TransCanada Power, L.P.
TSX : TPL.UN

TransCanada Power, L.P.

28 juil. 2005 10h39 HE

S.E.C. TransCanada Electricité annonce les résultats du deuxième trimestre de 2005

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 28 juillet 2005) - TransCanada Power Services Ltd. (TSX:TPL.UN), commandité de S.E.C. TransCanada Electricité (la société), a déclaré des fonds provenant de l'exploitation respectivement de 37,1 millions de dollars (0,78 $ par part) et de 78,7 millions de dollars (1,66 $ par part) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, comparativement à 29,9 millions de dollars (0,66 $ par part) et 59,2 millions de dollars (1,41 $ par part) pour les mêmes périodes en 2004. Les augmentations des fonds provenant de l'exploitation, au total et par part, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, sont principalement attribuables à l'acquisition des centrales de Curtis Palmer et de ManChief le 30 avril 2004 et de celles de Mamquam et de Queen Charlotte le 23 juillet 2004.

Le bénéfice net s'est chiffré respectivement à 15,5 millions de dollars (0,33 $ par part) et à 37,3 millions de dollars (0,79 $ par part), pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, comparativement à 21,3 millions de dollars (0,48 $ par part) et à 41,4 millions de dollars (0,99 $ par part) pour les mêmes périodes en 2004. Le recul du bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2005 s'explique surtout par les pertes de change non réalisées à la conversion de la dette libellée en dollars US de la société en 2005, comparativement à des gains de change non réalisés pour les périodes correspondantes de 2004. Ces variations des gains et pertes de change ont fait baisser le bénéfice net respectivement de 8,9 millions de dollars (0,20 $ par part) et de 10,0 millions de dollars (0,23 $ par part) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, et elles sont neutralisées en partie par la marge d'exploitation des quatre centrales acquises en 2004.

Pour le deuxième trimestre de 2005, la société a déclaré des distributions de fonds de 29,8 millions de dollars (0,63 $ par part), soit des distributions comparables à celles déclarées pour la même période en 2004. Tout au long de l'exercice, la société a recours aux fonds provenant de l'exploitation en excédent sur les distributions de fonds pour assurer l'égalisation de ses distributions de fonds trimestrielles futures et financer en partie ses dépenses en immobilisations.



Points saillants de l'exploitation
et des résultats financiers
(non vérifié) (en millions de Trimestres Semestres
dollars, sauf les montants par terminés les terminés les
part et les données sur 30 juin 30 juin
l'exploitation) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Electricité produite (GWh) 723 536 1 420 1 108

Moyenne pondérée du taux de
disponibilité des centrales(1) 87 % 96 % 92 % 97 %

Fonds provenant de l'exploitation 37,1 29,9 78,7 59,2
Par part 0,78 $ 0,66 $ 1,66 $ 1,41 $

Bénéfice net 15,5 21,3 37,3 41,4
Par part 0,33 $ 0,48 $ 0,79 $ 0,99 $

Distributions de fonds 29,8 29,8 59,7 54,6
Par part 0,63 $ 0,63 $ 1,26 $ 1,26 $

Nombre moyen pondéré de parts
en circulation 47,4 44,7 47,4 42,0

1) On trouve plus de détails sous la rubrique Rapport de gestion


RAPPORT DE GESTION

Daté du 26 juillet 2005, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non vérifiés ci-joints de la société pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, et il doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés vérifiés et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2004 de la société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2004. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur la société, y compris la notice annuelle et les documents d'information permanente, sur SEDAR à www.sedar.com, sous S.E.C. TransCanada Electricité.

RESULTATS D'EXPLOITATION

La société a déclaré des fonds provenant de l'exploitation respectivement de 37,1 millions de dollars (0,78 $ par part) et de 78,7 millions de dollars (1,66 $ par part) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, comparativement à 29,9 millions de dollars (0,66 $ par part) et 59,2 millions de dollars (1,41 $ par part) pour les mêmes périodes en 2004. Les augmentations des fonds provenant de l'exploitation, au total et par part, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, sont principalement attribuables à l'acquisition des centrales de Curtis Palmer et de ManChief le 30 avril 2004 et de celles de Mamquam et de Queen Charlotte le 23 juillet 2004.



