 $ (4)$ 1 $ 4 $ 20 $

Gains (pertes)
net(te)s réalisé(e)s
de la période(4)
Trimestre terminé
le 30 septembre
2009 23 $ (43)$ 1 $ 11 $ (5)$
Période de neuf
mois terminée
le 30 septembre
2009 53 $ (56)$ - 28 $ (14)$


Dates d'échéance 2009-2014 2009-2014 2009-2010 2009-2012 2009-2018
-------------------------- ----------- ---------- -------- --------
-------------------------- ----------- ---------- -------- --------

Instruments financiers
dérivés faisant
l'objet de
relations de
couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 229 $ 2 $ - - 6 $
Passifs (154)$ (15)$ - ((36)$ (67)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 13 597 24 - - -
Ventes 14 806 - - - -
En dollars US - - - - 1 825 US
136/
Swaps de devises - - - 100 US -

Gains (pertes)
net(te)s
réalisé(e)s de la
période(4)
Trimestre terminé
le 30 septembre
2009 30 $ (8)$ - - (10)$
Période de neuf
mois terminée
le 30 septembre
2009 108 $ (28)$ - - (27)$

2009-
Dates d'échéance 2009-2015 2009-2012 s.o. 2013 2010-2020

(1) Tous les instruments financiers dérivés faisant partie de la catégorie
d'instruments détenus à des fins de transaction ont été conclus à des
fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies,
politiques et limites de gestion des risques de la société.
Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en
tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité
de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures
économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est
exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité, au gaz
naturel et aux produits pétroliers sont présentés respectivement en GWh,
en Gpi3 et en milliers de barils.
(4) Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments
financiers dérivés détenus à des fins de transaction et liés à
l'électricité, au gaz naturel et aux produits pétroliers sont inclus
dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers derives détenus à des fins de transaction
portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus
respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres produits. La tranche efficace des gains et des
pertes non réalisés sur les instruments financiers derives visés par
des relations de couverture est initialement constatée dans les autres
éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits,
les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres produits,
le cas échéant, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de
6 millions de dollars et une valeur nominale de 150 millions de dollars
US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour
le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, à
respectivement 1 million de dollars et 3 millions de dollars, sont
inclus dans les intérêts débiteurs. Au troisième trimestre de 2009, la
société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à
une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2009 comprenait des gains de respectivement 1 million de
dollars et 2 millions de dollars 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. Pour le trimester
et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, le benefice
net ne reflète aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de
flux de trésorerie abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de
l'évaluation de l'efficacité des couvertures.



2008
(non vérifié)
(tous les montants
sont en millions,
sauf indication Gaz Produits
contraire) Electricité naturel pétroliers Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments
financiers
dérivés détenus
à des fins
de transaction
Justes
valeurs(1)(4)
Actifs 132 $ 144 $ 10 $ 41 $ 57 $
Passifs (82)$ (150)$ (10)$ (55)$ (117)$
Valeurs
nominales(4)
Volumes(2)
Achats 4 035 172 410 - -
Ventes 5 491 162 252 - -
En dollars CA - - - - 1 016
En dollars US - - - 479 US 1 575 US
En yens japonais
(en milliards) - - - 4,3 YJ -
Swaps de devises - - - 227/157 US -

Gains (pertes)
net(te)s non
réalisé(e)s de
la période(3)
Trimestre terminé
le 30 septembre
2008 5 $ (1)$ - - 5 $
Période de neuf
mois terminée
le 30 septembre
2008 - (12)$ - (7)$ 3 $

Gains (pertes)
net(te)s
réalisé(e)s de
la période(3)
Trimestre
terminé le 30
septembre 2008 12 $ (11)$ - 2 $ 2 $
Période de neuf
mois terminée
le 30
septembre 2008 21 $ (6)$ - 12 $ 12 $

Dates d'échéance(4) 2009-2014 2009-2011 2009 2009-2012 2009-2018

Instruments financiers
dérivés
faisant l'objet
de relations de
couverture(5)(6)
Justes
valeurs(1)(4)
Actifs 115 $ - - 2 $ 8 $
Passifs (160)$ (18)$ - (24)$ (122)$
Valeurs nominales(4)
Volumes(2)
Achats 8 926 9 - - -
Ventes 13 113 - - - -
En dollars CA - - - - 50
En dollars US - - - 15 US 1 475 US
Swaps de devises - - - 136/100 US -

Gains (pertes)
net(te)s
réalisé(e)s de
la période(3)
Trimestre
terminé le 30
septembre 2008 14 $ (1)$ - - (2)$
Période de neuf
mois terminéeà
le 30
septembre 2008 (24)$ 18 $ - - (4)$

Dates d'échéance(4) 2009-2014 2009-2011 s.o. 2009-2013 2009-2019
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité, au gaz
naturel et aux produits pétroliers sont présentés respectivement en GWh,
en Gpi3 et en milliers de barils.
(3) Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments
financiers dérivés détenus à des fins de transaction et liés à
l'électricité, au gaz naturel et aux produits pétroliers sont inclus
dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés
sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les interest
créditeurs et autres produits. La tranche efficace des gains et des
pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par
des relations de couverture est initialement constatée dans les autres
éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres
produits, le cas échéant, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(4) Au 31 décembre 2008.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 8
millions de dollars et une valeur nominale de 50 millions de dollars et
50 millions de dollars US au 31 décembre 2008. Pour le trimestre et la
période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, les gains réalisés
nets sur la juste valeur des couvertures se sont élevés respectivement à
1 million de dollars et à 1 million de dollars, montants constatés dans
les intérêts débiteurs. Au troisième trimestre de 2008, la société n'a
constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence
d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2008 comprenait des gains de respectivement 7 millions de
dollars et 4 millions de dollars 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. Pour le trimestre et
la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, le bénéfice net
ne reflète aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux
de trésorerie abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation
de l'efficacité des couvertures.


Présentation des instruments financiers dérivés au bilan

La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de la société s'établit comme suit :



(non vérifié)
(en millions de dollars) 30 septembre 2009 31 décembre 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

A court terme
Autres actifs à court terme 370 318
Créditeurs (359) (298)

A long terme
Autres actifs 216 191
Montants reportés (266) (694)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Autres risques

Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2008 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2008.

Contrôles et procédures

Au 30 septembre 2009, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et des procédures de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des règles adoptées par 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 chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada étaient efficaces au 30 septembre 2009.

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. Pendant le deuxième trimestre de 2009, TransCanada a achevé l'intégration des contrôles internes de Ravenswood sur la présentation de l'information financière.

Perspectives

TransCanada ne prévoit pas que le ralentissement de l'économie nord-américaine influera sensiblement sur la situation financière de la société, sur son accès aux marchés financiers, sur les projets engagés ou sur sa stratégie d'entreprise.

Les perspectives de la société pour ce qui est du résultat en 2009 se sont dégradées depuis la présentation de l'information à cet égard dans le rapport annuel 2008 de TransCanada en raison de l'incidence négative, sur les résultats du secteur de l'énergie, du recul des prix de l'électricité sur le marché. En ce qui concerne le secteur des pipelines, bien que le ralentissement économique mondial influe sur certains pipelines et sur certains travaux de forage, les perspectives financières à court terme pour les pipelines de la société ne devraient pas être sensiblement touchées puisque les actifs pipeliniers s'appuient généralement sur de solides contrats ou profitent d'un taux de rendement réglementé.

TransCanada a émis des actions privilégiées d'un montant de 550 millions de dollars au troisième trimestre de 2009, des actions ordinaires d'un montant de 1,8 milliard de dollars au deuxième trimestre de 2009, des titres d'emprunt à long terme totalisant 3,1 milliards de dollars au premier trimestre de 2009 et l'équivalent de 1,1 milliard de dollars d'actions ordinaires à la fin de 2008. Bien que ces émissions influeront sur le bénéfice net et le résultat par action dans l'avenir du fait des coûts de détention et de la dilution, elles ont, une fois conjuguées aux flux de trésorerie liés à l'exploitation de 2,6 milliards de dollars inscrits pour les neuf premiers mois de 2009, fait un apport à la trésorerie de 2,4 milliards de dollars au 30 septembre 2009 et elles devraient permettre de répondre aux besoins en financement dans le cadre du programme d'investissement de la société en 2009 et de l'acquisition du reste de la participation dans Keystone. La stratégie de consolidation des liquidités et de la situation financière que préconise TransCanada en misant sur sa capacité prouvée d'accéder aux marchés financiers avec succès en cette période d'incertitude financière lui a permis de réduire, dans le cadre de son programme de croissance, le risque lié au financement dans l'avenir. Pour un complément d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2008 de TransCanada.

