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29 juil. 2005 08h01 HE

TransCanada annonce les résultats du deuxième trimestre; le conseil déclare un dividende de 0,305$ par action

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 29 juillet 2005) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP)

Points saillants des résultats du deuxième trimestre de 2005

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

- Le bénéfice net du deuxième trimestre 2005 s'est chiffré à 200 millions de dollars (0,41 $ par action).

- Les fonds provenant de l'exploitation du deuxième trimestre de 2005 se sont établis à 479 millions de dollars.

- Le conseil d'administration a déclaré un dividende de 0,305 $ par action ordinaire.

TransCanada Corporation a annoncé aujourd'hui un bénéfice net de 200 millions de dollars (0,41 $ par action) pour le deuxième trimestre de 2005, comparativement à 388 millions de dollars (0,80 $ par action) pour la même période en 2004. Ce recul de 188 millions de dollars (0,39 $ par action) s'explique principalement par la constatation durant le deuxième trimestre de 2004 de gains de 187 millions de dollars après impôts liés à la vente des actifs de ManChief et de Curtis Palmer à S.E.C. TransCanada Electricité (S.E.C. Electricité) et par la constatation de gains de dilution résultant de la réduction de la participation de TransCanada dans S.E.C. Electricité et d'autres gains antérieurement reportés ainsi que du gain de 7 millions de dollars après impôts sur la vente de la participation en actions de la société dans le projet de pipeline Millennium.

Exclusion faite des gains totaux de 194 millions de dollars constatés au deuxième trimestre de 2004 ainsi que du montant de 1 million de dollars inscrit au deuxième trimestre de 2005, le bénéfice net du deuxième trimestre de 2005 s'est chiffré à 199 millions de dollars, soit 5 millions de dollars de plus que le chiffre du deuxième trimestre de 2004. Cet accroissement s'explique principalement par la progression du bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz, qui a profité de la décision de l'Office national de l'énergie (ONE) au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) pour le réseau principal au Canada à partir du 1er janvier 2004 ainsi que de l'apport du réseau de Gas Transmission Northwest et du réseau de North Baja acquis par TransCanada au quatrième trimestre de 2004. La hausse du bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz a été en partie annulée par le recul de 20 millions de dollars du bénéfice net de l'entreprise d'électricité, essentiellement en raison de la régression du bénéfice de participation de Bruce Power L.P. et de la réduction du bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Ouest, annulée en partie par la hausse du bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Est.

Le bénéfice net de TransCanada pour les six premiers mois de 2005 s'est chiffré à 432 millions de dollars (0,89 $ par action), comparativement à 602 millions de dollars (1,24 $ par action) pour la même période en 2004. Cette régression de 170 millions de dollars (0,35 $ par action) s'explique surtout par le bénéfice net beaucoup plus élevé de l'entreprise d'électricité en 2004 en raison principalement de gains liés à S.E.C. Electricité.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 479 millions de dollars et à 886 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005. Il s'agit d'une hausse respectivement de 97 millions de dollars et de 89 millions de dollars, comparativement aux résultats des périodes correspondantes de 2004.

" Tout au long du deuxième trimestre de 2005, TransCanada a continué de cerner et d'évaluer les occasions de consolider la place qu'elle occupe en tant que grande entreprise d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord " a affirmé Hal Kvisle, chef de la direction de TransCanada.

" A long terme, nous entrevoyons d'importantes occasions de premier ordre qui nous permettront d'assurer notre croissance et de créer de la valeur pour les actionnaires grâce à l'aménagement de nouvelles installations choisies et à des acquisitions judicieuses. "

Au cours du deuxième trimestre, TransCanada a accompli ce qui suit :

- Réalisation de l'acquisition d'actifs de production d'énergie hydroélectrique d'USGen New England Inc. ayant une capacité de production totale de 567 mégawatts, et ce, au prix de 505 millions de dollars US au comptant, et sous réserve d'ajustements de clôture.

- Obtention de la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) pour le réseau principal au Canada. Dans sa décision, l'ONE a approuvé la majoration de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de la structure en capital du réseau principal au Canada, qui passe de 33 % à 36 % pour 2004, et qui est en vigueur également pour 2005 conformément à l'entente au sujet des droits conclue avec les expéditeurs en 2005. TransCanada avait demandé un taux de rendement de 40 % sur l'avoir réputé des actionnaires ordinaires.

- Conclusion d'une entente avec EPCOR Utilities Inc. (EPCOR) aux termes de laquelle EPCOR achètera la participation de TransCanada dans S.E.C. Electricité (TSX : TPL.UN) au prix de 529 millions de dollars. L'opération devrait être ratifiée durant le troisième trimestre de 2005, sous réserve de l'obtention des approbations des organismes de réglementation. TransCanada prévoit que cette vente, une fois conclue, lui permettra de réaliser un gain après impôts d'environ 200 millions de dollars.

- Octroi d'un contrat de la Comisión Federal de Eletricidad (CFE) du Mexique pour la construction, la possession et l'exploitation d'un gazoduc d'un diamètre de 36 po et d'une longueur de 125 kilomètres dans le centre-est du Mexique. TransCanada prévoit investir environ 181 millions de dollars US dans ce projet.

- Conclusion de l'acquisition d'une participation de 3,52 % dans Iroquois auprès d'une filiale de Goldman Sachs & Co. au prix de 13,6 millions de dollars US, sous réserve d'ajustements qui auront lieu postérieurement à la clôture de l'opération. Cette acquisition fait passer la participation de TransCanada de 40,96 % à 44,48 %.

- Annonce d'un accord prévoyant la vente de sa participation d'environ 11 % dans PT Paiton Energy Company (Paiton Energy), en Indonésie, aux filiales de The Tokyo Electric Power Company au prix de 103 millions de dollars US (127 millions de dollars), sous réserve d'ajustements. L'opération devrait être conclue durant le troisième trimestre de 2005, sous réserve de l'obtention des approbations requises. TransCanada prévoit que cette vente, une fois conclue, lui permettra de réaliser un gain après impôts d'environ 115 millions de dollars.

Retraitement aux fins des PCGR des Etats-Unis

La société effectue un nouveau dépôt, auprès des organismes de réglementation au Canada et aux Etats-Unis, de ses états financiers consolidés de 2004, dans lesquels la note 22 (PCGR des Etats-Unis) est présentée après retraitement. Le retraitement se rapporte à la présentation de l'information au sujet du placement de TransCanada dans S.E.C. Electricité. Aux fins des principes comptables généralement reconnus (PCGR) des Etats-Unis, certaines opérations ayant trait à S.E.C. Electricité durant la période allant de 1997 à 2001 auraient dû être constatées d'une manière différente qu'elles l'étaient en vertu des PCGR du Canada. Cette correction a été apportée de façon rétroactive. La note retraitée n'a aucune incidence sur les états financiers de 2004 de TransCanada présentés selon les PCGR du Canada ni sur les capitaux propres totaux au 31 décembre 2004 préparés selon les PCGR des Etats-Unis.

Les états financiers consolidés de l'exercice terminé le 31 décembre 2004 renfermant la note retraitée seront déposés sur SEDAR et sur EDGAR, et ils peuvent être consultés à www.transcanada.com. On peut obtenir des copies imprimées en s'adressant à TransCanada au (403) 920-2000.

Téléconférence

TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 9 h (heure des Rocheuses) / 11 h (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du deuxième trimestre de 2005 ainsi que des faits nouveaux et des questions générales concernant la société. Les analystes, journalistes et autres intéressés désireux de participer à cette téléconférence doivent composer le 1 866 546-6145 ou le (416) 406-4206 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La conférence sera également transmise en direct sur le site Web de TransCanada à www.transcanada.com.

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

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (heure de l'Est), le 5 août 2005; il suffira de composer le 1 800 408-3053 ou le (416) 695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3158123. La téléconférence sera archivée pour retransmission sur le Web.

Au sujet de TransCanada

TransCanada est un chef de file du secteur énergétique nord-américain. TransCanada concentre ses activités sur le transport de gaz naturel et les services d'électricité, forte d'employés spécialisés dans ces domaines. Son réseau de gazoducs d'environ 41 000 kilomètres (25 600 milles) permet de transporter la plus grande partie du gaz naturel produit dans l'Ouest canadien vers les marchés à très forte croissance du Canada et des Etats-Unis. TransCanada détient, contrôle ou aménage des installations ayant une capacité de production d'environ 5 700 mégawatts d'électricité - un tel volume d'électricité peut répondre à la demande d'environ 5,7 millions de foyers types. TransCanada a annoncé en mai qu'elle prévoyait vendre sa participation dans S.E.C. TransCanada Electricité, qui possède un portefeuilles de centrales électrique d'une capacité de production de 744 mégawatts. Les actions ordinaires de la société sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP.



Points saillants des résultats financiers du deuxième trimestre de 2005

(non vérifié)

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
Résultats d'exploitation 30 juin 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

Produits 1 444 1 344 2 851 2 700

Bénéfice net 200 388 432 602

Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation 479 382 886 797
Dépenses en immobilisations 135 93 243 194
Acquisitions, déduction faite
de l'encaisse acquise 632 14 632 14


Trimestres Semestres
terminés les terminés les
Données sur les 30 juin 30 juin
actions ordinaires 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action
- de base et dilué 0,41 $ 0,80 $ 0,89 $ 1,24 $

Dividende déclaré par action 0,305 $ 0,29 $ 0,61 $ 0,58 $

Actions ordinaires en circulation
(en millions)
Moyenne de la période 485,9 484,0 485,6 483,7
Fin de la période 486,5 484,2 486,5 484,2

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


Rapport de gestion

Daté du 28 juillet 2005, 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 semestre terminé le 30 juin 2005. Il devrait également être lu à la lumière du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2004 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2004 ainsi que des états financiers consolidés vérifiés de 2004 retraités. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les documents d'information continue, sur SEDAR à www.sedar.com, sous TransCanada Corporation. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.