Trimestres Semestres
Marge d'exploitation terminés les terminés les
(en millions de dollars) 30 juin 30 juin
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Centrales de l'Ontario 16,3 16,2 38,2 38,1
Williams Lake 4,9 4,8 11,9 11,8
Mamquam/Queen Charlotte 5,1 - 7,8 -
Curtis Palmer 13,2 7,4 24,7 7,4
ManChief 5,1 3,1 9,6 3,1
Castleton 2,0 2,0 4,0 4,2
------------------------------------
46,6 33,5 96,2 64,6
------------------------------------
------------------------------------


A 46,6 millions de dollars, la marge d'exploitation du trimestre terminé le 30 juin 2005 est de 13,1 millions de dollars supérieure à celle de la même période en 2004. Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, la marge d'exploitation s'est élevée à 96,2 millions de dollars, soit 31,6 millions de dollars de plus que celle de la même période en 2004. Les quatre centrales acquises en 2004 ont apporté respectivement 12,9 millions de dollars et 31,6 millions de dollars à ces augmentations pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005. La marge d'exploitation du trimestre et du semestre terminé le 30 juin 2005 pour les centrales de l'Ontario ainsi que celles de Williams Lake et de Castleton a été comparable à celle des périodes correspondantes de 2004.

Information non conforme aux PCGR

La société utilise la marge d'exploitation et les fonds provenant de l'exploitation par part en tant que mesures du rendement des centrales et de la société dans son ensemble. Ces données ne constituent pas des mesures financières définies dans les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada, et elles n'ont n'a pas de significations normalisées prescrites par les PCGR. Par conséquent, ces mesures peuvent ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entreprises.

Les fonds provenant de l'exploitation par part équivalent aux fonds provenant de l'exploitation divisés par le nombre moyen pondéré de parts en circulation des périodes respectives. La marge d'exploitation correspond aux produits d'exploitation moins le coût du combustible, les charges d'exploitation et d'entretien et les autres charges d'exploitation des centrales.



Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(en millions de dollars) 30 juin 30 juin
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Marge d'exploitation 46,6 33,5 96,2 64,6
Autres charges 27,8 10,9 53,8 21,8
----------------------------------
Bénéfice net avant impôts sur
les bénéfices 18,8 22,6 42,4 42,8
----------------------------------
----------------------------------


Produits d'exploitation et
production des centrales
(en millions de dollars,
sauf les GWh) Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------------------------------------
GWh 2005 GWh 2004 GWh 2005 GWh 2004
Centrales de l'Ontario
- Electricité 332 25,9 344 25,6 679 60,1 705 58,6
- Produits de mise
en valeur 3,7 3,1 6,6 6,2
- Gaz détourné 3,3 3,2 4,4 4,9
----- ----- ----- -----
32,9 31,9 71,1 69,7
Williams Lake
- Energie garantie 113 8,2 110 8,2 241 17,4 239 17,6
- Energie excédentaire 10 0,4 12 0,5 23 0,9 27 1,0
----------------------------------------------
123 8,6 122 8,7 264 18,3 266 18,6

Mamquam/Queen
Charlotte (2)(3) 106 5,5 s.o. s.o. 159 8,9 s.o. s.o.

Curtis Palmer (2) 95 14,9 51 8,5 178 28,1 51 8,5

ManChief (2) (4) 9 6,5 - 4,7 13 12,7 - 4,7

Castleton 58 3,9 19 4,0 127 7,7 86 7,9
----------------------------------------------
723 72,3 536 57,8 1 420 146,8 1 108 109,4
------------------------------------------------------------------------


Trimestres Semestres
Moyenne pondérée du taux de terminés les terminés les
disponibilité des centrales (1) 30 juin 30 juin
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Centrales de l'Ontario 96 % 98 % 98 % 98 %
Williams Lake 87 % 86 % 94 % 93 %
Mamquam/Queen Charlotte (2) (3) 98 % s.o. 89 % s.o.
Curtis Palmer (2) 97 % 97 % 99 % 97 %
ManChief (2) (4) 74 % 100 % 87 % 100 %
Castleton 87 % 86 % 93 % 93 %
------------------------------------------------------------------------

(1) La capacité disponible d'une centrale représente le pourcentage du
temps, durant la période, pendant lequel la centrale est disponible
pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non,
duquel les arrêts d'exploitation pour entretien préventif et
correctif sont soustraits.
(2) Depuis les dates d'acquisition : Curtis Palmer et ManChief - le 30
avril 2004; Mamquam et Queen Charlotte - le 23 juillet 2004.
(3) Les installations de la centrale de 50 MW de Mamquam étaient hors
d'usage pendant une partie du premier trimestre de 2005 en raison
d'un arrêt d'exploitation pour entretien préventif.
(4) Les installations de la centrale de 300 MW de ManChief étaient
hors d'usage pendant une partie du deuxième trimestre de 2005 en
raison d'un arrêt d'exploitation pour entretien préventif.


Les produits d'exploitation ont totalisé respectivement 72,3 millions de dollars et 146,8 millions de dollars, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, soit 14,5 millions de dollars et 37,4 millions de dollars de plus que pour les périodes correspondantes de 2004. L'augmentation de ces produits est principalement attribuable à l'acquisition des centrales de Curtis Palmer, de ManChief, de Mamquam et de Queen Charlotte en 2004.