La cote d'émetteur accordée à TransCanada par Moody's Investors Service ("Moody's") est Baa1, avec perspectives stables. Les notes de crédit que DBRS, Moody's et Standard & Poor's ("S&P") accordent aux titres d'emprunt de premier rang non garantis de TransCanada PipeLines Limited sont respectivement A avec perspectives stables, A3 avec perspectives stables, et A- avec perspectives stables. Le 30 septembre 2009, DBRS et S&P ont attribué respectivement les notes Pdf-2 (bas) et P-2 aux actions privilégiées de premier rang rachetables, à dividende cumulatif, de série 1 de TransCanada. Dans le cadre de l'émission des actions de série 1, S&P a attribué à TransCanada la note de crédit à long terme A- avec perspectives stables.

Faits nouveaux

Pipelines

Keystone

Le 14 août 2009, TransCanada a acheté la participation restante de 20 % de ConocoPhillips dans Keystone en contrepartie de 553 millions de dollars US et de la prise en charge d'une dette à court terme de 197 millions de dollars US. A la suite de cette acquisition, TransCanada détient une participation de 100 % dans Keystone et la société a commencé à intégrer Keystone au secteur des pipelines.

La première phase de Keystone est actuellement en construction. Depuis Hardisty, en Alberta, le pipeline dessert les marchés de Wood River et de Patoka, en Illinois, avec une capacité nominale initiale de 435 000 barils par jour (b/j). La mise en service du tronçon a eu lieu au troisième trimestre de 2009 et sa mise en exploitation commerciale devrait suivre au premier trimestre de 2010. Au 30 septembre 2009, la première phase était achevée à environ 90 %. Au cours de la deuxième phase, le pipeline Keystone devrait voir sa capacité nominale portée à 591 000 b/j et il sera prolongé jusqu'à Cushing, en Oklahoma. La mise en service du tronçon rejoignant Cushing devrait s'amorcer vers la fin de 2010. Au 30 septembre 2009, cette étape du projet était achevée à 20 %.

Keystone s'efforce présentement d'obtenir les autorisations nécessaires des organismes de réglementation du Canada et des Etats-Unis en vue de la construction et de l'exploitation d'un agrandissement et d'un prolongement du réseau pipelinier qui fourniront une capacité supplémentaire de 500 000 b/j en provenance de l'Ouest canadien et à destination de la côte du golfe du Mexique en 2012. En septembre 2009, l'ONE a tenu une audience afin de passer en revue la demande visant le tronçon canadien de l'agrandissement de Keystone dans la région du golfe du Mexique, et une décision est attendue au début de 2010. Les permis pour le tronçon américain dans le cadre de l'agrandissement devraient être obtenus vers le milieu de 2010. La construction de ces installations devrait s'amorcer en 2010, une fois obtenues toutes les approbations réglementaires requises.

Les dépenses en immobilisations prévues devraient totaliser quelque 12 milliards de dollars US. Jusqu'ici, elles tournent autour de 5 milliards de dollars US et le solde de 7 milliards de dollars US sera engagé d'ici la fin de 2012. Les coûts en capital liés à la construction de Keystone sont soumis à des barèmes de partage avec les clients des coûts en capital en fonction des risques et des avantages.

Selon toute attente, Keystone commencera à produire un BAIIA au premier trimestre de 2010, lorsque s'amorceront les activités d'exploitation commerciale à Wood River et à Patoka, en Illinois. Le BAIIA devrait ensuite s'accroître en 2011 et en 2012, avec l'entrée en service des étapes subséquentes du projet. Compte tenu des engagements à long terme contractés à l'égard d'un volume de 910 000 b/j, Keystone pourrait être en mesure de dégager un BAIIA de quelque 1,2 milliard de dollars US en 2013, soit dès sa première année complète d'exploitation commerciale au service des marchés du Midwest américain et de la côte du golfe du Mexique aux Etats-Unis. Si les volumes étaient portés à 1,1 million b/j, capacité commerciale totale du réseau, Keystone produirait un BAIIA annuel d'approximativement 1,5 milliard de dollars US. Dans l'avenir, la capacité de Keystone pourrait, de manière économique, être portée de 1,1 million b/j à 1,5 million b/j afin de répondre à toute demande supplémentaire des marchés.

Réseau de l'Alberta

Le 30 octobre 2009, après s'être entretenue avec ses parties prenantes au sujet du transfert à la compétence de l'ONE du règlement au sujet des besoins en produits pour 2008-2009, TransCanada a présenté à l'ONE une demande sollicitant que les droits provisoires de 2009 soient rendus définitifs.

En septembre 2009, la société a entrepris la construction de la dernière étape du projet d'expansion du couloir centre-nord, qui devrait s'achever en avril 2010. Le coût en capital de ces travaux est évalué à environ 400 millions de dollars.

Ventures LP

En septembre 2009, la Cour d'appel de l'Alberta a autorisé Ventures LP à interjeter appel de la décision 2009-065 selon laquelle l'AUC annonçait qu'elle avait l'intention de solliciter un décret afin d'être en mesure d'établir un processus de réglementation des tarifs pour le pipeline de Ventures LP. L'appel devrait être entendu au cours du premier trimestre de 2010.

Examen de la formule du taux de rendement du capital-actions préconisée par l'ONE

En juillet 2009, l'ONE a entrepris l'examen de la décision RH-2-94 en sollicitant des commentaires sur la pertinence actuelle de cette décision. En vertu de la Loi sur l'Office national de l'Energie (Canada), la décision RH-2-94 relativement au coût du capital des sociétés pipelinières a définit la méthode de calcul d'un taux de rendement du capital-actions qui est lié au taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada et qui, depuis le 1er janvier 1995, sert de point de départ au calcul des droits exigés par les sociétés pipelinières réglementées par l'ONE. En octobre 2009, l'ONE a rendu une décision déclarant que la décision RH-2-94 ne serait plus en vigueur. L'ONE a indiqué que le coût du capital serait dorénavant déterminé par des négociations entre les sociétés pipelinières et leurs expéditeurs ou par l'ONE si une société pipelinière présente une demande au sujet du coût du capital. Cette décision touche tous les pipelines de TransCanada réglementés par l'ONE, notamment le réseau principal au Canada, le réseau de l'Alberta et Foothills. Le taux de rendement du réseau principal au Canada devrait continuer d'être fondé sur la méthode de calcul du taux de rendement du capital-actions définie par la RH-2-94 de l'ONE pour 2010 et 2011 conformément aux dispositions du règlement tarifaire en vigueur. En collaboration avec ses clients et autres intéressés, TransCanada déterminera le coût du capital qui servira au calcul des droits pour 2010 relativement à ses autres pipelines réglementés par l'ONE. S'il n'est pas possible de conclure des ententes, TransCanada présentera à l'ONE des demandes sollicitant une composante coût du capital pertinente.

Energie

Bruce Power

Les travaux se poursuivent en vue de la remise à neuf et en service des réacteurs 1 e 2 de Bruce A et en sont actuellement à l'étape de réassembler les réacteurs. Au 30 septembre 2009, les coûts engagés par Bruce A pour la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 étaient d'environ 3,1 milliards de dollars et de près de 0,2 milliard de dollars pour la remise à neuf des réacteurs 3 et 4. TransCanada croit que les travaux pour les réacteurs 1 et 2 sont achevés à près de 75 %, la majeure partie des travaux hautement techniques et à risques élevés étant terminée. Bien que les travaux à venir soient considérables, il s'agit principalement de travaux courant d'aménagement pour les centrales électriques.

Le projet accuse des retards et TransCanada prévoit désormais que le réacteur 2 sera remis en service vers le milieu de 2011, tandis que le réacteur 1 devrait l'être environ quatre mois par la suite. L'incidence de ce retard est atténuée par le prolongement déjà annoncé de la durée d'exploitation du réacteur 3 jusqu'en 2011 et du réacteur 4 jusqu'en 2016. Par ailleurs, la société prévoit que la durée d'exploitation d'autres réacteurs sera prolongée au fur et à mesure que progresseront les travaux d'optimisation des réacteurs. TransCanada continue de collaborer étroitement avec Bruce Power afin de remédier aux questions de productivité et de gestion de projet dans son ensemble et constate que des progrès marqués ont été accomplis récemment à ce titre.