Résultats d'exploitation

Résultats consolidés

Aperçu des résultats consolidés Trimestres Semestres
(non vérifié) terminés les terminés les
(en millions de dollars, 30 juin 30 juin
sauf les montants par action) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net de l'entreprise de
transport de gaz
Exclusion des gains 164 139 327 288
Gain lié à PipeLines LP 1 - 49 -
Gain lié à Millennium - 7 - 7
-------- ------- ------- ------
165 146 376 295
-------- ------- ------- ------
Bénéfice net de l'entreprise
d'électricité
Exclusion des gains 42 62 72 127
Gains liés à S.E.C. Electricité - 187 - 187
-------- ------- ------- ------
42 249 72 314
-------- ------- ------- ------
Activités non sectorielles (7) (7) (16) (7)
-------- ------- ------- ------
Bénéfice net (1) 200 388 432 602
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------
Bénéfice net par action
- de base et dilué 0,41$ 0,80$ 0,89$ 1,24$
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) Le bénéfice net se compose
de ce qui suit :
Exclusion des gains 199 194 383 408
Gains liés à PipeLines LP,
S.E.C. Electricité
et Millennium 1 194 49 194
-------- ------- ------- ------
200 388 432 602
-------- ------- ------- ------


Le bénéfice net de TransCanada pour le deuxième trimestre de 2005 s'est établi à 200 millions de dollars (0,41 $ par action), comparativement au chiffre de 388 millions de dollars (0,80 $ par action) inscrit pour la même période en 2004. Ce recul de 188 millions de dollars (0,39 $ par action) s'explique principalement par la constatation durant le deuxième trimestre de 2004 de gains de 187 millions de dollars après impôts liés à la vente des centrales électriques de ManChief et de Curtis Palmer à S.E.C. TransCanada Electricité (S.E.C. Electricité) et par la constatation de gains de dilution résultat de la réduction de la participation de TransCanada dans S.E.C. Electricité et d'autres gains antérieurement reportés ainsi que du gain de 7 millions de dollars après impôts sur la vente de la participation en actions de la société dans le projet de pipeline Millennium (Millennium).

Exclusion faite des gains totaux de 194 millions de dollars constatés au deuxième trimestre de 2004 relativement à S.E.C. Electricité et à Millennium ainsi que du montant de 1 million de dollars inscrit au deuxième trimestre de 2005 relativement à TC PipeLines, LP (PipeLines LP), le bénéfice net du deuxième trimestre de 2005 s'est chiffré à 199 millions de dollars, soit 5 millions de dollars de plus que celui du deuxième trimestre de 2004. Cet accroissement s'explique principalement par la progression de 25 millions de dollars du bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz au deuxième trimestre de 2005, annulée en partie par le recul de 20 millions de dollars du bénéfice net de l'entreprise d'électricité. L'accroissement du bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz s'explique surtout par le bénéfice net d'environ 21 millions de dollars (13 millions de dollars relativement à 2004 et 8 millions de dollars relativement aux six premiers mois de 2005) constaté au deuxième trimestre de 2005 par suite de la décision de l'Office national de l'énergie (ONE) au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada traitant de la structure du capital, qui a fait passer la ratio réputé de l'avoir des actionnaires de 33 % à 36 % à compter du 1er janvier 2004. De plus, 16 millions de dollars ont été générés par le réseau de Gas Transmission Northwest et par le réseau de North Baja (collectivement GTN), acquis par TransCanada le 1er novembre 2004. Le recul du bénéfice net de l'entreprise d'électricité provient surtout de la baisse du bénéfice de participation de Bruce Power L.P. (Bruce Power) et du repli du bénéfice d'exploitation et autres provenant des établissements de l'Ouest, en partie annulés par la progression du bénéfice d'exploitation et autre des établissements de l'Est à la suite de l'acquisition d'USGen New England, Inc. (USGen). Les charges nettes du secteur Siège social pour le deuxième trimestre de 2005 sont comparables à celles du deuxième trimestre de l'exercice précédent.

Le bénéfice net de TransCanada pour le semestre terminé le 30 juin 2005 s'est chiffré à 432 millions de dollars (0,89 $ par action), comparativement à 602 millions de dollars (1,24 $ par action) pour la période correspondante en 2004. Cette baisse de 170 millions de dollars (0,35 $ par action) entre le premier semestre de 2004 et le premier semestre de 2005 s'explique surtout par les gains réalisés en 2004 relativement à S.E.C. Electricité et, en 2005, par le fléchissement du bénéfice net de l'entreprise d'électricité ainsi que par l'accroissement des charges nettes du secteur Siège social, en partie annulés par la hausse du bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz.

Compte non tenu des gains de 187 millions de dollars susmentionnés relativement à S.E.C. Electricité au cours des six premiers mois de 2004, le bénéfice net de l'entreprise d'électricité pour le semestre terminé le 30 juin 2005 a accusé un recul de 55 millions de dollars en raison de la baisse du bénéfice de participation de Bruce Power et des contributions réduites des établissements de l'Est et de ceux de l'Ouest.

L'accroissement de 9 millions de dollars des charges nettes du secteur Siège social pour le semestre terminé le 30 juin 2005 découle avant tout de la hausse des intérêts débiteurs comparativement à la période correspondante de 2004. Au deuxième trimestre de 2005, l'augmentation des intérêts débiteurs a été en grande partie annulée par les remboursements d'impôts sur les bénéfices et par certains ajustements fiscaux positifs.

Compte non tenu du gain de 49 millions de dollars après impôts réalisé à la vente de parts de PipeLines LP en 2005 et du gain de 7 millions de dollars après impôts réalisé à la vente de la participation en actions de la société dans Millennium en 2004, la progression de 39 millions de dollars du bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz pour le semestre terminé le 30 juin 2005, comparativement à la même période en 2004, est principalement attribuable au montant de 39 millions de dollars généré par GTN.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 479 millions de dollars et à 886 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005. Il s'agit d'une hausse de 97 millions de dollars et de 89 millions de dollars, respectivement, comparativement aux résultats des périodes correspondantes de 2004.

Transport de gaz

Le bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz s'est élevé à 165 millions de dollars et à 376 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, respectivement, alors qu'il avait été de 146 millions de dollars et de 295 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004.



Aperçu des résultats - Transport de gaz

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Gazoducs détenus en propriété
exclusive
Réseau principal au Canada 86 66 149 130
Réseau de l'Alberta 37 39 74 79
GTN (1) 16 39
Réseau de Foothills 6 5 11 11
Réseau de la Colombie-Britannique 1 1 3 3
-------- ------- ------- ------
146 111 276 223
-------- ------- ------- ------

Autres entreprises de transport
de gaz
Great Lakes 11 14 25 31
Iroquois 3 3 7 11
PipeLines LP 1 5 5 9
Portland - - 6 6
Ventures LP 3 4 6 7
TQM 1 2 3 4
CrossAlta 2 1 7 2
TransGas 3 3 6 6
Régions nordiques (1) (1) (2) (2)
Frais généraux, administratifs,
de soutien et frais divers (5) (3) (12) (9)
-------- ------- ------- ------
18 28 51 65
Gain lié à PipeLines LP 1 - 49 -
Gain lié à Millennium - 7 - 7
-------- ------- ------- ------
19 35 100 72
-------- ------- ------- ------
Bénéfice net 165 146 376 295
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) TransCanada a fait l'acquisition de GTN le 1er novembre 2004.


Gazoducs détenus en propriété exclusive

Le bénéfice net du réseau principal au Canada a augmenté de 20 millions de dollars et de 19 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de 2004. Cette hausse reflète la décision de l'ONE rendue en avril 2005 au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada, qui comprenait une augmentation du taux de rendement de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires, qui est passé de 33 % à 36 % pour 2004 et est également en vigueur pour 2005 aux termes du règlement tarifaire conclu avec les expéditeurs en 2005. Elle est toutefois annulée en partie par la baisse du taux de rendement approuvé sur l'avoir des actionnaires ordinaires, qui est passé de 9,56 % en 2004 à 9,46 % en 2005. Par suite de la décision de l'ONE, le bénéfice net du réseau principal au Canada a augmenté de 21 millions de dollars au deuxième trimestre de 2005 (13 millions de dollars relativement à 2004 et 8 millions de dollars relativement aux six premiers mois de 2005).

Le bénéfice net du réseau de l'Alberta pour le deuxième trimestre de 2005, soit 37 millions de dollars, est de 2 millions de dollars inférieur au chiffre inscrit pour le même trimestre en 2004. Le bénéfice net du semestre terminé le 30 juin 2005 a diminué de 5 millions de dollars comparativement à la même période en 2004. Ces reculs proviennent surtout de la base tarifaire inférieure en 2005 ainsi que du taux de rendement réduit approuvé en 2005. Le bénéfice net de 2005 tient compte du taux de rendement de 9,50 % prescrit par l'Energy and Utilities Board (EUB) de l'Alberta en fonction d'un avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 %, comparativement au taux de rendement 9,60 % en 2004.

GTN, dont TransCanada s'est portée acquéreur en novembre 2004, a généré un bénéfice net de 16 millions de dollars au deuxième trimestre de 2005 et de 39 millions de dollars pour le semestre terminé le 30 juin 2005. Pour ces mêmes périodes, le bénéfice net du réseau de Foothills est comparable à celui des mêmes périodes de l'exercice précédent.



Données sur l'exploitation

Réseau Réseau de Gas
Semestres terminés principal Réseau de Transmission
les 30 juin au Canada(1) l'Alberta(2) Northwest(3)
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004 2005
------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne (en
millions de
dollars) 7 873 8 274 4 534 4 719 s.o.(3)
Volumes livrés
(en milliards de
pieds cubes)
Total 1 437 1 355 1 936 1 925 383
Moyenne quotidienne 7,9 7,4 10,7 10,6 2,1
------------------------------------------------------------------------


Semestres terminés
les 30 juin Réseau de Foothills Réseau de la C.-B.
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne (en
millions de
dollars) 687 722 219 230
Volumes livrés
(en milliards
de pieds cubes)
Total 520 552 162 162
Moyenne quotidienne 2,9 3,0 0,9 0,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(1) Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, les livraisons du réseau
principal au Canada en provenance de la frontière de l'Alberta et
de la Saskatchewan se sont établies à 1 044 milliards de pieds cubes
(1 016 milliards de pieds cubes en 2004), soit une moyenne
quotidienne de 5,8 milliards de pieds cubes (5,6 milliards de pieds
cubes en 2004).
(2) Les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont
totalisé 1 979 milliards de pieds cubes pour le semestre terminé
le 30 juin 2005 (1 958 milliards de pieds cubes en 2004); la moyenne
quotidienne s'est établie à 10,9 milliards de pieds cubes
(10,8 milliards de pieds cubes en 2004).
(3) TransCanada a fait l'acquisition du réseau de Gas Transmission
Northwest le 1er novembre 2004. Ce réseau est actuellement
exploité en vertu d'un modèle tarifaire fixe approuvé par
la Federal Energy Regulatory Commission. Par conséquent, les
résultats du réseau pour la période courante ne sont pas fonction
d'une base tarifaire moyenne.