Les ventes d'électricité des centrales de l'Ontario se sont élevées respectivement à 25,9 millions de dollars et à 60,1 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminé le 30 juin 2005, enregistrant une hausse de 0,3 million de dollars et de 1,5 million de dollars comparativement à celles de la même période en 2004, et ce, principalement en raison de la hausse des prix contractuels prévus aux conventions d'achat d'électricité (CAE). Les produits des opérations de mise en valeur découlent de réductions volontaires de la production commandées par le gérant de façon à vendre le gaz naturel inutilisé aux prix du marché. Habituellement, ces réductions ont lieu pendant les heures creuses, lorsque l'électricité est vendue à des prix contractuels plus faibles. Le gaz est détourné lorsque le gaz vendu par la société excède les exigences quotidiennes de la centrale dans des situations autres que la réduction volontaire. Cette situation se produit principalement durant les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ou entretien correctif. Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les produits des opérations de mise en valeur se sont accrus en raison de la progression des prix du gaz naturel sur le marché durant le deuxième trimestre de 2005.

Les produits d'exploitation de la centrale de Williams Lake proviennent de la vente d'énergie garantie, des mécanismes de recouvrement des coûts et de la vente d'énergie excédentaire en vertu des CAE passées avec BC Hydro. Les ventes d'énergie garantie ont totalisé 17,4 millions de dollars pour le semestre terminé le 30 juin 2005, soit une légère baisse comparativement au chiffre de 17,6 millions de dollars inscrit pour la même période en 2004.

Les centrales de Mamquam et de Queen Charlotte, que la société a acquises durant le troisième trimestre de 2004, ont affiché des produits d'exploitation respectivement de 5,5 millions de dollars et de 8,9 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005. Pour le trimestre terminé le 30 juin 2005, les produits d'exploitation des centrales de Curtis Palmer et de ManChief, que la société a acquises durant le deuxième trimestre de 2004, se sont chiffrés respectivement à 14,9 millions de dollars et à 6,5 millions de dollars, comparativement à 8,5 millions de dollars et à 4,7 millions de dollars pour la période correspondante de 2004. La hausse des produits pour chacune des centrales au deuxième trimestre s'explique principalement par le fait que la société en était propriétaire pendant un trimestre complet en 2005. Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, les produits d'exploitation des centrales de Curtis Palmer et de ManChief se sont établis respectivement à 28,1 millions de dollars et à 12,7 millions de dollars, alors qu'ils avaient totalisé 8,5 millions de dollars et 4,7 millions de dollars pour la même période en 2004.

Les produits d'exploitation de la centrale de Castleton ont totalisé respectivement 3,9 millions de dollars et 7,7 millions de dollars, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, ce qui représente de légères diminutions par rapport aux produits d'exploitation des périodes correspondantes de 2004.

Coût du combustible

Le coût du combustible, qui comprend le coût du produit et les frais de transport, s'est établi respectivement à 14,5 millions de dollars et à 28,5 millions de dollars, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, comparativement 14,0 millions de dollars et à 27,5 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004. Les légères augmentations du coût du combustible découlent principalement des hausses contractuelles pour les centrales de l'Ontario, annulées en partie par la baisse des coûts du combustible à la centrale de Williams Lake. Les coûts du combustible pour la centrale de Castleton pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005 ont été comparables à ceux de la période correspondante de 2004. Les centrales hydroélectriques de Curtis Palmer, de Mamquam et de Queen Charlotte n'ont pas engagé de coûts de combustible. L'acheteur d'électricité aux termes de la CAE de ManChief fournit tout le combustible requis pour cette centrale. La société a cependant l'obligation de payer les charges liées à la demande pour le transport de gaz naturel jusqu'à l'installation.

Charges d'exploitation et d'entretien

Les charges d'exploitation et d'entretien correspondent aux frais fixes, rajustés annuellement à l'inflation, représentant les honoraires payables à TransCanada Corporation (TransCanada) pour l'exploitation et l'entretien courant des centrales. Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les charges d'exploitation et d'entretien ont totalisé respectivement 7,0 millions de dollars et 14,0 millions de dollars, soit 0,7 million de dollars et 2,3 millions de dollars de plus que pour les périodes correspondantes de 2004. Ces hausses traduisent principalement les charges d'exploitation et d'entretien pour les centrales de Curtis Palmer, de ManChief, de Mamquam et de Queen Charlotte acquises en 2004.

Autres charges d'exploitation des centrales

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les autres charges d'exploitation des centrales, qui comprennent l'assurance, les impôts fonciers et les grands travaux d'entretien, ont totalisé respectivement 4,2 millions de dollars et 8,1 millions de dollars, comparativement à 4,0 millions de dollars et à 5,6 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004. Les augmentations doivent surtout être attribuées aux primes d'assurance et aux impôts fonciers supplémentaires à payer relativement aux centrales acquises en 2004.