Oakville

Le 30 septembre 2009, l'OEO a adjugé à TransCanada un contrat d'approvisionnement en énergie propre d'une durée de 20 ans relativement à la construction, la possession et l'exploitation d'une centrale électrique d'une puissance de 900 MW à Oakville, en Ontario. TransCanada s'attend à investir près de 1,2 milliard de dollars dans la centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel, dont l'exploitation devrait commencer vers la fin de 2013. TransCanada prévoit que ce projet donnera lieu à un taux de rendement de 9 % après les impôts, sans facteur d'endettement.

Projet éolien Kibby

En septembre 2009, la première phase du projet éolien Kibby, d'une capacité de production de 66 MW d'électricité, est entrée en service. Les 22 turbines faisant partie de cette première phase ont été mises en service le 30 octobre 2009, dans le respect du calendrier et du budget. Les travaux de construction se poursuivent dans le cadre de la deuxième phase du projet, qui prévoit une capacité de production de 66 MW et l'installation de 22 autres turbines. Ces dernières installations devraient être mises en service au troisième trimestre de 2010.

Coolidge

En août 2009, TransCanada a amorcé la construction de la centrale de Coolidge de 500 millions de dollars US située près de Phoenix, en Arizona. La centrale électrique de pointe à cycle simple et alimentée au gaz naturel d'une puissance de 575 MW devrait entrer en service au deuxième trimestre de 2011, dans le respect de l'échéancier et du budget. Toute l'électricité produite par cette centrale sera vendue, aux termes d'une CAE de 20 ans, au projet Salt River, service public public de Phoenix, en Arizona.

Cartier énergie éolienne

Au troisième trimestre de 2009, les travaux de construction ont commencé pour les parcs éoliens de Gros-Morne (212 MW) et de Montagne-Sèche (58,5 MW). Le projet de Montagne-Sèche et la première phase du projet de Gros-Morne (101 MW) devraient être en exploitation en 2011. La deuxième phase du projet de Gros-Morne (111 MW) devrait être en exploitation en 2012. Il s'agit des quatrième et cinquième parcs éoliens en cours d'aménagement par Cartier énergie éolienne, qui appartient à 62 % à TransCanada. Le coût en capital total de ces deux parcs éoliens devrait être d'environ 340 millions de dollars. Une fois ces deux phases achevées, Cartier énergie éolienne aura la capacité de produire 590 MW d'électricité. Toute l'électricité produite par Cartier éolienne est vendue à Hydro-Québec Distribution aux termes d'une CAE de 20 ans.

Projets de lignes de transport d'électricité

Le 13 octobre 2009, TransCanada a lancé un appel de soumissions pour les projets de ligne de transport d'électricité de Zephyr et de Chinook. L'appel de soumissions devrait prendre fin au quatrième trimestre de 2009. Sous réserve de la réalisation des appels de soumissions, les travaux liés à la réglementation pourraient être entrepris au quatrième trimestre de 2009, alors que la construction s'amorcerait en 2012 et que la mise en service pourrait avoir lieu vers la fin de 2014. Chaque projet, d'un coût d'environ 3 milliards de dollars US, aurait une capacité de transport de 3 000 MW d'électricité depuis respectivement le Wyoming et le Montana jusqu'au Nevada.

Renseignements sur les actions

Au 3 novembre 2009, TransCanada avait 684 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 3 novembre 2009.

Principales données financières trimestrielles consolidées(1)



(non vérifié) 2009 2008 2007
(en millions --------------------- ----------------------------- ------
de dollars, --------------------- ----------------------------- ------
sauf les
montants
par action)

T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 253 2 127 2 380 2 332 2 137 2 017 2 133 2 189
Bénéfice net 345 314 334 277 390 324 449 377

Données sur
les
actions

Bénéfice
net par
action
ordinaire
- de base 0,50 $ 0,50 $ 0,54 $ 0,47 $ 0,67 $ 0,58 $ 0,83 $ 0,70 $
Bénéfice
net par
action
ordinaire
- dilué 0,50 $ 0,50 $ 0,54 $ 0,46 $ 0,67 $ 0,58 $ 0,83 $ 0,70 $

Dividendes
déclarés
par action
ordinaire 0,38 $ 0,38 $ 0,38 $ 0,36 $ 0,36 $ 0,36 $ 0,36 $ 0,34 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(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
à l'étude.


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 saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des paiements de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

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

- Le BAII du secteur de l'énergie au troisième trimestre de 2009 comprenait des gains non réalisés nets de 14 millions de dollars avant les impôts (10 millions de dollars après 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.

- Le BAII du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2009 comprenait des pertes non réalisées nettes de 7 millions de dollars avant les impôts (5 millions de dollars après 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. Le BAII de l'entreprise d'énergie comprend également l'apport de la centrale Portlands Energy, qui est entrée en exploitation en avril 2009.

- Le BAII du secteur de l'énergie au premier trimestre de 2009 comprenait des pertes non réalisées nettes de 13 millions de dollars avant les impôts (9 millions de dollars après 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.

- Le BAII du secteur de l'énergie au quatrième trimestre de 2008 comprenait des gains non réalisés nets de 7 millions de dollars avant les impôts (6 millions de dollars après 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. Le BAII du secteur du siège social comprenait des pertes non réalisées nettes de 57 millions de dollars avant les impôts (39 millions de dollars après les impôts) au titre de la variation de la juste valeur des instruments dérivés auxquels la société a recours pour gérer le risque lié à l'accroissement des taux d'intérêt, mais qui n'étaient pas admissibles à la comptabilité de couverture.

- Le BAII du secteur de l'énergie du troisième trimestre de 2008 comprenait l'apport résultant de l'acquisition de Ravenswood le 26 août 2008. Le bénéfice net comprenait des ajustements favorables d'impôts sur le bénéfice de 26 millions de dollars découlant d'une restructuration interne et de la réalisation de pertes.

- Le BAII du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2008 comprenait des gains non réalisés nets de 12 millions de dollars avant les impôts (8 millions de dollars après 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 BAII 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.

- Le BAII du secteur des pipelines pour le premier trimestre de 2008 comprenait des règlements de 279 millions de dollars avant les impôts (152 millions de dollars après les impôts) reçus par GTN et Portland dans le cadre de la faillite de Calpine et un produit de 17 millions de dollars avant les impôts (10 millions de dollars après les impôts) en règlement d'une action en justice. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait la radiation de 41 millions de dollars avant les impôts (27 millions de dollars après les impôts) des coûts liés au projet de GNL de Broadwater et des pertes non réalisées nettes de 17 millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après 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.

- Au quatrième trimestre de 2007, le bénéfice net comprenait un montant de 56 millions de dollars au titre d'ajustements d'impôts favorables découlant de réductions des taux d'imposition fédéraux au Canada et d'autres modifications législatives. Le BAII du secteur des pipelines a progressé en raison de la constatation d'un résultat supplémentaire lié au règlement du dossier tarifaire pour le réseau de GTN, entré en vigueur le 1er janvier 2007. Le BAII du secteur de l'énergie a progressé en raison d'un gain de 16 millions de dollars avant les impôts (14 millions de dollars après les impôts) à la vente de terrains auparavant détenus à des fins d'aménagement. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait des gains non réalisés nets de 15 millions de dollars avant les impôts (10 millions de dollars après 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.



Etats consolidés des résultats

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars,
sauf le nombre des
actions et les montants
par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 253 2 137 6 760 6 287
------- ------- ------- -------
Charges (produits)
d'exploitation et autres
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts 879 750 2 544 2 181

Achats de produits de
base revendus 371 324 1 100 1 053
Autres produits (5) (1) (20) (38)
Règlements dans le cadre
de la faillite de Calpine - - - (279)
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - - 41
------- ------- ------- -------
1 245 1 073 3 624 2 958
------- ------- ------- -------
1 008 1 064 3 136 3 329

Amortissement 343 318 1 034 943
------- ------- ------- -------
665 746 2 102 2 386
------- ------- ------- -------

Charges financières
(produits financiers)
Intérêts débiteurs 216 213 770 617
Charges financières des
coentreprises 17 18 47 51
Intérêts créditeurs et autres
produits (43) (22) (99) (58)
------ ------ ------ ------
190 209 718 610
------- ------- ------- -------

Bénéfice avant les impôts
sur les bénéfices et les
participations sans contrôle 475 537 1 384 1 776
------- ------- ------- -------

Impôts sur les bénéfices
Exigibles 14 127 103 479
Futurs 93 2 217 28
------- ------- ------- -------
107 129 320 507
------- ------- ------- -------