Autres entreprises de transport de gaz

Pour le trimestre terminé le 30 juin 2005, la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice net des autres entreprises de transport de gaz a totalisé 19 millions de dollars, comparativement à 35 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2004. Les résultats du deuxième trimestre de 2004 comprennent un gain de 7 millions de dollars après impôts réalisé à la vente de la participation en actions de la société dans Millennium. Exclusion faite de ce gain et du gain de 1 million de dollars après impôts sur la vente de parts supplémentaires de PipeLines LP constaté au deuxième trimestre de 2005, le bénéfice du deuxième trimestre de 2005 a régressé de 10 millions de dollars contre celui la période correspondante de 2004. Cette baisse s'explique surtout par le fléchissement du bénéfice de PipeLines LP en raison de la participation réduite, de la diminution du résultat de Great Lakes par suite du repli des produits à court terme et de la hausse des frais d'exploitation et d'entretien ainsi que de l'incidence négative du fléchissement du dollar américain sur les établissements de la société aux Etats-Unis.

Le bénéfice net du semestre terminé le 30 juin 2005 a été de 100 millions de dollars, comparativement à 72 millions de dollars pour la période correspondante de 2004. Exclusion faite du gain de 49 millions de dollars après impôts réalisé à la vente de parts de PipeLines LP et constaté en 2005, ainsi que du gain de 7 millions de dollars après impôts réalisé à la vente de Millennium et constaté en 2004, le résultat de l'exercice à ce jour est de 14 millions de dollars inférieur à celui de la période correspondante de 2004. Cette baisse s'explique par la réduction du résultat de Great Lakes, la réduction du résultat d'Iroquois en raison principalement d'un ajustement fiscal constaté au premier trimestre de 2004 ainsi que le recul du résultat de PipeLines LP en raison de la participation réduite. Les résultats ont également subi le contrecoup du fléchissement du dollar US en 2005. Ces réductions ont été en partie neutralisées par la hausse du résultat de CrossAlta attribuable aux conditions favorables pour le marché de stockage de gaz naturel.

Au 30 juin 2005, TransCanada avait capitalisé des coûts de 8 millions de dollars pour le projet de gaz naturel liquéfié (GNL) de Broadwater.



Electricité

Aperçu des résultats - Electricité

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Etablissements de l'Ouest 28 35 58 70
Etablissements de l'Est 39 22 44 56
Placement dans Bruce Power 13 48 43 96
Placement dans S.E.C. Electricité 8 6 17 16
Frais généraux, administratifs
et de soutien et frais divers (26) (24) (51) (49)
-------- ------- ------- ------
Bénéfice d'exploitation et autres 62 87 111 189
Charges financières (3) (3) (7) (5)
Impôts sur les bénéfices (17) (22) (32) (57)
-------- ------- ------- ------
42 62 72 127
Gains liés à S.E.C. Electricité
(après impôts) - 187 - 187
-------- ------- ------- ------
Résultat net 42 249 72 314
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------


Au deuxième trimestre de 2005, le bénéfice net dégagé par l'entreprise d'électricité s'est chiffré à 42 millions de dollars, soit 207 millions dollars de moins que le chiffre inscrit au deuxième trimestre de 2004. Ce recul provient surtout des gains de 187 millions de dollars liés à S.E.C. Electricité au deuxième trimestre de 2004. Exclusion faite de ces gains, le bénéfice net de l'entreprise d'électricité s'est établi à 42 millions de dollars au deuxième trimestre de 2005, soit 20 millions de dollars de moins que le chiffre de 62 millions de dollars inscrit pour la même période en 2004. La progression du bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Est a en partie annulé le recul du bénéfice d'exploitation et autres de Bruce Power et des établissements de l'Ouest.

Pour le deuxième trimestre de 2005, le bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Est a progressé de 17 millions de dollars comparativement au chiffre du deuxième trimestre de 2004, et ce, principalement en raison de l'acquisition des actifs de production hydroélectrique auprès d'USGen New England, Inc. (USGen) le 1er avril 2005.

Le bénéfice de participation de Bruce Power a diminué de 35 millions de dollars entre le deuxième trimestre de 2004 et celui de 2005. Ce recul s'explique principalement par la diminution des volumes produits et par la progression des coûts, en raison d'un arrêt d'exploitation pour entretien préventif du septième réacteur (54 jours) et d'un arrêt d'exploitation pour entretien correctif du sixième réacteur (27 jours) après qu'un transformateur situé à l'extérieur de la centrale ait pris feu. Les prix réalisés supérieurs au deuxième trimestre de 2005 effacent en partie l'incidence de la baisse des volumes de production ainsi que de la hausse des frais d'exploitation et de ceux liés aux arrêts d'exploitation.

Pour le deuxième trimestre de 2005, le bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Ouest a été de 7 millions de dollars de moins que celui de la même période en 2004. Ce repli provient avant tout des honoraires reçus en 2004 dans le cadre de la vente à S.E.C. Electricité des centrales de ManChief et de Curtis Palmer ainsi que des marges réduites résultant de la baisse des coûts thermiques sur le marché pour la production d'électricité non visée par des contrats.

Le bénéfice net de 72 millions de dollars dégagé pour le semestre terminé le 30 juin 2005 est de 242 millions de dollars inférieur au chiffre de 314 millions de dollars inscrit en 2004. Si l'on ne tient pas compte des gains de 187 millions de dollars liés à S.E.C. Electricité en 2004, le bénéfice net de 72 millions de dollars de l'entreprise d'électricité pour le semestre terminé le 30 juin 2005 a diminué de 55 millions de dollars comparativement au bénéfice net de 127 millions de dollars réalisé en 2004, et ce, en raison du fléchissement du bénéfice de participation de Bruce Power ainsi que de la réduction du bénéfice d'exploitation et autres tiré des établissements de l'Est et de ceux de l'Ouest.



Etablissements de l'Ouest


Aperçu des résultats - Etablissements de l'Ouest (1)

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits
Ventes d'électricité 151 167 315 314
Autres (2) 37 30 79 63
-------- ------- ------- ------
188 197 394 377
-------- ------- ------- ------
Coûts des marchandises vendues
Electricité (102) (113) (217) (203)
Autres (2) (18) (14) (41) (38)
-------- ------- ------- ------
(120) (127) (258) (241)
-------- ------- ------- ------
Autres coûts et charges (35) (30) (68) (54)
Amortissement (5) (5) (10) (12)
-------- ------- ------- ------
Bénéfice d'exploitation et autres 28 35 58 70
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) Comprend la centrale de ManChief jusqu'au 30 avril 2004.
(2) Les autres produits comprennent Cancarb Thermax et les ventes
de gaz naturel. Les autres coûts des marchandises vendues
comprennent le coût du gaz naturel vendu.


Volume des ventes - Etablissements de l'Ouest (1)

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en GWh) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 511 390 1 147 752
Achats
CAE de Sundance A et B 1 713 1 885 3 544 3 696
Autres achats (2) 614 654 1 345 1 357
-------- ------- ------- ------
2 838 2 929 6 036 5 805
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------
Contrats c. marché au comptant
Contrats 2 462 2 677 5 147 5 355
marsé au comptant 376 252 889 450
-------- ------- ------- ------
2 838 2 929 6 036 5 805
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) Comprend la centrale de ManChief jusqu'au 30 avril 2004.
(2) Comprend les volumes des CAE de Sheerness.


Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, le bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Ouest s'est chiffré respectivement à 28 millions de dollars et à 58 millions de dollars, soit respectivement 7 millions de dollars et 12 millions de dollars de moins que les chiffres inscrits pour les périodes correspondantes en 2004. Ces reculs proviennent avant tout des honoraires reçus au deuxième trimestre de 2004 dans le cadre de la vente des centrales de ManChief et de Curtis Palmer ainsi que des marges réduites résultant de la baisse des coûts thermiques sur le marché pour la production d'électricité non visée par des contrats. La baisse des coûts thermiques sur le marché était tributaire des faibles prix de l'électricité sur le marché au comptant en Alberta, qui, depuis 2004, ont baissé en moyenne de 9 $ par mégawatt-heure (MWh) durant le deuxième trimestre de 2005 et de 6 $ par MWh pour le semestre terminé le 30 juin 2005, alors que les prix moyens du gaz naturel ont été légèrement supérieurs. Une grande partie de l'électricité produite par les établissements de l'Ouest est vendue en vertu de contrats à long terme pour atténuer les risques liés aux prix. Un certain volume n'est délibérément pas vendu conformément à des contrats à long terme pour aider l'entreprise d'électricité à gérer l'ensemble de ses centrales. Cette méthode de gestion permet de réduire au minimum les coûts si TransCanada était obligée d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de ses engagements contractuels.

Les produits des ventes d'électricité et le coût de l'électricité vendue des établissements de l'Ouest ont diminué au deuxième trimestre de 2005, et ce, principalement en raison de la capacité disponible inférieure des centrales en raison des arrêts d'exploitation pour entretien à Sundance B. Les produits des ventes d'électricité ont eux aussi diminué compte tenu de la baisse des prix contractuels et des prix sur le marché au comptant réalisés durant le deuxième trimestre de 2005. Les produits générés par la centrale de MacKay River depuis sa mise en exploitation en 2004 ont en partie annulé cette baisse. Les autres coûts et charges ont progressé au deuxième trimestre de 2005, surtout en raison des frais d'exploitation liés à la centrale de MacKay River. Au deuxième trimestre de 2005, les volumes produits se sont accrus de 121 gigawatts-heure (GWh) pour atteindre 511 GWh, principalement grâce à la mise en exploitation de la centrale de MacKay River, mais la réduction des volumes résultant des arrêts d'exploitation pour entretien correctif à la centrale de cogénération de Bear Creek ont en partie annulé cette augmentation. Au deuxième trimestre de 2005, environ 13 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant, comparativement à environ 9 % pour la même période en 2004. Pour réduire le risque de prix auquel ils sont exposés sur le marché au comptant en ce qui a trait aux volumes non visés par des contrats, les établissements de l'Ouest disposaient, au 30 juin 2005, de contrats à prix fixe pour la vente à terme d'environ 5 100 GWh pour le reste de 2005 et d'environ 8 000 GWh pour 2006.