Epuisement et amortissement

Les charges d'amortissement et d'épuisement, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, se sont établies respectivement à 16,5 millions de dollars et à 33,0 millions de dollars, comparativement à 13,8 millions de dollars et à 23,0 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004. L'accroissement des charges d'épuisement et d'amortissement est en très grande partie attribuable aux centrales et aux CAE connexes acquises en 2004.

Gestion et administration

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les charges de gestion et d'administration, qui comprennent les honoraires payables à TransCanada ainsi que les frais généraux et administratifs, ont augmenté respectivement de 0,8 million de dollars et de 1,0 million de dollars comparativement aux charges de gestion et d'administration des périodes correspondantes de 2004, surtout en raison de la hausse des coûts liés au nombre accru de centrales.

Gains et pertes de change

La société a déclaré des pertes de change de 2,8 millions de dollars pour le trimestre terminé le 30 juin 2005, alors qu'elle avait inscrit des gains de change de 5,9 millions de dollars pour la même période en 2004. Par ailleurs, des pertes de change de 4,1 millions de dollars ont été inscrites pour le semestre terminé le 30 juin 2005, alors que des gains de change de 6,1 millions de dollars avaient été constatés pour la même période en 2004. Les gains et les pertes de change découlent de la conversion des actifs et passifs monétaires libellés en dollars US de la société. Les pertes de change inscrites en 2005 découlent presque entièrement de la conversion des titres de créance libellés en dollars US de la société et du raffermissement du dollar US depuis le 31 décembre 2004.

Charges financières et autres

A 6,3 millions de dollars et à 12,7 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les charges financières étaient de 4,7 millions de dollars et 10,8 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004. Ces hausses des charges financières proviennent des intérêts débiteurs sur les titres de créance à long terme émis par la société en 2004 pour financer les acquisitions de centrales.

Impôts sur les bénéfices

Les impôts sur les bénéfices se rapportent uniquement aux impôts des filiales américaines de la société. Les impôts exigibles pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005 étaient respectivement de 2,6 millions de dollars et de 3,7 millions de dollars, comparativement à 1,2 million de dollars et à 1,5 million de dollars pour les mêmes périodes en 2004. Les impôts futurs pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005 se sont élevés à 0,7 million de dollars et à 1,4 million de dollars, soit une hausse de 0,6 million de dollars et de 1,5 million de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2004. La hausse des impôts exigibles et des impôts futurs est surtout attribuable à la progression du bénéfice des centrales américaines acquises par la société au deuxième trimestre de 2004.

Bénéfice net

Le bénéfice net s'est chiffré respectivement à 15,5 millions de dollars (0,33 $ par part) et à 37,3 millions de dollars (0,79 $ par part), pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, comparativement à 21,3 millions de dollars (0,48 $ par part) et à 41,4 millions de dollars (0,99 $ par part) pour les mêmes périodes en 2004. Le recul du bénéfice net du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2005 s'explique surtout par les pertes de change non réalisées à la conversion de la dette libellée en dollars US de la société en 2005, comparativement à des gains de change non réalisés pour les périodes correspondantes de 2004. Ces variations des gains et pertes de change ont fait baisser le bénéfice net respectivement de 8,9 millions de dollars (0,20 $ par part) et de 10,0 millions de dollars (0,23 $ par part) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, respectivement, et elles sont neutralisées en partie par la marge d'exploitation des quatre centrales acquises en 2004.

LIQUIDITES ET RESSOURCES EN CAPITAL

Distributions de fonds

Pour les premier et deuxième trimestres de 2005, la société a déclaré des distributions de fonds de 0,63 $ par part, soit des distributions comparables à celles déclarées pour la même période en 2004. Tout au long de l'exercice, la société a recours aux fonds provenant de l'exploitation en excédent sur les distributions de fonds pour assurer l'égalisation de ses distributions de fonds trimestrielles futures et financer en partie ses dépenses en immobilisations.

Les distributions de fonds du deuxième trimestre de 2005, soit 0,63 $ par part, seront versées le 29 juillet 2005 aux porteurs de parts inscrits le 30 juin 2005.

Dépenses en immobilisations

Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, les dépenses en immobilisations ont totalisé 3,1 millions de dollars. Elles ont été affectées principalement aux améliorations apportées aux centrales.


GESTION DU RISQUE DE CHANGE

La société gère le risque de change lié aux flux de trésorerie futurs anticipés et libellés en dollars US qu'elle tire de ses centrales américaines en ayant recours à des contrats de change à terme comportant une échéance maximale de six ans. Au 30 juin 2005, des flux de trésorerie futurs totalisant 88,4 millions de dollars US étaient visés par des opérations de couverture échéant entre 2005 et 2011 à un taux de change moyen pondéré de 1,35.