Participations sans contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées d'une filiale 6 6 17 17
Participation sans contrôle
dans PipeLines LP 19 12 51 46
Participation sans contrôle
dans Portland (2) - 3 43
------- ------- ------- -------
23 18 71 106
------- ------- ------- -------
Bénéfice net 345 390 993 1 163
------- ------- ------- -------
------- ------- ------- -------

Bénéfice net par action
ordinaire - de base et dilué 0,50 $ 0,67 $ 1,55 $ 2,07 $
------- ------- ------- -------
------- ------- ------- -------

Nombre moyen d'actions
ordinaires en circulation
- de base (en millions) 681 579 641 560
------- ------- ------- -------
------- ------- ------- -------
Nombre moyen d'actions
ordinaires en circulation
- dilué (en millions) 682 581 642 562
------- ------- ------- -------
------- ------- ------- -------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



Etats consolidés des flux de trésorerie

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net 345 390 993 1 163
Amortissement 343 318 1 034 943
Impôts futurs 93 2 217 28
Participations sans contrôle 23 18 71 106
Capitalisation des avantages
sociaux futurs (supérieure)
inférieure aux charges (22) 10 (79) 23
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - - 41
Autres (10) (27) (6) 5
------- ------- ------- -------
772 711 2 230 2 309

(Augmentation) diminution du
fonds de roulement
d'exploitation (31) 114 362 16
------- ------- ------- -------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 741 825 2 592 2 325
------- ------- ------- -------

Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (1 557) (806) (3 943) (1 899)
Acquisitions, déduction faite
de la trésorerie acquise (653) (3 054) (902) (3 058)
Cession d'actifs, déduction
faite des impôts sur les
bénéfices exigibles - 21 - 21
Montants reportés et autres (190) 58 (529) 157
------- ------- ------- -------
Sorties nettes liées aux
activités d'investissement (2 400) (3 781) (5 374) (4 779)
------- ------- ------- -------

Activités de financement
Dividendes sur les actions
ordinaires (186) (143) (535) (410)
Distributions versées aux
participations sans contrôle (25) (24) (76) (110)
Billets à payer émis
(remboursés), montant net 77 (258) (607) 466
Dette à long terme émise,
déduction faite des frais
d'émission 207 2 085 3 267 2 197
Réduction de la dette à long
terme (9) (15) (509) (788)
Dette à long terme émise par
des coentreprises 93 123 201 157
Réduction de la dette à long
terme des coentreprises (52) (44) (108) (101)
Actions privilégiées émises,
déduction faite des frais
d'émission 539 - 539 -
Actions ordinaires émises,
déduction faite des frais
d'émission 2 6 1 805 1 252
------- ------- ------- -------
Rentrées nettes liées aux
activités de ffinancemen 646 1 730 3 977 2 663
------- ------- ------- -------

Incidence des variations du
taux de change sur la
trésorerie et les
équivalents trésorerie (63) 19 (97) 39
------- ------- ------- -------

(Diminution) augmentation
de la trésorerie et des
équivalents (1 076) (1 207) 1 098 248

Trésorerie et équivalents de
trésorerie

Au début de la période 3 482 1 959 1 308 504
------- ------- ------- -------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
A la fin de la période 2 406 752 2 406 752
------- ------- ------- -------
------- ------- ------- -------
Informations supplémentaires
sur les flux de trésorerie

Impôts sur les bénéfices
(remboursés) payés (63) 106 50 418
Intérêts payés 297 177 834 658

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

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



Bilans consolidés

30 septembre 31 décembre
(non vérifié)(en millions de dollars) 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 2 406 1 308
Débiteurs 834 1 280
Stocks 491 489
Autres 505 523
---------------------------------
4 236 3 600
Immobilisations corporelles 32 289 29 189
Ecart d'acquisition 3 855 4 397
Actifs réglementaires 1 644 201
Autres actifs 2 132 2 027
---------------------------------
44 156 39 414
---------------------------------
---------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer 1 324 1 702
Créditeurs 2 350 1 876
Intérêts courus 342 359
Tranche de la dette à long terme échéant
à moins de un an 667 786
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 235 207
---------------------------------
4 929 4 930
Passif réglementaire 430 551
Montants reportés 723 1 168
Impôts futurs 2 784 1 223
Dette à long terme 16 730 15 368
Dette à long terme des coentreprises 855 869
Billets subordonnés de rang inférieur 1 061 1 213
---------------------------------
27 512 25 322
---------------------------------

Participations sans contrôle
Participation sans contrôle dans
PipeLines LP 561 721
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Participation sans contrôle dans Portland 77 84
---------------------------------
1 027 1 194
---------------------------------
Capitaux propres 15 617 12 898
---------------------------------
44 156 39 414
---------------------------------
---------------------------------

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Etats consolidés du résultat étendu

Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 345 390 993 1 163
------- ------- ------- -------
Autres éléments du résultat
étendu, déduction faite des
impôts sur les bénéfices
Variation des gains et des
pertes de conversion sur
les investissements dans
des établissements
étrangers(1) (230) 107 (381) 146
Variation des gains et des
pertes sur les couvertures
des investissements dans des
établissements étrangers(2) 113 (79) 209 (103)
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie(3) 16 7 80 40
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) (6) (6) (24)
------- ------- ------- -------
Autres éléments du résultat
étendu (102) 29 (98) 59
------- ------- ------- -------
Résultat étendu 243 419 895 1 222
------- ------- ------- -------
------- ------- ------- -------

(1) Déduction faite d'une charge fiscale de 68 millions de dollars et de 68
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (recouvrement de 23 millions de
dollars et de 43 millions de dollars pour les périodes respectives en
2008).
(2) Déduction faite d'une charge fiscale de 50 millions de dollars et de 102
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (recouvrement de 36 millions de
dollars et de 50 millions de dollars pour les périodes respectives en
2008).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 4 millions de dollars et de 20
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (recouvrement de 25 millions de
dollars et charge de 24 millions de dollars pour les périodes
respectives en 2008).
(4) Déduction faite d'une charge fiscale de 4 millions de dollars et de 4
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (recouvrement de 9 millions de
dollars et de 20 millions de dollars pour les périodes respectives en
2008).

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Cumul des autres éléments du résultat étendu consolidé

Couvertures
de flux de
Ecart de trésorerie et
(non vérifié)(en millions de dollars) conversion autres Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Solde au 31 décembre 2008 (379) (93) (472)
Variation des gains et des pertes de
conversion sur les investissements
dans des établissements étrangers(1) (381) - (381)
Variation des gains et des pertes sur
les couvertures des investissements
dans des établissements étrangers(2) 209 - 209
Variation des gains et des pertes sur
les instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie(3) - 80 80
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) - (6) (6)
----------- ----------- -----------
Solde au 30 septembre 2009 (551) (19) (570)
----------- ----------- -----------
----------- ----------- -----------

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

Solde au 31 décembre 2007 (361) (12) (373)
Variation des gains et des pertes de
conversion sur les investissements
dans des établissements étrangers(1) 146 - 146
Variation des gains et des pertes sur
les couvertures des investissements
dans des établissements étrangers(2) (103) - (103)
Variation des gains et des pertes
sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures de
flux de trésorerie(3) - 40 40
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) - (24) (24)
----------- ----------- -----------
Solde au 30 septembre 2008 (318) 4 (314)
----------- ----------- -----------
----------- ----------- -----------

(1) Déduction faite d'une charge fiscale de 68 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 (recouvrement de 43
millions de dollars pour la période correspondante en 2008).
(2) Déduction faite d'une charge fiscale de 102 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 (recouvrement de 50
millions de dollars pour la période correspondante en 2008).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 20 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 (charge fiscale de 24
millions de dollars pour la période correspondante en 2008).
(4) Déduction faite d'une charge fiscale de 4 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 (recouvrement de 20
millions de dollars pour la période correspondante en 2008).
(5) Le montant des gains liés aux couvertures de flux de trésorerie déclaré
dans le cumul des autres éléments du résultat étendu qui devrait être
reclassé dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois est évalué
à 30 millions de dollars (25 millions de dollars après les impôts). Ces
estimations présument que le prix des produits de base, les taux
d'intérêt et les taux de change demeureront constants; cependant, les
montants reclassés varieront en fonction de la valeur réelle de ces
facteurs à la date du règlement.