Etablissements de l'Est

Aperçu des résultats - Etablissements de l'Est (1)

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits
Ventes d'électricité 129 130 244 276
Autres (2) 73 52 143 117
-------- ------- ------- ------
202 182 387 393
-------- ------- ------- ------
Coûts des marchandises vendues
Electricité (51) (66) (113) (145)
Autres (2) (74) (49) (139) (105)
-------- ------- ------- ------
(125) (115) (252) (250)
-------- ------- ------- ------
Autres coûts et charges (32) (40) (81) (75)
Amortissement (6) (5) (10) (12)
-------- ------- ------- ------
Bénéfice d'exploitation et autres 39 22 44 56
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) Comprend la centrale de Curtis Palmer jusqu'au 30 avril 2004.
(2) Les autres produits comprennent le gaz naturel.


Volume des ventes - Etablissements de l'Est (1)

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en GWh) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 962 423 1 406 800
Achats 494 1 051 1 305 2 285
-------- ------- ------- ------
1 456 1 474 2 711 3 085
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------
Contrats c. marché au comptant
Contrats 1 228 1 456 2 417 3 000
Marché au comptant 228 18 294 85
-------- ------- ------- ------
1 456 1 474 2 711 3 085
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) Comprend la centrale de Curtis Palmer jusqu'au 30 avril 2004.


Le bénéfice d'exploitation et autres des établissements de l'Est a progressé de 17 millions de dollars, passant de 22 millions de dollars au deuxième trimestre de 2004 à 39 millions de dollars au deuxième trimestre de 2005. Cette hausse provient avant tout de l'achat d'actifs de production hydroélectrique (actifs hydroélectriques) d'USGen le 1er avril 2005 et de la mise en service de la centrale de cogénération de Grandview en janvier 2005. La perte des produits découlant de la vente des centrales hydroélectriques de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité en avril 2004 a en partie supprimé ces augmentations.

Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, le bénéfice d'exploitation et autres a régressé de 12 millions de dollars, passant de 56 millions de dollars en 2004 à 44 millions de dollars. Le bénéfice découlant de l'acquisition des actifs hydroélectriques et le bénéfice découlant de la centrale de cogénération de Grandview ont été plus qu'annulés par un paiement au titre d'une restructuration contractuelle de 16 millions de dollars avant impôts (10 millions de dollars après impôts) versé par Ocean State Power (OSP) à ses fournisseurs de gaz naturel au premier trimestre de 2005 et une réduction de 16 millions de dollars avant impôts (10 millions de dollars après impôts) du bénéfice réalisé à la vente de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité en avril 2004. La restructuration des contrats d'OSP a réduit d'environ trois ans la durée des contrats d'approvisionnement à long terme conclus avec les fournisseurs (qui échoient désormais en octobre 2008, et ajusté le prix en fonction du prix au comptant du gaz naturel au point de livraison de Niagara plutôt qu'en fonction du prix antérieurement fixé par voie d'arbitrage qui avait donné lieu à un coût du gaz supérieur au prix du marché pour OSP.

Les volumes produits au deuxième trimestre de 2005 se sont accrus de 539 GWh, s'établissant à 962 GWh, alors qu'ils avaient été de 423 GWh en 2004, et ce, principalement en raison de l'acquisition des actifs hydroélectriques et de la mise en service de la centrale de cogénération de Grandview. Ces hausses sont en partie annulées par la réduction des volumes découlant de la vente de la centrale hydroélectrique de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité en avril 2004 et par la production réduite de l'installation d'OSP.

Au deuxième trimestre de 2005, les produits tirés des ventes d'électricité ont totalisé 129 millions de dollars, et les volumes des ventes se sont chiffrés à 1 456 GWh, soit des chiffres comparables à ceux de la période correspondante en 2004. Les produits des ventes d'électricité et les volumes vendus provenant des nouveaux actifs hydroélectriques et de la centrale de Grandview ont subi le contrecoup de la perte des produits et volumes de la centrale de Curtis Palmer, qui a été vendue, de l'échéance de contrats de vente à long terme à la fin de 2004, qui n'ont pas été renouvelés en 2005, ainsi que de l'arrêt d'exploitation pour entretien correctif à l'installation d'OSP. Cet arrêt d'exploitation devrait se poursuivre jusqu'au troisième trimestre de 2005. Les prix moyens réalisés pour l'électricité au deuxième trimestre de 2005 sont comparables à ceux du deuxième trimestre de 2004 et de 2005. L'achat des actifs hydroélectriques s'est traduit par une baisse du coût de l'électricité vendue et des volumes achetés au deuxième trimestre de 2005, qui ont été respectivement de 51 millions de dollars et de 494 GWh. Les volumes produits par les actifs hydroélectriques ont fait baisser la quantité d'électricité que la société doit acheter pour respecter ses engagements de vente contractuels. Les autres produits et le coût de marchandises vendues ont augmenté d'un exercice à l'autre principalement en raison du gaz acheté et revendu aux termes des nouveaux contrats d'OSP. Les autres coûts et charges se sont chiffrés à 32 millions de dollars, montant qui comprend le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, soit une baisse de 8 millions de dollars qui s'explique. surtout par la réduction du coût du combustible étant donné l'exploitation réduite de l'installation d'OSP.

Pour la période visée, environ 16 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant, comparativement à environ 1 % en 2004, puisqu'une partie de la production des actifs hydroélectriques acquis le 1er avril 2005 a été vendue sur le marché au comptant. Les activités des établissements de l'Est consistent principalement à vendre la majorité 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, des achats d'électricité en gros et l'achat d'électricité produite par la centrale de Castleton appartenant à S.E.C. Electricité. Pour réduire le risque de prix auquel ils sont exposés sur le marché au comptant, les établissements de l'Est ont conclu, au 30 juin 2005, des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 2 800 GWh d'électricité pour le reste de 2005 et pour environ 3 300 GWh d'électricité en 2006. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.



Participation dans Bruce Power

Aperçu des résultats - Bruce Power

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
Produits 393 434 811 833
-------- ------- ------- ------
Charges d'exploitation
Coûts au comptant (matériaux,
main-d'oeuvre, services
et combustible) (287) (243) (552) (462)
Coûts hors caisse (épuisement
et amortissement) (49) (43) (97) (74)
-------- ------- ------- ------
(336) (286) (649) (536)
-------- ------- ------- ------
Bénéfice d'exploitation 57 148 162 297
Charges financières (17) (15) (34) (33)
-------- ------- ------- ------
Bénéfice avant les impôts
sur les bénéfices 40 133 128 264
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

Participation de TransCanada dans
le bénéfice de Bruce Power avant
les impôts sur les bénéfices 12 42 40 83
Ajustements 1 6 3 13
-------- ------- ------- ------
Bénéfice de TransCanada provenant
de Bruce Power avant les impôts
sur les bénéfices 13 48 43 96
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------


La quote-part revenant à TransCanada du bénéfice de Bruce Power avant les impôts sur les bénéfices (bénéfice de participation) a diminué de 35 millions de dollars entre le deuxième trimestre de 2004 et celui de 2005. Ce recul s'explique principalement par la diminution des volumes produits et la progression des coûts, causés par un arrêt d'exploitation pour entretien préventif du septième réacteur (54 jours) et du quatrième réacteur (27 jours) ainsi que par un arrêt d'exploitation pour entretien correctif du sixième réacteur (29 jours) après qu'un transformateur situé à l'extérieur de la centrale ait pris feu. Les prix réalisés supérieurs au deuxième trimestre de 2005 effacent en partie la réduction des produits découlant de la baisse des volumes de production ainsi que la hausse des frais d'exploitation et de ceux liés aux arrêts d'exploitation.

Au deuxième trimestre de 2005, la part de la production d'électricité de Bruce Power revenant à TransCanada s'est élevée à 2 306 GWh, alors qu'elle avait été de 2 962 GWh au deuxième trimestre de 2004. Cette baisse est attribuable avant tout à la production inférieure en 2005, en raison de l'augmentation des arrêts d'exploitation pour entretien préventif comparativement au deuxième trimestre de 2004 ainsi que de la perte de production causée par l'arrêt d'exploitation du sixième réacteur, dont le transformateur a pris feu durant le deuxième trimestre de 2005. Le 15 avril 2005, un transformateur situé à l'extérieur de la centrale de Bruce Power a pris feu, ce qui a entraîné la mise hors service du sixième réacteur. Le transformateur principal a été remplacé avec succès, et la centrale a été remise en exploitation le 14 mai 2005.

Durant le deuxième trimestre de 2005, les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ont totalisé environ 81 jours-réacteur, et les arrêts d'exploitation pour entretien correctif ont été de 57 jours-réacteur (y compris l'arrêt de 29 jours pour le sixième réacteur). Durant le deuxième trimestre de 2004, il y a eu pour Bruce Power 36 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation préventif et quatre jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien correctif. La capacité disponible moyenne des réacteurs de Bruce s'est établie à 71 % au deuxième trimestre de 2005, alors qu'elle avait été de 92 % durant la même période en 2004. L'arrêt d'exploitation pour entretien préventif du quatrième réacteur a débuté le 12 mars 2005, et ce réacteur a été remis en service le 28 avril 2005. Un arrêt d'exploitation pour entretien préventif du septième réacteur, a débuté le 7 mai 2005 et devrait durer environ trois mois. Les travaux prévus pour ce réacteur comprennent l'achèvement de la localisation et de la relocalisation des patins d'espacement et le remplacement de turbines.

Dans leur ensemble, les prix réalisés durant le deuxième trimestre de 2005 ont été de 53 $ le MWh, comparativement à 46 $ le MWh au deuxième trimestre de 2004. Les prix réalisés pour le semestre terminé le 30 juin 2005 ont atteint 51 $ le MWh, alors qu'ils avaient été de 47 $ le MWh durant la même période en 2004. Environ 49 % de la production disponible ont été vendus sur le marché de gros au comptant en Ontario durant le premier semestre de 2005, et le reste fait l'objet de contrats de vente à plus long terme. Les charges d'exploitation de Bruce Power se sont accrues, passant de 30 $ le MWh au deuxième trimestre de 2004 à 46 $ le MWh au deuxième trimestre de 2005. Cette hausse de 16 $ le MWh s'explique par la baisse de production et l'accroissement des coûts liés aux arrêts d'exploitation, principalement pour l'arrêt d'exploitation préventif du septième et du quatrième réacteurs de même que pour l'arrêt imprévu du sixième réacteur. Les ajustements à la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice avant impôts de Bruce Power pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005 ont été inférieurs à ceux de la période correspondante de 2004, et ce, principalement en raison de l'amortissement inférieur du prix d'achat attribué à la juste valeur des contrats de vente déjà conclus au moment de l'acquisition. L'ajustement pour le semestre terminé le 30 juin 2005 a lui aussi été inférieur en raison du fait que les intérêts ont cessé d'être capitalisés au moment de la remise en exploitation du troisième réacteur en mars 2004.