Trimestres Semestres
OPERATIONS ENTRE APPARENTES terminés les terminés les
(en millions de dollars) 30 juin 30 juin
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation
Paiements de capacité
- Castleton 3,7 4,0 7,4 7,9
Produits de mise en valeur
- centrales de l'Ontario 3,7 3,1 6,6 6,2
Ventes de gaz détourné
- centrales de l'Ontario 3,3 3,2 4,4 4,9
Honoraires de garantie de
Calstock - centrales
de l'Ontario 0,8 0,8 1,7 1,2
-------------------------------------
11,5 11,1 20,1 20,2
-------------------------------------

Coût du combustible
Approvisionnement en gaz de
combustion - centrales
de l'Ontario 6,1 5,5 11,8 11,1
Transport de gaz - centrales
de l'Ontario 2,8 3,0 5,6 6,0
Chaleur résiduelle - centrales
de l'Ontario 0,2 0,1 0,3 0,2
Charges relatives à la demande
de gaz - Castleton 0,6 0,6 1,2 1,2
-------------------------------------
9,7 9,2 18,9 18,5
-------------------------------------

Charges d'exploitation
et d'entretien 7,0 6,3 14,0 11,7
-------------------------------------

Gestion et administration
Honoraires de base 0,3 0,3 0,6 0,6
Honoraires incitatifs 0,5 0,5 1,0 0,9
Honoraires de mise en valeur 0,5 0,5 0,8 0,9
-------------------------------------
1,3 1,3 2,4 2,4
-------------------------------------

Frais d'acquisition - 5,8 - 5,8
-------------------------------------

Intérêts débiteurs
Ligne de crédit d'exploitation - 0,4 - 0,7
Billets - 0,7 - 0,7
-------------------------------------
- 1,1 - 1,4
-------------------------------------
-------------------------------------


OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Aux termes des modalités de la dette à long terme auprès d'un syndicat de banques à charte canadiennes, la société doit maintenir, à la fin de chaque trimestre de l'exercice, un ratio d'endettement qui n'est pas supérieur à 60 % et un ratio de couverture par les intérêts qui n'est pas inférieur à 2,5. De plus, en vertu des modalités de la ligne de crédit d'exploitation, la société ne doit pas dépasser, à la fin de chaque trimestre de l'exercice, un ratio de la dette par rapport au bénéfice, avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (BAIIA), de 3,25 et doit maintenir un ratio de couverture par les intérêts qui n'est pas inférieur à 2,5. Au 30 juin 2005, la société respectait toutes ces clauses restrictives.

Il n'y a eu aucun changement important dans les obligations d'achat de la société depuis le 31 décembre 2004, y compris les paiements exigibles pour les cinq prochains exercices et par la suite. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de la société, renferme des renseignements supplémentaires sur ces obligations contractuelles.

ESTIMATION COMPTABLE IMPORTANTE

Etant donné que la détermination des montants relatifs à de nombreux actifs, passifs, produits et charges dépend d'événements futurs, l'établissement des états financiers consolidés de la société exige le recours à des estimations et à des hypothèses qui requièrent un degré élevé de jugement. L'estimation comptable d'importance critique de la société demeure la dotation aux amortissements. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de la société, renferme des renseignements complémentaires sur l'estimation comptable critique.

PERSPECTIVES

La société et la section de la Colombie-Britannique du Canadian Union of Skilled Workers ont conclu une nouvelle convention collective pour la centrale de Williams Lake qui a été signée par les deux parties le 24 juin 2005. Les modalités de la convention sont en vigueur pour la période allant du 1er janvier 2004 au 31 décembre 2007.

Le 17 mai 2005, la société a annoncé que TransCanada et EPCOR Utilities Inc. (EPCOR) avaient conclu une entente aux termes de laquelle EPCOR achètera la participation de TransCanada dans la société. L'opération a été approuvée par les conseils d'administration respectifs de TransCanada, d'EPCOR et de la société, et elle devrait être conclue durant le troisième trimestre de 2005, sous réserve de l'obtention des approbations des organismes de réglementation.

TransCanada continuera d'assurer l'exploitation et l'entretien des centrales électriques de la société jusqu'à ce que l'opération soit conclue. TransCanada a convenu de fournir à EPCOR et à la société des services d'exploitation et de soutien durant la période de transition suivant la clôture de l'opération afin de faciliter, pour la société, le transfert en souplesse des fonctions d'exploitation et de gestion.

Les perspectives pour les activités de la société sont essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2004. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de la société, renferme des renseignements complémentaires sur les perspectives.

RISQUES D'ENTREPRISE

Les risques commerciaux et opérationnels auxquels la société est exposée, y compris les actions en justice intentées par NAL Resources Limited et Devon Canada Corporation en 2004, sont essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2004. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de la société, renferme des renseignements complémentaires sur les risques d'entreprise.