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



Etats consolidés des capitaux propres

Périodes de neuf
mois terminées
les 30 septembre
(non vérifié)(en millions de dollars) 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires
Solde au début de la période 9 264 6 662
Produit de l'émission d'actions aux termes d'un
appel public à l'épargne, déduction faite des
frais d'émission 1 792 1 235
Actions émises aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes 182 177
Produit de l'émission d'actions à l'exercice
d'options sur actions 13 17
------------------------
Solde à la fin de la période 11 251 8 091
------------------------

Actions privilégiées
Solde au début de la période - -
Produit de l'émission d'actions aux termes d'un
appel public à l'épargne, déduction faite des
frais d'émission 539 -
------------------------
Solde à la fin de la période 539 -
------------------------

Surplus d'apport
Solde au début de la période 279 276
Accroissement de la participation dans
PipeLines LP (note 8) 49 -
Emission d'options sur actions 3 2
------------------------
Solde à la fin de la période 331 278
------------------------

Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 3 827 3 220
Bénéfice net 993 1 163
Dividendes sur les actions ordinaires (754) (612)
------------------------
Solde à la fin de la période 4 066 3 771
------------------------

Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période (472) (373)
Autres éléments du résultat étendu (98) 59
------------------------
Solde à la fin de la période (570) (314)
------------------------
3 496 3 457
------------------------

Total des capitaux propres 15 617 11 826
------------------------
------------------------

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 2008, exception faite de ce qui est décrit à la note 2. 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 considérées. 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 2008 compris dans le rapport annuel 2008 de TransCanada. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "société" englobent TransCanada Corporation et ses filiales. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Certains chiffres correspondants ont été réagencés afin d'en permettre la comparaison avec ceux de l'exercice à l'étude.

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 saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des paiements de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

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

2. Modifications de conventions comptables

Les conventions comptables de la société ne diffèrent pas de façon significative de celles décrites dans le rapport annuel 2008 de TransCanada, exception faite de ce qui est énoncé ci-après.

Modifications comptables en 2009

Etablissements à tarifs réglementés

Le 1er janvier 2009, l'exemption temporaire prévue par le Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") à l'égard de l'application du chapitre 1100 intitulé "Principes comptables généralement reconnus" a été retirée, ce qui a permis la constatation et l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs, a été retirée. En outre, le chapitre 3465 intitulé "Impôts sur les bénéfices" a été modifié pour exiger la constatation des actifs et des passifs d'impôts futurs pour les entités à tarifs réglementés. La société a choisi d'adopter ces conventions comptables conformément à la norme du Financial Accounting Standards Board des Etats-Unis intitulée "Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation" ("FAS 71"). Par conséquent, TransCanada a continué d'appliquer sa méthode de comptabilisation actuelle pour ses établissements à tarifs réglementés, mais la société doit constater les actifs et les passifs d'impôts futurs plutôt qu'utiliser la méthode des impôts exigibles, et elle comptabilise un ajustement compensatoire à l'égard des actifs et des passifs réglementaires. En raison de l'adoption de cette modification comptable, des passifs d'impôts futurs supplémentaires et un actif réglementaire de 1,4 milliard de dollars ont été inscrits le 1er janvier 2009 respectivement dans les impôts futurs et les actifs réglementaires.

Les ajustements aux états financiers de 2009 ont été effectués conformément aux dispositions transitoires du chapitre 3465, qui exige qu'un ajustement cumulatif soit constaté au titre des impôts futurs et d'actifs réglementaires pour la période courante. Le retraitement des états financiers de périodes antérieures n'était pas permis aux termes du chapitre 3465.

Actifs incorporels

Le 1er janvier 2009, la société a adopté le chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA intitulé "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels", qui a remplacé le chapitre 3062 intitulé "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels". Le chapitre 3064 renferme des recommandations sur la constatation des actifs incorporels ainsi que sur la constatation et l'évaluation des actifs incorporels générés en interne. En outre, le chapitre 3450 intitulé "Frais de recherche et de développement" a été retiré du Manuel de l'ICCA. L'adoption de cette modification comptable n'a pas eu d'incidence importante sur les états financiers de la société.

Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers

Le 1er janvier 2009, le Comité sur les problèmes nouveaux ("CPN") a publié l'abrégé 173 ("CPN-173") intitulé "Risque de crédit et juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers", dont la société a adopté les dispositions comptables. Conformément au CPN-173, il faut tenir compte du risque de crédit propre à l'entité et du risque de crédit de ses contreparties pour déterminer la juste valeur des actifs financiers et des passifs financiers, y compris les instruments dérivés. L'adoption de cette modification comptable n'a pas eu d'incidence importante sur les états financiers de la société.

Modifications comptables futures

Normes internationales d'information financière

Le Conseil des normes comptables de l'ICCA a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes devront adopter les Normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB"). La société préparera ses états financiers conformément aux IFRS à compter du 1er janvier 2011.

Conformément aux PCGR du Canada, TransCanada applique certaines conventions comptables uniques à une entreprise à tarifs réglementés. TransCanada prend les mesures nécessaires pour évaluer les faits nouveaux au sujet de toute information sur la pertinence de certains aspects de la comptabilité des entreprises à tarifs réglementés aux termes des IFRS. Les faits nouveaux à ce titre pourraient influer de façon marquée sur l'envergure du projet d'IFRS de la société et les résultats financiers de TransCanada conformément aux IFRS. Le 23 juillet 2009, l'IASB a publié un exposé-sondage sur les méthodes comptables utilisées dans le cadre de la réglementation des tarifs et la société est en voie d'évaluer l'incidence de l'adoption de cet exposé-sondage sur TransCanada.

A l'étape actuelle du projet, TransCanada ne peut déterminer, au prix d'un effort raisonnable, l'incidence détaillée de l'adoption des IFRS sur sa situation financière et ses résultats futurs.

Informations à fournir sur les instruments financiers

L'ICCA a adopté des révisions au chapitre 3862 du Manuel intitulé "Instruments financiers - informations à fournir" qui s'appliquent aux exercices terminés après le 30 septembre 2009. Ces révisions ont pour objet de faire concorder le plus possible les exigences relatives à l'information à fournir sur les instruments financiers à celles prescrites par les IFRS. Ces révisions exigent la présentation d'informations additionnelles en fonction d'une hiérarchie à trois niveaux qui reflète l'importance des intrants utilisés pour mesurer la juste valeur. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau sont déterminées en fonction des prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le deuxième niveau comprennent des évaluations déterminées au moyen d'intrants autres que les prix cotés pour lesquels tous les extrants importants peuvent être observés, directement ou indirectement. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau sont fondées sur des intrants qui ne sont pas observables mais qui sont importants pour l'évaluation de la juste valeur dans son ensemble. TransCanada appliquera ces changements à partir du 31 décembre 2009.

3. Informations sectorielles

Le 1er janvier 2009, TransCanada a révisé la présentation de certains produits et de certaines charges figurant dans l'état consolidé des résultats afin de mieux refléter la structure opérationnelle et financière de la société. Pour dresser les états financiers conformément à la nouvelle présentation, certains produits et certaines charges liés à des opérations antérieurement classés en tant qu'autres charges (produits) à l'état des résultats sont désormais inclus dans les charges (produits) d'exploitation et autres. L'amortissement a été redéfini et il comprend 14 millions de dollars et 43 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (14 millions de dollars et 43 millions de dollars pour les périodes respectives en 2008) au titre des conventions d'achat d'électricité antérieurement comprises dans les produits de base revendus. Les frais des services de soutien qui étaient auparavant attribués aux secteurs des pipelines et de l'énergie, d'un montant de 25 millions de dollars et de 87 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 (24 millions de dollars et 75 millions de dollars pour les périodes respectives en 2008) sont désormais inclus dans le secteur du siège social. En outre, les montants liés aux intérêts débiteurs et autres charges financières des coentreprises, aux intérêts créditeurs et autres produits, aux impôts sur les bénéfices et aux participations sans contrôle ne sont plus présentés dans le cadre des informations sectorielles. Les informations sectorielles ont été reclassées rétroactivement pour tenir compte de toutes ces modifications. Ces changements n'ont aucunement influé sur le bénéfice net consolidé déclaré.