Le bénéfice de participation avant impôts pour le semestre terminé le 30 juin 2005 s'est établi à 43 millions de dollars, alors qu'il avait été de 96 millions de dollars pour la même période en 2004. Depuis le 1er mars 2004, Bruce Power exploite six réacteurs plutôt que cinq, puisque le troisième réacteur a été remis en exploitation commerciale. Les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ainsi que l'arrêt d'obligatoire rendu nécessaire à cause d'un transformateur ayant pris feu au sixième réacteur le 15 avril 2005 et d'autres arrêts mineurs pour entretien correctif ont réduit l'augmentation de la production totale de la centrale qui aurait découlé de l'ajout d'un sixième réacteur. La production ayant baissé, le chiffre des ventes est inférieur à celui de 2004, mais ce recul a été en partie neutralisé par les prix de vente supérieurs réalisés durant le semestre terminé le 30 juin 2005. Les charges d'exploitation de Bruce Power ont augmenté, passant de 31 $ le MWh en 2004 à 42 $ le MWh pour le semestre terminé le 30 juin 2005. Cette hausse provient de la réduction de la production, de même que de l'accroissement des coûts d'entretien, de la majoration de l'amortissement et de la diminution de la capitalisation des coûts de main-d'ouvre et d'autres coûts internes à la suite de la remise en exploitation du troisième réacteur.

Le bénéfice de participation tiré de Bruce Power dépend directement des fluctuations des prix de l'électricité sur le marché de gros au comptant ainsi que de la capacité disponible générale des centrales, qui dépend elle-même des travaux d'entretien préventif et correctif. Pour réduire le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, Bruce Power a conclu des contrats de vente à prix fixe pour une capacité d'environ 36 % de la production d'ici la fin de 2005. Bruce Power prévoit qu'un arrêt d'exploitation préventif du cinquième réacteur d'une durée de deux mois aura lieu au quatrième trimestre de 2005. La capacité disponible des centrales de Bruce Power dans leur ensemble devrait demeurer à 83 % en 2005.

En juin 2005, Bruce Power a versé des distributions au comptant de 50 millions de dollars à ses associés (la part revenant à TransCanada s'établit à 16 millions de dollars). Les associés ont convenu que tous les fonds excédentaires seront distribués mensuellement et que des appels de fonds distincts auront lieu pour les grands projets d'immobilisations.

Bruce Power poursuit ses négociations avec le gouvernement de l'Ontario pour en venir à une entente au sujet du redémarrage possible des premier et deuxième réacteurs de Bruce Power.

Participation dans S.E.C. Electricité

Le bénéfice d'exploitation et autres de S.E.C. Electricité s'est établi à 8 millions de dollars et à 17 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, soit 2 millions de dollars et 1 million de dollars de plus que pour les périodes correspondantes de 2004. L'augmentation est principalement attribuable au résultat supplémentaire découlant de l'acquisition, par S.E.C. Electricité, en 2004, des centrales de Curtis Palmer, de ManChief, de Mamquam et de Queen Charlotte. Cette hausse a été en partie annulée par la participation réduite de TransCanada dans S.E.C. Electricité en 2004 et l'incidence de la constatation, au deuxième trimestre de 2004, de tous les gains antérieurement reportés découlant de la suppression de l'obligation de rachat de S.E.C. Electricité. Avant l'élimination de l'obligation de rachat, TransCanada constatait dans les résultats l'amortissement de ces gains reportés sur la période allant jusqu'en 2017.

Frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers

Les frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers ont atteint 26 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2005 et 51 millions de dollars pour le semestre terminé le 30 juin 2005, soit 2 millions de dollars de plus, dans les deux cas, que le chiffre inscrit pour les mêmes périodes en 2004. Cette hausse s'explique surtout par l'incidence négative de la quote-part revenant à TransCanada des pertes sur change non réalisées de S.E.C. Electricité sur la dette libellée en dollars US.



Volume des ventes d'électricité et capacité disponible des centrales

Volumes des ventes d'électricité

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
(non vérifié) 30 juin 30 juin
(en gigawatts-heure) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Etablissements de l'Ouest (1) 2 838 2 929 6 036 5 805
Etablissements de l'Est (1) 1 456 1 474 2 711 3 085
Placement dans Bruce Power (2) 2 306 2 962 4 904 5 492
Placement dans S.E.C.
Electricité (1) (3) 723 536 1 420 1 108
-------- ------- ------- ------
Total 7 323 7 901 15 071 15 490
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) Les volumes des centrales de ManChief et de Curtis Palmer sont
inclus dans la participation dans S.E.C. Electricité depuis le 30
avril 2004.
(2) Les volumes des ventes tiennent compte de la quote-part de 31,6 %
de TransCanada dans la production de Bruce Power.
(3) TransCanada assure l'exploitation et la gestion de S.E.C.
Electricité. Les volumes dans le tableau représentent 100 % des
volumes des ventes de S.E.C. Electricité.


Capacité disponible moyenne pondérée des centrales (1)

Trimestres Semestres
terminés les terminés les
30 juin 30 juin
(non vérifié) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Etablissements de l'Ouest (2) 83 % 93 % 88 % 96 %
Etablissements de l'Est (2) 80 % 95 % 79 % 97 %
Placement dans Bruce Power (3) 71 % 92 % 76 % 86 %
Placement dans S.E.C. Electricité (2) 87 % 96 % 92 % 97 %
Toutes les centrales, exclusion
faite de la participation
dans Bruce Power 83 % 95 % 86 % 97 %
Toutes les centrales 79 % 94 % 82 % 92 %
-------- ------- ------- ------
-------- ------- ------- ------

(1) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du
temps, durant l'année, pendant lequel la centrale est disponible
pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
Les arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif
réduisent la disponibilité des centrales.
(2) Les volumes des centrales de ManChief et de Curtis Palmer sont
inclus dans la participation dans S.E.C. Electricité depuis le 30
avril 2004.
(3) Le troisième réacteur est inclus depuis le 1er mars 2004.


Siège social

Les charges nettes se sont élevées à 7 millions de dollars et à 16 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, alors que des charges nettes de 7 millions de dollars avaient été constatées pour chacune des périodes correspondantes de 2004.

Les charges nettes du trimestre terminé le 30 juin 2005 sont comparables à celles de la même période de l'exercice précédent. Les remboursements d'impôts sur les bénéfices et les ajustements fiscaux positifs au deuxième trimestre de 2005 ont été en partie annulés par les ajustements d'impôts constatés au deuxième trimestre de 2004 et par l'augmentation des intérêts débiteurs sur les titres de créance à long terme émis vers la fin de 2004 ainsi que sur les soldes supérieurs des effets de commerce en 2005.

La hausse de 9 millions de dollars pour le semestre terminé le 30 juin 2005, comparativement à la période correspondante de 2004, s'explique principalement par l'accroissement des intérêts débiteurs sur les titres de créance à long terme émis en 2004 ainsi que sur les soldes supérieurs des effets de commerce en 2005. Les remboursements d'impôts sur les bénéfices et les intérêts connexes pour le semestre terminé le 30 juin 2004 étaient comparables aux remboursements d'impôts sur les bénéfices et aux ajustements fiscaux positifs constatés pour le semestre terminé le 30 juin 2005.

Liquidités et ressources en capital

Flux de trésorerie liés à l'exploitation

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 479 millions de dollars et à 886 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, alors qu'ils avaient été respectivement de 382 millions de dollars et de 797 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2004.

TransCanada estime que sa capacité de générer, à court et à long terme, des liquidités suffisantes pour répondre à ses besoins et de préserver les ressources et la souplesse financières lui permettant d'assurer sa croissance prévue demeure pratiquement inchangée depuis le 31 décembre 2004.

Activités d'investissement

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, les dépenses en immobilisations, à l'exclusion des acquisitions, ont totalisé respectivement 135 millions de dollars (93 millions de dollars en 2004) et 243 millions de dollars (194 millions de dollars en 2004). Elles se rapportaient principalement à la construction de nouvelles centrales électriques, à l'entretien et à la capacité des gazoducs de l'entreprise de transport de gaz.

Durant le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, la cession d'actifs a permis de générer respectivement 2 millions de dollars (408 millions de dollars en 2004) et 153 millions de dollars (408 millions de dollars en 2004). En 2005, la cession est liée à la vente des parts de PipeLines LP et les cessions en 2004 se rapportaient principalement à la vente des centrales de ManChief et de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité.

Durant le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, la société a consacré 632 millions de dollars (14 millions de dollars en 2004) relativement à l'achat d'actifs hydroélectriques d'USGen et à l'acquisition d'une participation supplémentaire de 3,52 % dans Iroquois Gas Transmission System L.P. (Iroquois).

Activités de financement

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, TransCanada a affecté respectivement 615 millions de dollars et 936 millions de dollars au remboursement de sa dette à long terme. Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2005, TransCanada a émis respectivement 499 millions de dollars et 799 millions de dollars de titres de créance à long terme. La rubrique Autres faits nouveaux renferme des renseignements complémentaires sur la dette à long terme. Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, l'encours des effets à payer a augmenté de 533 millions de dollars, tandis que l'encaisse et les placements à court terme ont augmenté de 22 millions de dollars.

Dividendes

Le 28 juillet 2005, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 30 septembre 2005, un dividende trimestriel de 0,305 $ par action ordinaire en circulation. Il s'agit du 167e dividende trimestriel consécutif versé sur les actions ordinaires par TransCanada et sa filiale. Le dividende est payable le 31 octobre 2005 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2005.

Obligations contractuelles

Principalement en raison des nouveaux contrats conclus pour les six mois terminés le 30 juin 2005, les obligations d'achat futures de l'entreprise d'électricité sont évaluées comme suit au 30 juin 2005 :



Obligations d'achat

(non vérifié,
en millions
de dollars) 2005(1) 2006 2007 2008 2009 2010+
---------------------------------------------------------------------
Electricité
Achats de produits
de base(2) 393 632 627 556 278 2 658
Dépenses en
immobilisations(3) 269 181 66 1 1 -
Autres(4) 24 43 32 23 28 113
---------------------------------------------------------------------
686 856 725 580 307 2 771
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

(1) Comprend les obligations d'achat pour le semestre se terminant
le 31 décembre 2005.