PRINCIPALES DONNEES FINANCIERES TRIMESTRIELLES CONSOLIDEES

(non vérifié)
(en millions de
dollars,sauf les 2005 2004 2003
montants par part) T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 72,3 74,5 69,0 63,4 57,8 51,6 47,6 43,2
Bénéfice net 15,5 21,8 30,2 29,1 21,3 20,1 18,2 13,2
Fonds provenant de
l'exploitation 37,1 41,6 36,9 32,1 29,9 29,3 27,1 22,1
Distributions de fonds 29,8 29,9 29,9 29,9 29,8 24,8 24,8 24,8

Données par part
Bénéfice net 0,33$ 0,46$ 0,64$ 0,61$ 0,48$ 0,51$ 0,46$ 0,34$
Fonds provenant de
l'exploitation 0,78$ 0,88$ 0,78$ 0,68$ 0,66$ 0,75$ 0,69$ 0,56$
Distributions de fonds 0,63$ 0,63$ 0,63$ 0,63$ 0,63$ 0,63$ 0,63$ 0,63$
------------------------------------------------------------------------


Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

Les produits d'exploitation, le bénéfice net et les fonds provenant de l'exploitation trimestriels sont soumis à l'influence des prix contractuels saisonniers, des conditions climatiques, des fluctuations du taux de change du dollar US, de la capacité de répondre aux besoins en énergie garantie, des arrêts d'exploitation pour entretien préventif ou correctif ainsi que d'éléments hors du cours normal des activités. Le bénéfice net fluctue d'un trimestre à l'autre en fonction des gains et des pertes de change non réalisés sur les titres de créance à long terme de la société libellés en dollars US. Les produits, le bénéfice net et les fonds provenant de l'exploitation des centrales de l'Ontario de la société sont généralement supérieurs pendant les mois d'hiver (d'octobre à mars) et inférieurs pendant les mois d'été (d'avril à septembre) en raison des prix saisonniers aux termes des CAE. Les produits et le bénéfice net des centrales hydroélectriques de la société sont généralement plus élevés au printemps en raison des débits d'eau supérieurs pendant cette période.

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

- Au deuxième trimestre de 2004, la société a acheté les centrales électriques de Curtis Palmer et de ManChief à TransCanada, ce qui a fait augmenter les produits d'exploitation et le bénéfice net. En outre, la société a émis des titres de créance libellés en dollars US au deuxième trimestre de 2004, ce qui a été à l'origine de gains et de pertes de change non réalisés pendant les trimestres subséquents en 2004 compte tenu des fluctuations de la devise américaine.

- Au troisième trimestre de 2004, la société a acheté les centrales électriques de Mamquam et de Queen Charlotte, ce qui s'est traduit par une augmentation des produits d'exploitation et du bénéfice net.

ACTIVITES BOURSIERES TRIMESTRIELLES

Les parts de la société sont inscrites à la cote de la Bourse de Toronto sous le symbole TPL.UN.



Trimestres terminés 30 juin 31 mars 31 déc. 30 sept. 30 juin 31 mars
les (non vérifié) 2005 2005 2004 2004 2004 2004
------------------------------------------------------------------------
Cours des parts
Haut 37,06$ 35,90$ 36,00$ 34,74$ 36,85$ 38,00$
Bas 33,15$ 31,60$ 32,10$ 31,00$ 29,62$ 35,16$
Clôture 36,60$ 33,60$ 35,50$ 33,40$ 31,29$ 36,85$

Volume de parts
transigées
(en millions) 3,7 3,5 2,9 4,5 5,8 2,6
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Au 30 juin 2005, il y avait en circulation 47 421 982 parts de la société. Le nombre moyen pondéré de parts en circulation, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, s'est établi à 47,4 millions, comparativement à 44,7 millions et à 42,0 millions pour chacune des périodes correspondantes de 2004.

INFORMATIONS PROSPECTIVES

Le présent communiqué contient des énoncés prospectifs qui sont assujettis à des risques et à des incertitudes importants. Les résultats ou événements prévus dans ces énoncés pourraient différer des résultats et des événements qui se produiront. Les facteurs en raison desquels les résultats ou événements réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de la société de mettre en ouvre avec succès ses initiatives stratégiques et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, la capacité disponible des centrales et le débit d'écoulement d'eau, les décisions des organismes de réglementation, les facteurs de concurrence dans le secteur de l'électricité et la conjoncture en Amérique du Nord. Pour obtenir des renseignements complémentaires sur ces facteurs et d'autres, prière de consulter les rapports déposés par la société auprès des organismes de réglementation en valeurs mobilières au Canada. La société n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit, notamment pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs.



ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS

Trimestres Semestres
(non vérifié) terminés les terminés les
(en millions de dollars, 30 juin 30 juin
sauf les montants par part) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits 72,3 57,8 146,8 109,4
Coût du combustible 14,5 14,0 28,5 27,5
Charges d'exploitation et d'entretien 7,0 6,3 14,0 11,7
Autres charges d'exploitation
des centrales 4,2 4,0 8,1 5,6
-----------------------------------
46,6 33,5 96,2 64,6

Autres charges
Amortissement et épuisement 16,5 13,8 33,0 23,0
Gestion et administration 2,2 1,4 4,0 3,0
Pertes (gains) de change 2,8 (5,9) 4,1 (6,1)
Charges financières et autres 6,3 1,6 12,7 1,9
-----------------------------------
27,8 10,9 53,8 21,8
-----------------------------------

Bénéfice net avant les impôts
sur les bénéfices 18,8 22,6 42,4 42,8
Impôts sur les bénéfices
Impôts exigibles 2,6 1,2 3,7 1,5
Impôts futurs 0,7 0,1 1,4 (0,1)
-----------------------------------
3,3 1,3 5,1 1,4
-----------------------------------

Bénéfice net 15,5 21,3 37,3 41,4
-----------------------------------
-----------------------------------

Bénéfice net par part 0,33$ 0,48$ 0,79$ 0,99$
-----------------------------------
-----------------------------------

Nombre moyen pondéré de parts
en circulation (en millions) 47,4 44,7 47,4 42,0
-----------------------------------
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Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE

Trimestres Semestres
(non vérifié) terminés les terminés les
(en millions de dollars, 30 juin 30 juin
sauf les montants par part) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
activités suivantes :
Activités d'exploitation
Bénéfice net 15,5 21,3 37,3 41,4
Amortissement et épuisement 16,5 13,8 33,0 23,0
Impôts futurs 0,7 0,1 1,4 (0,1)
Pertes (gains) de change sur
la dette libellée en $ US 3,1 (5,8) 4,2 (5,8)
Autres 1,3 0,5 2,8 0,7
-----------------------------------
Fonds provenant de l'exploitation 37,1 29,9 78,7 59,2
Diminution (augmentation) du
fonds de roulement lié à
l'exploitation 0,7 28,1 (3,0) 28,8
-----------------------------------
Rentrées nettes liées aux
activités d'exploitation 37,8 58,0 75,7 88,0
-----------------------------------

Activités d'investissement
Acquisition des centrales
électriques de Curtis
Palmer et de ManChief - (577,8) - (577,8)
Dépenses en immobilisations (2,6) (8,6) (3,1) (9,2)
-----------------------------------
Sorties nettes liées aux
activités d'investissement (2,6) (586,4) (3,1) (587,0)
-----------------------------------

Activités de financement
Distributions versées (29,9) (24,7) (59,8) (49,5)
Augmentation de la ligne de
crédit d'exploitation - 13,9 - 11,4
Emission de titres de créance
à court terme en $ US - 529,9 - 529,9
Remboursement de titres de
créance à court terme en $ US - (524,6) - (524,6)
Emission de titres de créance
à long terme - 255,2 - 255,2
Remboursement de titres de
créance à long terme - - (0,4) -
Frais de financement reportés - (3,3) - (3,3)
Emission de parts de société
en commandite, montant net - 286,8 - 286,8
-----------------------------------
Rentrées (sorties) nettes liées
aux activités de financement (29,9) 533,2 (60,2) 505,9
-----------------------------------

Augmentation de l'encaisse et
des placements à court terme 5,3 4,8 12,4 6,9
Encaisse et placements à court
terme au début de la période 27,3 5,8 20,2 3,7
-----------------------------------
Encaisse et placements à court
terme à la fin de la période 32,6 10,6 32,6 10,6
-----------------------------------
-----------------------------------

Renseignements complémentaires
sur les flux de trésorerie
Impôts sur les bénéfices payés 0,9 0,8 1,3 0,9

Intérêts payés 2,3 1,4 11,8 1,7
-----------------------------------
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Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


BILANS CONSOLIDES

30 juin 2005 31 décembre 2004
(en millions de dollars) (non vérifié)
------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à court terme 32,6 20,2
Débiteurs 25,3 27,3
Stocks 7,2 7,2
Montants payés d'avance et autres 3,7 4,2
----------------------------
68,8 58,9
Immobilisations corporelles 884,3 902,4
Conventions d'achat d'électricité 360,2 371,4
Impôts futurs 0,4 2,4
Autres éléments d'actif 3,9 11,3
----------------------------
1 317,6 1 346,4
----------------------------
----------------------------

PASSIF ET AVOIR DES ASSOCIES
Passif à court terme
Créditeurs 24,1 28,0
Distributions à payer 29,8 29,9
Dette à long terme échéant à moins
de un an 0,9 0,8
----------------------------
54,8 58,7