Trimestres
terminés les 30
septembre Pipelines Energie Siège social Total
(non vérifié) -------------- --------------- -------------- --------------
(en millions de
dollars) 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits 1 152 1 141 1 101 996 - - 2 253 2 137
Coûts
d'exploitation
des centrales
et autres
coûts (427) (421) (424) (306) (28) (23) (879) (750)
Achats de
produits de
base revendus - - (371) (324) - - (371) (324)
Autres produits
(charges) 5 3 - (2) - - 5 1
-------------- --------------- -------------- --------------
730 723 306 364 (28) (23) 1 008 1 064
Amortissement (255) (254) (88) (64) - - (343) (318)
--------------
475 469 218 300 (28) (23) 665 746
-------------- --------------- -------------
-------------- --------------- -------------
Intérêts
débiteurs (216) (213)
Charges
financières
des
coentreprises (17) (18)
Intérêts
créditeurs et
autres produits 43 22
Impôts sur les
bénéfices (107) (129)
Participations
sans contrôle (23) (18)
--------------
Bénéfice net 345 390
--------------
--------------

Périodes de neuf
mois terminées
les 30
septembre Pipelines Energie Siège social Total
(non vérifié) -------------- --------------- -------------- --------------
(en millions de
dollars) 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits 3 558 3 417 3 202 2 870 - - 6 760 6 287
Coûts
d'exploitation
des centrales
et autres
coûts (1 227) (1 194) (1 227) (910) (90) (77) (2 544) (2 181)
Achats de
produits de
base revendus - - (1 100) (1 053) - - (1 100) (1 053)
Autres produits
(charges) 17 33 2 (1) 1 6 20 38
Règlements dans
le cadre de la
faillite de
Calpine - 279 - - - - - 279
Radiation des
coûts liés au
projet de GNL
de Broadwater - - - (41) - - - (41)
-------------- --------------- -------------- --------------
2 348 2 535 877 865 (89) (71) 3 136 3 329
Amortissement (773) (765) (261) (178) - - (1 034) (943)
-------------- --------------- -------------- --------------
1 575 1 770 616 687 (89) (71) 2 102 2 386
-------------- --------------- --------------
-------------- --------------- --------------
Intérêts
débiteurs (770) (617)
Charges
financières
des
coentreprises (47) (51)
Intérêts
créditeurs
et autres
produits 99 58
Impôts sur les
bénéfices (320) (507)
Participations sans contrôle (71) (106)
--------------
Bénéfice net 993 1 163
--------------
--------------


Pour les exercices terminés les 31 décembre 2008 et 2007, les informations sectorielles ont été reclassées rétroactivement pour tenir compte de toutes ces modifications.



Exercices
terminés
les 31 décembre Pipelines Energie Siège social Total
(non vérifié) -------------- --------------- -------------- --------------
(en millions de
dollars) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Produits 4 650 4 712 3 969 4 116 - - 8 619 8 828
Coûts
d'exploitation
des centrales
et autres
coûts (1 645) (1 590) (1 307) (1 336) (110) (104) (3 062) (3 030)
Achats de
produits de
base revendus - (72) (1 453) (1 829) - - (1 453) (1 901)
Règlements dans
le cadre de la
faillite de
Calpine 279 - - 16 - - 279 16
Radiation des
coûts liés au
projet de GNL
de Broadwater - - (41) - - - (41) -
Autres produits 31 27 1 3 6 2 38 32
-------------- --------------- -------------- --------------
3 315 3 077 1 169 970 (104) (102) 4 380 3 945
Amortissement (989) (1 021) (258) (216) - - (1 247) (1 237)
-------------- --------------- -------------- --------------
2 326 2 056 911 754 (104) (102) 3 133 2 708
-------------- --------------- --------------
-------------- --------------- --------------
Intérêts
débiteurs (943) (943)
Charges
financières
des
coentreprises (72) (75)
Intérêts
créditeurs
et autres
produits 54 120
Impôts sur les
bénéfices (602) (490)
Participations
sans contrôle (130) (97)
--------------
Bénéfice net 1 440 1 223
--------------
--------------



Total de l'actif

(non vérifié)(en millions de dollars) 30 septembre 2009 31 décembre 2008
---------------------------------------------------------- ----------------
---------------------------------------------------------- ----------------

Pipelines 28 895 25 020
Energie 12 078 12 006
Siège social 3 183 2 388
----------------- ----------------
44 156 39 414
----------------- ----------------
----------------- ----------------


4. Dette à long terme

Le 20 octobre 2009, la société a annulé des débentures à 10,625 % d'un montant de 250 millions de dollars.

En avril 2009, TCPL a déposé un prospectus préalable prévoyant l'émission au Canada de billets à moyen terme totalisant 2,0 milliards de dollars afin de remplacer le prospectus préalable canadien de mars 2007, échu en avril 2009, qui lui avait permis d'émettre au Canada des billets à moyen terme totalisant 1,5 milliard de dollars. Aucune émission n'a été effectuée aux termes de ce prospectus préalable.

En février 2009, TCPL a émis des billets à moyen terme portant intérêt à 5,05 % et échéant en février 2014 pour une valeur de 300 millions de dollars ainsi que des billets à moyen terme portant intérêt à 8,05 % et échéant en février 2039 pour une valeur de 400 millions de dollars. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable d'une valeur de 1,5 milliard de dollars déposé en mars 2007.

En janvier 2009, TCPL a émis des billets non garantis de premier rang pour une valeur de 750 millions de dollars US et de 1,25 milliard de dollars US échéant respectivement en janvier 2019 et en janvier 2039 et portant intérêt aux taux respectifs de 7,125 % et de 7,625 %. Ces billets ont été émis aux termes d'un prospectus préalable d'une valeur de 3,0 milliards de dollars US déposé en janvier 2009, aux termes duquel la société dispose d'une capacité résiduelle de 1,0 milliard de dollars US.

Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, la société a capitalisé des intérêts de respectivement 113 millions de dollars et 230 millions de dollars (38 millions de dollars et 97 millions de dollars pour les périodes respectives en 2008) relativement aux projets d'investissement.

5. Capital-actions

Le 30 septembre 2009, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 22 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif conformément au prospectus du 21 septembre 2009, tel qu'il est commenté ci-après, pour un produit brut de 550 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées ont le droit de recevoir des dividendes cumulatifs fixes de 1,15 $ par action par année, payables trimestriellement, pour un taux de rendement de 4,6 % par an, pour la période de cinq ans initiale se terminant le 31 décembre 2014, la date de versement du premier dividende étant prévue pour le 31 décembre 2009. Le taux de dividende sera rajusté le 31 décembre 2014 et tous les cinq ans par la suite à un taux de rendement annuel égal à la somme du taux de rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans en vigueur et de 1,92 %. Les actions privilégiées sont rachetables par TransCanada le ou après le 31 décembre 2014 au prix de 25 $ l'action majoré de tous les dividendes courus et impayés.

Les porteurs d'actions privilégiées auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 2 le 31 décembre 2014 et le 31 décembre tous les cinq ans par la suite. Les porteurs des actions privilégiées de série 2 auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable à un taux de rendement annuel égal à la somme du taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours en vigueur et de 1,92 %.

Le 21 septembre 2009, TransCanada a déposé un prospectus préalable de base simplifié permettant l'émission, à concurrence de 3,0 milliards de dollars, d'actions ordinaires, d'actions privilégiées de premier ou de second rang et (ou) de reçus de souscription, au Canada et aux Etats-Unis, jusqu'en octobre 2011. Ce prospectus préalable de base a remplacé le prospectus préalable de base qui avait été déposé en juillet 2008, aux termes duquel le nombre maximal d'actions ordinaires avait été émises ainsi qu'il est commenté ci-dessous.

En juin 2009, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 58,4 millions d'actions ordinaires, y compris le plein exercice de l'option de surallocation d'un preneur ferme. Le produit du placement d'actions ordinaires et de l'option de surallocation a totalisé 1,8 milliard de dollars.

Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, TransCanada a émis respectivement 2,5 millions d'actions ordinaires et 6,0 millions d'actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RRD") plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant totalisant respectivement 73 millions de dollars et 182 millions de dollars. Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, TransCanada a émis respectivement 1,7 million d'actions ordinaires et 4,8 millions d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant totalisant respectivement 65 millions de dollars et 177 millions de dollars. Les dividendes aux termes du RRD ont été versés par le truchement d'actions ordinaires nouvellement émises.

6. Instruments financiers et gestion des risques

TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de marché, de crédit lié aux contreparties et de liquidité auxquels elle est exposée.

Risque de crédit lié aux contreparties et risque de liquidité

A la date du bilan, le risque de crédit lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait principalement à la valeur comptable, qui se rapproche de la juste valeur, des actifs financiers non dérivés, tels que les débiteurs, ainsi qu'à la juste valeur des actifs dérivés. Des lettres de crédit et des liquidités sont les principaux types de garanties pour ces montants. La société ne détient, auprès d'une contrepartie donnée, aucune concentration importante de risque de crédit lié aux contreparties et la majorité des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée. Au 30 septembre 2009, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou représentant une perte de valeur.