(2) Les achats de produits de base comprennent les composantes fixes
et variables. Les composantes variables sont des estimations et
dépendent de la production des centrales, des prix sur le marché
et des tarifs réglementaires.

(3) Les montants sont des estimations et dépendent du moment de la
construction et des améliorations apportées dans le cadre
de projets.

(4) Comprend des estimations de certains montants qui peuvent varier
en fonction des heures d'utilisation des centrales, de l'indice
des prix à la consommation, des coûts d'entretien des centrales
réels, des salaires des centrales ainsi que des modifications
des tarifs de transport réglementés.


Il n'y a eu aucun autre changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2004 et le 30 juin 2005, y compris les paiements exigibles pour les cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur ces obligations contractuelles, consulter le rapport de gestion de TransCanada dans le rapport annuel 2004 de TransCanada.

Instruments financiers et autres instruments

Les changements importants dans les instruments financiers de la société depuis le 31 décembre 2004 sont présentés ci-après.

Gestion du risque lié au prix de l'énergie

Pour gérer le risque lié à l'ensemble de son portefeuille d'actifs, la société conclut des opérations sur instruments dérivés liés à l'électricité, au gaz naturel et au rendement thermique. Les contrats visant le rendement thermique prévoient des ventes ou des achats d'électricité à des prix fondés sur un indice gazier. Les justes valeurs et les volumes de référence des swaps, des options, des contrats à terme et des contrats de rendement thermique sont présentés dans les tableaux ci-après. Conformément à la convention comptable de la société, chacun des instruments dérivés ci-dessous est inscrit aux bilans à sa juste valeur au 30 juin 2005 et au 31 décembre 2004.



Electricité

Actif (passif) 30 juin 2005 31 décembre
(en millions de dollars) (non vérifié) 2004
------------------------------------------------------------------------
Traitement
comptable Juste valeur Juste valeur
Electricité - swaps
(échéant entre Eléments de
2005 et 2011) couverture (60) 7
(échéant entre Eléments autres
2005 et 2010) que de couverture 2 (2)
Gaz - swaps,
contrats à terme
et options
(échéant entre Eléments de
2005 et 2016) couverture (27) (39)
(échéant en Eléments autres
2005 et 2006) que de couverture 1 (2)
Contrats de
rendement thermique
(échéant en Eléments de
2005 et 2006) couverture - (1)
------------------------------------------------------------------------


Volumes de référence
30 juin 2005 Electricité Gaz
(non vérifié) (GWh) (Gpi 3)
------------------------------------------------------------------------
Traitement
comptable Achats Ventes Achats Ventes
----------------------------------------------------
Electricité - swaps
(échéant entre Eléments de
2005 et 2011) couverture 1 299 7 177 - -
(échéant entre Eléments autres
2005 et 2010) que de couverture 878 - - -
Gaz - swaps,
contrats à terme
et options
(échéant entre Eléments de
2005 et 2016) couverture - - 85 73
(échéant en Eléments autres
2005 et 2006) que de couverture - - 5 7
Contrats de
rendement thermique
(échéant en Eléments de
2005 et 2006) couverture - 55 - -
------------------------------------------------------------------------



Volumes de référence Electricité Gaz
31 décembre 2004 (GWh) (Gpi 3)
------------------------------------------------------------------------
Traitement
comptable Achats Ventes Achats Ventes
----------------------------------------------------

Electricité Eléments de
- swaps couverture 3 314 7 029 - -
Eléments autres que
de couverture 438 - - -

Gaz - swaps,
contrats à terme Eléments de
et options couverture - - 80 84
Eléments autres que
de couverture - - 5 8

Contrats de Eléments de
rendement thermique couverture - 229 2 -
------------------------------------------------------------------------


Gestion des risques

Les risques de marché, les risques financiers et les risques de contrepartie auxquels TransCanada est exposée demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2004. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les risques.

Contrôles et procédures

A la fin de la période visée par le présent rapport trimestriel, les membres de la direction de TransCanada, dont, au premier chef, le président et chef de la direction ainsi que le chef des finances, a évalué l'efficacité de la conception et du fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l'information de la société. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de TransCanada de conclure que les contrôles et procédures de communication de l'information sont efficaces.

Au cours du trimestre le plus récent de l'exercice courant, il ne s'est produit aucun changement concernant le contrôle interne à l'égard 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 l'information financière de TransCanada.

Convention comptable d'importance critique

La convention comptable d'importance critique de TransCanada, qui n'a pas été modifiée depuis le 31 décembre 2004, concerne le fait que le mode de comptabilisation de ses activités réglementées est prescrit par la réglementation. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur cette convention comptable d'importance critique.

Estimations comptables d'importance critique

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. Depuis le 31 décembre 2004, l'estimation comptable d'importance critique de TransCanada demeure la dotation aux amortissements. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les estimations comptables critiques.

Modifications comptables

Instruments financiers - informations à fournir et présentation

Le 1er janvier 2005, la société a adopté les nouvelles dispositions du chapitre du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés intitulé " Instruments financiers - informations à fournir et présentation " qui fournit une orientation sur le classement de certains instruments financiers qui représentent des obligations qui peuvent être réglées par l'émission d'actions de participation de l'émetteur en tant que titres de créance lorsque l'instrument n'établit pas une relation de propriété. Conformément à cette modification, TransCanada a reclassé la composante part des actionnaires sans contrôle des titres privilégiés, composante qui est maintenant classée comme dette à long terme.

Cette modification comptable a été appliquée rétroactivement, et les chiffres des périodes antérieures ont été retraités. Cette modification n'a eu aucune incidence sur le bénéfice net de TransCanada pour le deuxième trimestre de 2005, ni sur celui des périodes antérieures.

L'incidence de cette modification comptable sur le bilan consolidé de la société au 31 décembre 2004 s'établit comme suit :



(non vérifié - en millions de dollars) Augmentation (diminution)
------------------------------------------------------------------------
Montants reportés (1) 135
Titres privilégiés 535
Part des actionnaires sans contrôle
Titres privilégiés d'une filiale (670)
--------------------------
Total du passif et des capitaux propres -
--------------------------

(1) Report réglementaire


Retraitement aux fins des PCGR des Etats-Unis

Au deuxième trimestre de 2005, la société a retraité la note 22 (PCGR des Etats-Unis) afférente aux états financiers consolidés de 2004. TransCanada constate sa participation dans S.E.C. Electricité selon la méthode de la consolidation proportionnelle aux fins des principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada et en tant que placement comptabilisé à la valeur de consolidation aux fins des PCGR des Etats-Unis. Durant la période allant de 1997 à avril 2004, la société avait l'obligation de financer le rachat des parts de S.E.C. Electricité en 2017. Par conséquent, selon les PCGR du Canada et ceux des Etats-Unis, TransCanada comptabilisait l'émission de parts de S.E.C. Electricité à des tiers en tant que vente de source de revenus nets futurs, et les gains en résultant étaient reportés et amortis par imputation aux résultats sur la période allant jusqu'à 2017. L'obligation de rachat a été supprimée en avril 2004, et les gains non amortis ont été constatés dans les résultats.

Aux fins des PCGR des Etats-Unis, aux termes des dispositions du Staff Accounting Bulletin Topic 5:H de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis, certaines opérations visant S.E.C. Electricité pour la période allant de 1997 à 2001 auraient dû être comptabilisées en tant que gains de dilutions plutôt qu'en tant que vente de source de revenus nets futurs. Puisque la société avait pris l'engagement de financer le rachat des parts de S.E.C. Electricité, ces gains auraient dû être constatés, après impôts, en tant qu'opérations portant sur les capitaux propres sous les capitaux propres. Cette correction a été apportée de façon rétroactive. La correction n'a aucunement influé sur les capitaux propres cumulés au 31 décembre 2004 aux fins des PCGR des Etats-Unis. L'incidence sur les résultats antérieurement présentés, aux fins des PCGR des Etats-Unis, s'établit comme suit :



(en millions de dollars,
sauf les montants par action) 2004 2003 2002
------------------------------------------------------------------------
Diminution de ce qui suit :

Bénéfice découlant des activités poursuivies 135 10 10

Bénéfice net 135 10 10

Bénéfice net par action selon les PCGR des Etats-Unis
Activités poursuivies 0,28$ 0,02$ 0,02$
Activités abandonnées - - -

De base 0,28$ 0,02$ 0,02$
Dilué 0,28$ 0,02$ 0,02$
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Les états financiers consolidés vérifiés de 2004 retraités de TransCanada pourront être consultés au Canada sur le site de SEDAR à l'adresse www.sedar.com et aux Etats-Unis sur le site d'EDGAR à l'adresse www.sec.gov. sous TransCanada Corporation, ainsi que sur le site Web de la société à l'adresse www.transcanada.com.

Perspectives

En 2005, la société prévoit que le bénéfice net de l'entreprise de transport de gaz sera supérieur aux prévisions initiales en raison du gain de 49 millions de dollars après impôts lié à vente des parts de PipeLines LP. En outre, la société prévoit que le bénéfice net de l'entreprise d'électricité en 2005 sera supérieur aux prévisions initiales en raison des gains prévus d'environ 200 millions de dollars après impôts sur la vente de S.E.C. Electricité et du placement d'environ 115 millions de dollars après impôts de la société dans PT Paiton Energy Company (PT Paiton). La rubrique Autres faits nouveaux renferme des renseignements complémentaires sur ces opérations. Ces incidences mises à part, les perspectives de la société sont essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2004. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2004 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les perspectives.

En 2005 TransCanada continuera d'orienter ses ressources vers les occasions de croissance à long terme qui lui permettont de consolider son rendement financier et de créer de la valeur à long terme pour les actionnaires. Grâce à son bénéfice net, à ses flux de trésorerie ainsi qu'à son bilan solide, la société continue de jouir de la souplesse financière nécessaire pour investir judicieusement dans ses entreprises essentielles, soit le transport de gaz et l'électricité.

Les cotes de crédit que Dominion Bond Rating Service Limited (DBRS), Moody's Investors Service (Moody's) et Standard & Poor's ont accordées aux titres d'emprunt de premier rang non garantis de TransCanada PipeLines Limited sont actuellement A, A2 et A-, respectivement. DBRS et Moody's continuent de considérer les perspectives d'avenir comme étant stables, et Standard & Poor's, comme étant négatives.

Autres faits nouveaux

Transport de gaz

Gazoducs détenus en propriété exclusive

Réseau principal au Canada

En novembre 2004, l'Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) a présenté à l'ONE une demande de révision et de modification de sa décision au sujet de la demande tarifaire de 2004 pour le réseau principal au Canada en ce qui a trait à trois points :

- le service de transport garanti non renouvelable (FT-NR);

- les mesures de rémunération incitatives à long terme;

- les coûts liés à la réglementation et les frais juridiques.