Obligations liées à la mise hors
service d'immobilisations 16,5 16,0
Dette à long terme 448,1 444,4
Montants reportés - 6,7

Avoir des associés 798,2 820,6
----------------------------
1 317,6 1 346,4
----------------------------
----------------------------


ETATS CONSOLIDES DE L'AVOIR DES ASSOCIES
Semestres terminés les 30 juin (non vérifié)
(en millions de dollars) 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 820,6 547,4
Emission de parts de société en commandite,
montant net - 286,8
Bénéfice net 37,3 41,4
Distributions de fonds (59,7) (54,6)
----------------------------
Solde à la fin de la période 798,2 821,0
----------------------------
----------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés,


NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES (NON VERIFIE)

1. Principales conventions comptables

Les états financiers consolidés de S.E.C. TransCanada Electricité (la société) ont été dressés par la direction du commandité conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont présentées dans les présents états financiers annuels de la société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2004. Ces états financiers consolidés tiennent compte de tous les rajustements récurrents habituels qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle de la situation financière et des résultats d'exploitation des périodes respectives. Les états financiers consolidés du semestre terminé le 30 juin 2005 ne comprennent pas toute l'information devant être fournie dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers annuels compris dans le rapport annuel 2004 de la société. Certains chiffres correspondants ont été retraités afin qu'ils soient conformes à la présentation adoptée pour la période considérée.

Les produits d'exploitation, le bénéfice net et les fonds provenant de l'exploitation trimestriels sont soumis à l'incidence des prix contractuels saisonniers, des conditions climatiques, des fluctuations des taux de change du dollar US, de la capacité de répondre aux besoins en énergie garantie, des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif ainsi que d'éléments hors du cours normal de l'exploitation. Le bénéfice net fluctue d'un trimestre à l'autre avec les gains et les pertes de change non réalisés sur les titres d'emprunt à long terme de la société libellés en dollars US. Les produits, le bénéfice net et les fonds provenant de l'exploitation des centrales de l'Ontario de la société sont généralement supérieurs pendant les mois d'hiver (d'octobre à mars) et inférieurs pendant les mois d'été (d'avril à septembre) en raison des prix saisonniers aux termes des CAE. Les produits et le bénéfice net des centrales hydroélectriques de la société sont généralement supérieurs au printemps en raison des débits d'eau supérieurs pendant cette période.

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

2. Distributions de fonds

Aux termes du contrat de société, le conseil d'administration du commandité a le pouvoir de conserver une partie des fonds provenant de l'exploitation en excédent des remboursements prévus de la dette et des distributions de fonds (réserve de liquidités) qu'il juge nécessaire, soit pour satisfaire aux obligations actuelles et prévues de la société, qui comprennent la totalité ou une partie des dépenses en immobilisations, soit pour normaliser les distributions de fonds trimestrielles aux porteurs de parts.



Trimestres Semestres
(non vérifié) terminés les terminés les
(en millions de dollars, 30 juin 30 juin
sauf les montants par part) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Fonds provenant de l'exploitation 37,1 29,9 78,7 59,2
Remboursements de la dette prévus - - (0,4) -
Réserve de liquidités (7,3) (0,1) (18,6) (4,6)
-------------------------------------
Distributions de fonds 29,8 29,8 59,7 54,6
-------------------------------------

Distributions de fonds par part 0,63$ 0,63$ 1,26$ 1,26$
-------------------------------------
-------------------------------------


3. Contrats d'exploitation

Au 30 juin 2005, la valeur comptable des immobilisations corporelles des centrales de ManChief, de Mamquam et de Queen Charlotte s'établissait à 232,8 millions de dollars (231,9 millions de dollars au 31 décembre 2004), moins l'amortissement cumulé de 7,2 millions de dollars (3,9 millions de dollars au 31 décembre 2004). Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les produits de la société comprennent 12,0 millions de dollars et 21,6 millions de dollars relativement aux CAE de ManChief, de Mamquam et de Queen Charlotte (4,7 millions de dollars et 4,7 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2004).

4. Etablissements aux Etats-Unis

Durant le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les établissements de la société aux Etats-Unis ont généré respectivement environ 25,3 millions de dollars et 48,5 millions de dollars (contre respectivement 17,2 millions de dollars et 21,1 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2004). Au 30 juin 2005, la valeur comptable nette des immobilisations corporelles et des CAE comprenait 570,1 millions de dollars (586,1 millions de dollars au 31 décembre 2004) liés aux actifs détenus aux Etats-Unis.

Renseignements

  • TransCanada Power Services Ltd.
    Renseignements aux médias
    Kurt Kadatz/Jennifer Varey
    (403) 920-7859 or (800) 608-7859
    ou
    Renseignements aux porteurs de parts et aux analystes
    David Moneta
    (403) 920-7980 or (888) 887-7717
    Internet: www.transcanada-powerlp.com