Une certaine incertitude persiste sur les marchés financiers mondiaux, et TransCanada continue de surveiller étroitement et d'évaluer la solvabilité de ses contreparties. Dans ce contexte, TransCanada a réduit ou atténué le risque lié à de telles contreparties lorsqu'elle l'a jugé nécessaire ou lorsque les modalités contractuelles le permettaient. Dans le cadre de son exploitation, TransCanada doit équilibrer le risque de marché et le risque de crédit lié aux contreparties au moment de prendre des décisions d'ordre opérationnel.

La société continue de gérer le risque de liquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles.

Analyse de la valeur à risque

TransCanada a recours à la méthode de valeur à risque ("VaR") pour estimer l'incidence de son exposition au risque de marché sur ses positions liquides ouvertes. La VaR représente la variation potentielle du résultat avant les impôts pour un horizon temporel déterminé. Elle est calculée en présumant d'un intervalle de confiance de 95 % que la variation quotidienne découlant des fluctuations normales de ses positions ouvertes sur le marché ne sera pas supérieure à la VaR déclarée. Bien que les pertes ne devraient pas être supérieures aux estimations statistiques de la VaR dans 95 % des cas, il est possible, dans 5 % des cas, qu'elles soient beaucoup plus importantes que la VaR estimative. La VaR consolidée de TransCanada était de 14 millions de dollars au 30 septembre 2009 (23 millions de dollars au 31 décembre 2008). Le recul depuis le 31 décembre 2008 s'explique principalement par la baisse des prix et les positions ouvertes inférieures au sein du portefeuille d'installations énergétiques aux Etats-Unis.

Stocks de gaz naturel

Au 30 septembre 2009, la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif déterminée à l'aide d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente s'établissait à 73 millions de dollars (76 millions de dollars au 31 décembre 2008).

La variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 a donné lieu respectivement à un gain non réalisé net de respectivement 16 millions de dollars avant les impôts et à une perte non réalisée nette de 13 millions de dollars avant les impôts (pertes non réalisées de 108 millions de dollars et de 6 millions de dollars pour les périodes respectives de 2008), lesquels ont été constatés dans les produits et les stocks. Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, la variation nette de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à une perte non réalisée nette de 2 millions de dollars avant les impôts et à un gain non réalisé net de 7 millions de dollars avant les impôts (gain non réalisé de 106 millions de dollars et perte non réalisée de 1 million de dollars pour les périodes respectives de 2008), montants qui ont été constatés dans les produits.

Investissement net dans des établissements étrangers autonomes

La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars américains pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 30 septembre 2009, la société avait désigné, en tant que couverture de son investissement net, des titres d'emprunt libellés en dollars américains ayant une valeur comptable de 8,1 milliards de dollars (7,6 milliards de dollars US) et une juste valeur de 9,2 milliards de dollars (8,6 milliards de dollars US). Au 30 septembre 2009, un montant de 51 millions de dollars a été inclus dans les autres actifs pour la juste valeur des instruments dérivés utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars américains de la société dans des établissements étrangers.

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

Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net
dans des établissements étrangers autonomes



30 septembre 2009 31 décembre 2008
----------------------- -----------------------
Actif (passif) Montant Montant
(non vérifié) Juste nominal ou Juste nominal ou
(en millions de dollars) valeur(1) en capital valeur(1) en capital
--------------------------------------- ---------- ---------- -----------
--------------------------------------- ---------- ---------- -----------

Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 à 2014)(2) 40 1 650 US (218) 1 650 US
Contrats de change à terme en
dollars US
(échéant de 2009 à 2010)(2) 7 635 US (42) 2 152 US
Options en dollars US
(échéant en 2009)(2) 4 400 US 6 300 US
----------- ------------ ----------- -----------
51 2 685 US (254) 4 102 US
----------- ------------ ----------- -----------
----------- ------------ ----------- -----------

(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 30 septembre 2009.


Sommaire des instruments financiers non dérivés

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non dérivés s'établissent comme suit :



30 septembre 2009 31 décembre 2008
----------------------- -----------------------
(non vérifié) Valeur Juste Valeur Juste
(en millions de dollars) comptable valeur comptable valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Actifs financiers(1)
Trésorerie et équivalents
de trésorerie 2 406 2 406 1 308 1 308
Débiteurs et autres
actifs(2)(3) 983 983 1 404 1 404
Actifs disponibles à la
vente(2) 23 23 27 27
----------- ------------ ----------- -----------
3 412 3 412 2 739 2 739
----------- ------------ ----------- -----------
----------- ------------ ----------- -----------

Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 1 324 1 324 1 702 1 702
Créditeurs et montants
reportés(4) 1 606 1 606 1 372 1 372
Intérêts courus 342 342 359 359
Dette à long terme et
billets subordonnés de
rang inférieur 18 469 21 388 17 367 16 152

Dette à long terme des
coentreprises 1 090 1 149 1 076 1 052
----------- ------------ ----------- -----------
22 831 25 809 21 876 20 637
----------- ------------ ----------- -----------
----------- ------------ ----------- -----------

(1) Le bénéfice net consolidé en 2009 et en 2008 comprenait des gains ou des
pertes non réalisés de néant au titre des ajustements de la juste valeur
pour chacun de ces instruments financiers.
(2) Au 30 septembre 2009, le bilan consolidé comprenait des actifs
financiers de 834 millions de dollars (1 257 millions de dollars au 31
décembre 2008) dans les débiteurs et de 172 millions de dollars (174
millions de dollars au 31 décembre 2008) dans les autres actifs.
(3) Constatés au coût après amortissement.
(4) Au 30 septembre 2009, le bilan consolidé comprenait des passifs
financiers de 1 604 millions de dollars (1 350 millions de dollars au 31
décembre 2008) dans les créditeurs et de 2 millions de dollars (22
millions de dollars au 31 décembre 2008) dans les montants reportés.


Sommaire des instruments financiers dérivés

Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :



30 septembre 2009
(non vérifié)
(tous les montants
sont en millions,
sauf indication Gaz Produits
contraire) Electricité naturel pétroliers Change Intérêts
----------------------------- -------- ------------ -------- -----------
----------------------------- -------- ------------ -------- -----------

Instruments
financiers dérivés
détenus à des fins
de transaction(1)
Justes valeurs(2)
Actifs 126 $ 129 $ 4 $ 4 $ 35 $
Passifs (71)$ (134)$ (3)$ (64)$ (81)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 9 876 204 180 - -
Ventes 9 718 171 228 - -
En dollars CA - - - - 699
En dollars US - - - 426 US 1 425 US
Swaps de devises - - - 227/157 US -

(Pertes) gains
net(te)s non
réalisé(e)s de la
période(4)
Trimestre terminé le
30 septembre 2009 (8)$ 21 $ (1)$ 2 $ (7)$
Période de neuf mois
terminée le 30
septembre 2009 11 $ (4)$ 1 $ 4 $ 20 $

Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la
période(4)
Trimestre terminé le
30 septembre 2009 23 $ (43)$ 1 $ 11 $ (5)$
Période de neuf mois
terminée le 30
septembre 2009 53 $ (56)$ - 28 $ (14)$

Dates d'échéance 2009-2014 2009-2014 2009-2010 2009-2012 2009-2018

Instruments financiers
dérivés faisant
l'objet de
relations de
couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 229 $ 2 $ - - 6 $
Passifs (154)$ (15)$ - (36)$ (67)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 13 597 24 - - -
Ventes 14 806 - - - -
En dollars US - - - - 1 825 US
Swaps de devises - - - 136/100 US -

Gains (pertes)
net(te)s
réalisé(e)s de la
période(4)
Trimestre terminé le
30 septembre 2009 30 $ (8)$ - - (10)$
Période de neuf mois
terminée le 30
septembre 2009 108 $ (28)$ - - (27)$

Dates d'échéance 2009-2015 2009-2012 s.o. 2009-2013 2010-2020
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Tous les instruments financiers dérivés faisant partie de la catégorie
d'instruments détenus à des fins de transaction ont été conclus à des
fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques
et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les
instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures
ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui
ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le
risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité, au gaz
naturel et aux produits pétroliers sont présentés respectivement en GWh,
en Gpi3 et en milliers de barils.
(4) Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments
financiers dérivés détenus à de fins de transaction et liés à
l'électricité, au gaz naturel et aux produits pétroliers sont inclus
dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus
respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres produits. La tranche efficace des gains et des
pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par
des relations de couverture est initialement constatée dans les autres
éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits,
les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres produits,
le cas échéant, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 6
millions de dollars et une valeur nominale de 150 millions de dollars
US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour
le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, à
respectivement 1 million de dollars et 3 millions de dollars, sont
inclus dans les intérêts débiteurs. Au troisième trimestre de 2009, la
société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à
une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2009 comprenait des gains de respectivement 1 million de
dollars et 2 millions de dollars 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. Pour le trimestre et
la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, le bénéfice net
ne reflète aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux
de trésorerie abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation
de l'efficacité des couvertures.



2008
(non vérifié)
(tous les montants
sont en millions,
sauf indication Gaz Produits
contraire) Electricité naturel pétroliers Change Intérêts
------------------------------ ------- ------------- ------- -----------
------------------------------ ------- ------------- ------- -----------

Instruments
financiers
dérivés détenus
à des fins de
transaction
Justes
valeurs(1)(4)
Actifs 132 $ 144 $ 10 $ 41 $ 57 $
Passifs (82)$ (150)$ (10)$ (55)$ (117)$
Valeurs
nominales(4)
Volumes(2)
Achats 4 035 172 410 - -
Ventes 5 491 162 252 - -
En dollars CA - - - - 1 016

En dollars US - - - 479 US 1 575 US
En yens japonais
(en milliards) - - - 4,3 YJ -
Swaps de devises - - - 227/157 US -

Gains (pertes) net(te)s
non réalisé(e)s de la
période(3)
Trimestre terminé le
30 septembre 2008 5 $ (1)$ - - 5 $
Période de neuf mois
terminée le 30
septembre 2008 - (12)$ - (7)$ 3 $

Gains (pertes)
net(te) réalisé(e)s
de la période(3)
Trimestre terminé le
30 septembre 2008 12 $ (11)$ - 2 $ 2 $
Période de neuf mois
terminée le 30
septembre 2008 21 $ (6)$ - 12 $ 12 $

Dates d'échéance(4) 2009-2014 2009-2011 2009 2009-2012 2009-2018

Instruments financiers
dérivés faisant
l'objet de
relations de
couverture(5)(6)
Justes valeurs(1)(4)
Actifs 115 $ - - 2 $ 8 $
Passifs (160)$ (18)$ - (24)$ (122)$
Valeurs nominales(4)
Volumes(2)
Achats 8 926 9 - - -
Ventes 13 113 - - - -
En dollars CA - - - - 50
En dollars US - - - 15 US 1 475 US
Swaps de devises - - - 136/100 US -

Gains (pertes)
net(te)s réalisé(e)s
de la période(3)
Trimestre terminé le
30 septembre 2008 14 $ (1)$ - - (2)$
Période de neuf mois
terminée le 30
septembre 2008 (24)$ 18 $ - - (4)$

Dates d'échéance(4) 2009-2014 2009-2011 s.o. 2009-2013 2009-2019
------------------------------- --------- ---------- ----------- -----------
------------------------------- --------- ---------- ----------- -----------

(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité, au gaz
naturel et aux produits pétroliers sont présentés respectivement en GWh,
en Gpi3 et en milliers de barils.
(3) Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments
financiers dérivés détenus à des fins de transaction et liés à
l'électricité, au gaz naturel et aux produits pétroliers sont inclus
dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés
sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus
respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres produits. La tranche efficace des gains et des
pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des
relations de couverture est initialement constatée dans les autres
éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits,
les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres produits,
le cas échéant, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(4) Au 31 décembre 2008.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 8
millions de dollars et une valeur nominale de 50 millions de dollars et
50 millions de dollars US au 31 décembre 2008. Pour le trimestre et la
période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, les gains réalisés
nets sur la juste valeur des couvertures se sont élevés respectivement à
1 million de dollars et à 1 million de dollars, montants constatés dans
les intérêts débiteurs. Au troisième trimestre de 2008, la société n'a
constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence
d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois terminés le
30 septembre 2008 comprenait des gains de respectivement 7 millions de
dollars et 4 millions de dollars 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. Pour le trimestre et
la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, le bénéfice net
ne reflète aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux
de trésorerie abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation
de l'efficacité des couvertures.


Présentation des instruments financiers dérivés au bilan

La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de la société s'établit comme suit :



(non vérifié)
(en millions de dollars) 30 septembre 2009 31 décembre 2008
------------------------------------------------------- -------------------
------------------------------------------------------- -------------------

Exigibles
Autres actifs à court terme 370 318
Créditeurs (359) (298)

A long terme
Autres actifs 216 191
Montants reportés (266) (694)
------------------ ------------------
------------------ ------------------


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 se présente comme suit :



Trimestres terminés les 30 Autres régimes
septembre Régimes de retraite d'avantages sociaux
--------------------- -----------------------
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------- ------------ ---------- -----------

Coût des services rendus
au cours de la période 11 13 - -
Intérêts débiteurs 22 20 2 2
Rendement prévu des actifs
des régimes (24) (23) - -
Amortissement de la perte
actuarielle nette 2 4 1 1
Amortissement des coûts au
titre des services passés 1 1 - -
----------- ----------- ----------- -----------
Coût net constaté au titre
des avantages 12 15 3 3
----------- ----------- ----------- -----------
----------- ----------- ----------- -----------

Périodes de neuf mois
terminées les 30 septembre Autres régimes
Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non vérifié) ---------------------- -----------------------
(en millions de dollars) 2009 2008 2009 2008
----------------------- -----------------------
Coût des services rendus au
cours de la période 34 38 1 1
Intérêts débiteurs 67 59 6 6
Rendement prévu des actifs
des régimes (75) (69) (1) (1)
Amortissement de
l'obligation transitoire
liée à l'entreprise
réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte
actuarielle nette 4 13 2 2
Amortissement des coûts au
titre des services passés 3 3 - -
----------- ----------- ----------- -----------
Coût net constaté au titre
des avantages 33 44 9 9
----------- ----------- ----------- -----------
----------- ----------- ----------- -----------


8. Acquisitions et cessions

Le 14 août 2009, TransCanada a acheté la participation restante de 20 % de ConocoPhillips dans Keystone en contrepartie de 553 millions de dollars US et de la prise en charge d'une dette à court terme de 197 millions de dollars US. Cette acquisition a porté à 100 % la participation de TransCanada dans Keystone. Le prix d'achat tient compte des apports de capitaux versés jusqu'ici par ConocoPhillips et inclut une provision pour les fonds utilisés pendant la construction. TransCanada a commencé à consolider intégralement les résultats de Keystone avec ceux du secteur des pipelines au moment de l'acquisition.

Le 1er juillet 2009, TransCanada a vendu le pipeline North Baja à PipeLines LP. Dans le cadre l'opération, TransCanada a convenu de modifier ses droits de distribution incitatifs auprès de PipeLines LP. La contrepartie totale remise à TransCanada par PipeLines LP avoisinait les 395 millions de dollars US et comportait 200 millions de dollars US sous forme d'encaisse et 6 371 680 parts ordinaires de PipeLines LP. PipeLines LP a financé cette opération en prélevant 170 millions de dollars US sur sa facilité de crédit bancaire confirmée de 250 millions de dollars US. A la suite de l'opération, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été portée à 42,6 %. La participation accrue de TransCanada dans PipeLines LP a donné lieu à une réduction des participations sans contrôle et à une augmentation du surplus d'apport.

9. Engagements, garanties et éventualités

Engagements

Le 14 août 2009, la société a acheté le reste de la participation de ConocoPhillips dans Keystone. Par conséquent, TransCanada a assumé la part de ConocoPhillips de l'investissement de capitaux requis pour terminer le projet, ce qui devrait se traduire par un engagement supplémentaire d'environ 1,7 milliard de dollars US d'ici la fin de 2012.

Garanties

Par suite de l'acquisition de la participation restante dans Keystone, le risque éventuel pour la société découlant des garanties des entités qu'elle détient en partie a été réduit d'environ 305 millions de dollars pour passer à 678 millions de dollars depuis le 31 décembre 2008.

Eventualités

Les montants reçus au cours d'une année conformément au mécanisme de prix plancher de Bruce B doivent être remboursés si les prix sur le marché au comptant pour le reste de l'année visée sont supérieurs au prix plancher. TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de 2009 et, par conséquent, aucun montant constaté dans les produits pour les neuf premiers mois de 2009 ne devrait être remboursable.

10. Evénements postérieurs à la date du bilan

Les événements postérieurs ont été évalués jusqu'à la date de diffusion possible des états financiers, soit le 3 novembre 2009.

Renseignements

  • TransCanada
    Renseignements aux médias
    Cecily Dobson/Terry Cunha
    (403) 920-7859 or (800) 608-7859
    ou
    Renseignements aux analystes
    David Moneta/Myles Dougan/Terry Hook
    (403) 920-7911 or (800) 361-6522
    Site Web: www.transcanada.com