Le 18 février 2005, l'ONE a décidé de revoir sa décision au sujet des droits pour le service FT-NR, de ne pas revoir sa décision au sujet des coûts réglementaires et juridiques contestés et, à la demande de l'ACPP, de reporter l'examen de la possibilité de revoir sa décision au sujet des mesures de rémunération incitatives à long terme. Le 13 avril 2005, l'ACPP a déposé un avis auprès l'ONE visant le retrait de la partie de sa demande traitant des mesures de rémunération incitatives à long terme. Vers la fin d'avril 2005, l'ONE a entendu les témoignages de vive voix à Calgary dans le cadre de l'examen des droits pour le service FT-NR. Dans une décision rendue le 30 mai 2005, l'ONE a infirmé sa décision initiale au sujet de la tarification du service FT-NR d'une manière susceptible de donner lieu à des soumissions avec un prix plancher égal au facteur de charge de 100 % pour le service de transport garanti (FT) et a déterminé qu'il devrait être offert aux mêmes droits que le service FT.

En avril 2005, l'ONE a fait connaître à TransCanada sa décision au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) pour le réseau principal au Canada. Dans sa décision, l'ONE a approuvé une majoration de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de la structure en capital du réseau principal au Canada, qui passe de 33 % à 36 % pour 2004, et qui est en vigueur également pour 2005 conformément à l'entente au sujet des droits conclue avec les expéditeurs en 2005. Cette hausse de l'avoir des actionnaires ordinaires devrait faire augmenter le bénéfice net de TransCanada en 2005 d'environ 29 millions de dollars, dont 13 millions de dollars se rapportent à 2004 et 16 millions de dollars se rapportent à 2005. Le taux de rendement sur les capitaux propres pour le réseau principal au Canada demeure à 9,56 % pour 2004 et à 9,46 % pour 2005.

Le 30 mai 2005, conformément à la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) pour le réseau principal au Canada de TransCanada, TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande tarifaire finale distincte pour 2004 et 2005. Dans sa décision rendue le 23 juin 2005, l'ONE a approuvé les demandes tarifaires finales de 2004 et 2005 qui avaient été déposées.

Réseau de l'Alberta

Le 7 juin 2005, l'EUB a approuvé un règlement négocié pour les besoins en produits du réseau de l'Alberta de 2005 à 2007. Tel que le stipule le règlement, à la suite de l'approbation du règlement, TransCanada a retiré la requête qu'elle avait présentée à la Cour d'appel de l'Alberta pour l'autorisation de porter en appel la décision 2004-069 au sujet de la première phase de la demande tarifaire générale de 2004. TransCanada a de plus convenu qu'elle ne donnerait pas suite à une demande d'examen et de modification au sujet des constatations de l'EUB sur la rémunération incitative et les coûts des mesures incitatives à long terme.

TransCanada continuera d'appliquer les tarifs provisoires de 2005 pour le service de transport sur le réseau de l'Alberta. Les tarifs provisoires, approuvés par l'EUB en décembre 2004, demeureront en vigueur jusqu'à ce que les tarifs définitifs soient déterminés à la suite de la deuxième phase de l'audience sur la demande tarifaire générale de 2005 pour le réseau de l'Alberta. La deuxième phase du processus de tarification de l'EUB permet de déterminer la ventilation, entre les services de transport et la tarification, des coûts approuvés pour 2005. L'EUB a prévu une audience pour la deuxième phase durant le quatrième trimestre de 2005.

Autres entreprises de transport de gaz

Projet de gazoduc Tamazunchale

En juin 2005, la Comisión Federal de Eletricidad (CFE) du Mexique a octroyé à TransCanada un contrat pour la construction, la possession et l'exploitation d'un gazoduc d'un diamètre de 36 po et d'une longueur de 125 kilomètres dans le centre-est du Mexique. Le pipeline Tamazunchale aura son point de départ aux installations de Pemex Gas près de Naranjos, Veracruz, et transportera, aux termes d'un contrat de 26 ans avec CFE, du gaz naturel à destination d'une centrale électrique située près de Tamazunchale, San Luis Potosi. Ce projet d'environ 181 millions de dollars US permettra de transporter initialement 170 millions de pieds cubes par jour. Aux termes du contrat, le débit du pipeline Tamazunchale sera porté à 430 millions de pieds cubes par jour à compter de 2009 pour répondre aux besoins supplémentaires de deux autres centrales électriques proposées à proximité de Tamazunchale. TransCanada a commencé les travaux de construction dans le cadre du projet, dont la mise en service est prévue pour le 1er décembre 2006.

Iroquois

En juin 2005, TransCanada a conclu l'acquisition d'une participation de 3,52 % dans Iroquois auprès d'une filiale de Goldman Sachs & Co. au prix de 13,6 millions de dollars US, sous réserve d'ajustements qui auront lieu postérieurement à la clôture de l'opération. Cette acquisition fait passer la participation de TransCanada dans Iroquois de 40,96 % à 44,48 %.

Electricité

USGen New England, Inc.

Le 1er avril 2005, TransCanada a réalisé l'acquisition d'actifs de production d'énergie hydroélectrique d'USGen New England Inc. ayant une capacité de production totale de 567 mégawatts (MW) au prix de 505 millions de dollars US, sous réserve d'ajustements de clôture spécifiés.

Il existait une entente entre la ville de Rockingham (la ville) et USGen qui donnait à la ville l'option d'acheter la centrale de Bellows Falls, d'une puissance de 49 MW, au prix de 72 millions dollars US. L'option a été exercée en décembre 2004 et les droits de la ville conformément à la convention d'option ont été cédés à Vermont Hydroelectric Power Authority (Vermont Hydroelectric). TransCanada a pris en charge les obligations d'USGen en vertu de l'option le 1er avril 2005. Bien que l'option ait été exercée, la conclusion de l'opération demeure assujettie à certaines approbations réglementaires ainsi qu'à d'autres conditions précisées dans la convention d'option. En juin 2005, le Public Service Board du Vermont a donné son approbation, qui était conditionnelle à un autre scrutin de la part des résidents de la ville, par lequel au moins la majorité des voix exprimées devaient approuver l'opération. Le 12 juillet 2005, le scrutin a eu lieu, mais la majorité requise n'a pas été obtenue. Ce rejet en soi ne met pas fin à l'option. La ville prévoit tenir un autre scrutin sur cette question en août 2005.

S.E.C. Electricité

En mai 2005, TransCanada a annoncé qu'elle avait conclu une entente avec EPCOR Utilities Inc. (EPCOR) aux termes de laquelle EPCOR achètera la participation de TransCanada dans S.E.C. Electricité au prix de 529 millions de dollars. L'acquisition d'EPCOR comprend 14,5 millions de parts de S.E.C. Electricité, qui représentent 30,6 % des parts en circulation, la possession de 100 % du commandité de S.E.C. Electricité ainsi que des accords de gestion et d'exploitation régissant l'exploitation courante des actifs de production d'électricité de S.E.C. Electricité.

Les conseils d'administration de TransCanada, d'EPCOR et de S.E.C. Electricité ont approuvé l'opération en question. L'opération devrait être conclue durant le troisième trimestre de 2005, sous réserve de l'obtention des approbations des organismes de réglementation. TransCanada prévoit que cette vente lui permettra de réaliser un gain après impôts d'environ 200 millions de dollars. TransCanada continuera d'assurer l'exploitation et l'entretien des centrales électriques de S.E.C. Electricité jusqu'à ce que l'opération soit conclue.

Paiton Energy

En juin 2005, TransCanada a conclu une entente pour la vente de sa participation d'environ 11 % dans Paiton Energy aux filiales de The Tokyo Electric Power Company au prix de 103 millions de dollars US (127 millions de dollars), sous réserve d'ajustements. TransCanada avait initialement acheté sa participation dans Paiton Energy en 1996. Paiton Energy possède deux centrales de 615 mégawatts alimentées au charbon dans le Java oriental, en Indonésie. Sous réserve des diverses approbations requises, cette opération devrait être conclue durant le troisième trimestre de 2005. TransCanada s'attend à réaliser un gain après impôts d'environ 115 millions de dollars dans le cadre de cette opération.

Autres

Le 1er juin 2005, Gas Transmission Northwest Corporation (GTNC) a racheté toutes les débentures de premier rang non garanties à 7,80 % de 150 millions de dollars US (débentures) et les effets de premier rang non garantis à 7,10 % de 250 millions de dollars US. Par conséquent, à la demande de GTNC, les débentures ont été radiées de la bourse de New York, et GTNC ne détient plus aucun titre inscrit en vertu des lois sur les valeurs mobilières des Etats-Unis.

Le 1er juin 2005, GTNC a réalisé un placement privé multi-tranches de titres d'emprunt de premier rang totalisant 400 millions de dollars US comportant un taux d'intérêt moyen pondéré de 5,28 % et une durée moyenne pondérée d'environ 18 ans.

Renseignements sur les actions

Au 30 juin 2005, TransCanada avait 486 465 247 actions ordinaires émises et en circulation. En outre, elle avait en circulation 9 468 869 options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 7 055 293 options pouvaient être exercées au 30 juin 2005.



Principales données financières trimestrielles consolidées (1)

(non vérifié)
(en millions
de dollars,
sauf les
montants 2005 2004 2003
par action) T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3
---------------------------------------------------------------------
Produits 1 444 1 407 1 478 1 307 1 344 1 356 1 375 1 454
Bénéfice net
Activités
poursuivies 200 232 185 193 388 214 193 198
Activités
abandonnées - - - 52 - - - 50
---------------------------------------------------------------------
200 232 185 245 388 214 193 248
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

Données sur
les actions
Bénéfice net
par action -
de base
Activités
poursuivies 0,41$ 0,48$ 0,38$ 0,40$ 0,80$ 0,44$ 0,40$ 0,41$
Activités
abandonnées - - - 0,11 - - - 0,10
---------------------------------------------------------------------
0,41$ 0,48$ 0,38$ 0,51$ 0,80$ 0,44$ 0,40$ 0,51$
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
par action -
dilué
Activités
poursuivies 0,41$ 0,48$ 0,38$ 0,39$ 0,80$ 0,44$ 0,40$ 0,41$
Activités
abandonnées - - - 0,11 - - - 0,10
---------------------------------------------------------------------
0,41$ 0,48$ 0,38$ 0,50$ 0,80$ 0,44$ 0,40$ 0,51$
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Dividende
déclaré
par action
ordinaire 0,305$ 0,305$ 0,29$ 0,29$ 0,29$ 0,29$ 0,27$ 0,27$
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------

(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées
ont été établies selon les PCGR du Canada. On trouve aux notes
1 et 21 afférentes aux états financiers consolidés vérifiés de
2004 retraités de TransCanada des renseignements détaillés sur
les facteurs influant sur la comparabilité des données
financières, y compris celles sur les activités abandonnées.


Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

L'entreprise de transport de gaz est principalement constituée des placements de la société dans des gazoducs réglementés, et ses produits annuels ainsi que son bénéfice net découlant des activités poursuivies (résultat net) annuels fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le résultat net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au sein d'un même exercice, et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs, de même qu'en raison d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

L'entreprise d'électricité est constituée principalement des placements de la société dans des centrales électriques, et ses produits ainsi que son résultat net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif ainsi que d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

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

- Le résultat net du troisième trimestre de 2003 comprenait un montant de 11 millions de dollars revenant à TransCanada à la suite d'un ajustement positif des économies d'impôts futurs constaté par TransGas.

- Le résultat net du premier trimestre de 2004 comprenait des remboursements d'impôts sur les bénéfices et d'intérêts connexes d'un montant d'environ 12 millions de dollars.

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2004 comprenait des gains de 187 millions de dollars après impôts liés à S.E.C. Electricité, dont 132 millions de dollars avaient été reportés et étaient amortis par imputation aux résultats jusqu'en 2017.

- Au troisième trimestre de 2004, les décisions rendues par l'EUB sur les coûts en capital généraux et la première phase de la demande tarifaire générale de 2004 ont entraîné une baisse du résultat du réseau de l'Alberta comparativement aux trimestres précédents. De plus, les résultats du troisième trimestre de 2004 comprenaient un ajustement de 12 millions de dollars après impôts lié à l'annulation de provisions pour la restructuration établies préalablement et à la constatation de 8 millions de dollars au titre de reports prospectifs de pertes autres qu'en capital.

- Au quatrième trimestre de 2004, TransCanada a réalisé l'acquisition de GTN et a constaté un résultat net de 14 millions de dollars à compter de la date d'acquisition, soit le 1er novembre 2004. L'entreprise d'électricité a bénéficié de l'incidence positive de 16 millions de dollars avant impôts découlant d'une restructuration liée aux contrats d'achat d'électricité entre OSP et Boston Edison et visant les établissements de l'Est.

- Le résultat net du premier trimestre de 2005 comprend des gains de 48 millions de dollars après impôts liés à la vente de parts de PipeLines LP. Les résultats de l'entreprise d'électricité comprennent des coûts de 10 millions de dollars après impôts pour la restructuration par OSP de contrats d'approvisionnements en gaz naturel. De plus, le bénéfice de participation de Bruce Power a diminué comparativement aux trimestres antérieurs en raison de l'incidence des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et de l'accroissement des charges d'exploitation attribuable à l'exploitation de six réacteurs.

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2005 comprend 21 millions de dollars (13 millions de dollars pour 2004 et 8 millions de dollars pour le semestre terminé le 30 juin 2005), en ce qui a trait à la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) pour le réseau principal au Canada. Le 1er avril 2005, TransCanada a conclu l'acquisition des actifs hydroélectriques d'USGen. Le bénéfice de participation de Bruce Power a diminué comparativement à celui des trimestres antérieurs en raison de l'incidence soutenue des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et d'un arrêt d'exploitation correctif du sixième réacteur après qu'un transformateur ait pris feu.

Enoncés prospectifs

Le présent rapport trimestriel 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 TransCanada 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, les décisions des organismes de réglementation, les facteurs de concurrence dans le secteur des gazoducs et de l'électricité ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. Pour obtenir des renseignements complémentaires sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, prière de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des organismes de réglementation du commerce des valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis. TransCanada n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison.



Etats consolidés des résultats

(non vérifié) Trimestres terminés Semestres terminés
(en millions de dollars, les 30 juin les 30 juin
sauf les montants par action) 2005 2004 2005 2004
---------------------------------------------------------------------
Produits 1 444 1 344 2 851 2 700

Charges d'exploitation
Coût des marchandises vendues 245 242 510 491
Autres coûts et charges 423 398 844 773
Amortissement 253 232 503 464
------ ------ ------ ------
921 872 1 857 1 728
------ ------ ------ ------

Bénéfice d'exploitation 523 472 994 972

Autres charges (produits)
Charges financières 208 210 415 417
Charges financières des
coentreprises 16 16 32 30
Bénéfice de participation (17) (59) (58) (117)
Intérêts créditeurs et
autres produits (4) (9) (28) (24)
Gain lié à PipeLines LP (2) - (82) -
Gains liés à S.E.C.
Electricité - (197) - (197)
Gain lié à Millenium - (7) - (7)
------ ------ ------ ------
201 (46) 279 102
------ ------ ------ ------

Bénéfice avant impôts sur
les bénéfices et part des
actionnaires sans contrôle 322 518 715 870

Impôts sur les bénéfices
Exigibles 79 127 240 230
Futurs 38 (2) 26 21
------ ------ ------ ------
117 125 266 251
------ ------ ------ ------

Part des actionnaires sans
contrôle
Dividendes sur actions
privilégiées 5 5 11 11
Autres - - 6 6
------ ------ ------ ------
5 5 17 17
------ ------ ------ ------

Bénéfice net 200 388 432 602
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------

Bénéfice net par action
- de base et dilué 0,41$ 0,80$ 0,89$ 1,24$
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------

Nombre moyen d'actions en
circulation - de base
(en millions) 485,9 484,0 485,6 483,7
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------

Nombre moyen d'actions
en circulation - dilué
(en millions) 488,4 486,6 488,1 486,3
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



Etats consolidés des flux de trésorerie

Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
---------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net 200 388 432 602
Amortissement 253 232 503 464
Gain lié à PipeLines LP,
déduction faite de la
charge fiscale au titres
des impôts exigibles
(note 5) (1) - (31) -
Gains liés à S.E.C.
Electricité - (197) - (197)
Gain lié à Millennium - (7) - (7)
Bénéfice de participation
inférieur aux
(en excédent des)
distributions reçues 8 (39) (26) (90)
Capitalisation des
régimes de retraite
(en sus) en sous
des charges (10) 13 (17) 1
Impôts futurs 38 (2) 26 21
Part des actionnaires
sans contrôle 5 5 17 17
Autres (14) (11) (18) (14)
------ ------ ------ ------
Fonds provenant des
activités poursuivies 479 382 886 797
Augmentation du fonds
de roulement
d'exploitation (176) (38) (218) (82)
------ ------ ------ ------
Rentrées nettes
provenant de
l'exploitation 303 344 668 715
------ ------ ------ ------

Activités
d'investissement
Dépenses en
immobilisations (135) (93) (243) (194)
Acquisitions,
déduction faite de
l'encaisse acquise (632) (14) (632) (14)
Cession d'actifs 2 408 153 408
Montants reportés
et autres 3 33 (55) (14)
------ ------ ------ ------
Rentrées (sorties)
nettes liées
aux activités
d'investissement (762) 334 (777) 186
------ ------ ------ ------
Activités de
financement
Dividendes (154) (150) (300) (290)
Effets émis (remboursés),
montant net 289 (72) 533 (301)
Dette à long terme émise 499 - 799 665
Réduction de la dette à
long terme (615) (25) (936) (501)
Dette sans recours émise
par les coentreprises - 81 5 87
Réduction de la dette
sans recours des
coentreprises (14) (3) (21) (12)
Parts de sociétés en
commandite de coentreprises
émises - 88 - 88
Actions ordinaires émises 18 4 29 17
------ ------ ------ ------
Rentrées (sorties) nettes
liées aux activités de
financement 23 (77) 109 (247)
------ ------ ------ ------
Incidence des modifications
du taux de change sur
l'encaisse et les placements
à court terme 20 (1) 22 3
------ ------ ------ ------

(Diminution) augmentation
de l'encaisse et des
placements à court terme (416) 600 22 657

Encaisse et placements
à court terme
Au début de la période 626 395 188 338
------ ------ ------ ------

Encaisse et placements
à court terme
A la fin de la période 210 995 210 995
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------

Information supplémentaire
sur les flux de trésorerie
Impôts sur les bénéfices payés 115 91 307 252
Intérêts payés 238 221 428 393
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



Bilans consolidés

30 juin 2005
(en millions de dollars) (non vérifié) 31 décembre 2004
---------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à
court terme 210 188
Débiteurs 537 627
Stocks 239 174
Autres 153 120
------------- -----------------
1 139 1 109
Placements à long terme 830 840
Immobilisations corporelles 19 184 18 704
Autres éléments d'actif 1 490 1 459
------------- -----------------
22 643 22 112
------------- -----------------
------------- -----------------


---------------------------------------------------------------------
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Effets à payer 1 079 546
Créditeurs 885 1 135
Intérêts courus 220 214
Tranche de la dette à long terme
échéant à moins de un an 391 766
Tranche de la dette sans recours
des coentreprises échéant à
moins de un an 73 83
------------- -----------------
2 648 2 744
Montants reportés 851 783
Dette à long terme 10 014 9 713
Impôts futurs 562 509
Dette sans recours des
coentreprises 798 779
Titres privilégiés 564 554
------------- -----------------
15 437 15 082
------------- -----------------
Part des actionnaires sans contrôle
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Autres 77 76
------------- -----------------
466 465
------------- -----------------
Capitaux propres
Actions ordinaires 4 740 4 711
Surplus d'apport 271 270
Bénéfices non répartis 1 790 1 655
Ecart de conversion (61) (71)
------------- -----------------
6 740 6 565
------------- -----------------
22 643 22 112
------------- -----------------
------------- -----------------

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Etats consolidés des bénéfices non répartis

(non vérifié) Semestres terminés les 30 juin
(en millions de dollars) 2005 2004
---------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 1 655 1 185
Bénéfice net 432 602
Dividendes sur les actions
ordinaires (297) (281)
------------- -----------------
1 790 1 506
------------- -----------------
------------- -----------------

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 annuels de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2004, sauf dans la mesure indiquée ci-après. Les présents états financiers consolidés tiennent compte de tous les rajustements récurrents habituels qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle de la situation financière et des résultats d'exploitation des périodes respectives. Les présents états financiers consolidés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers annuels de 2004 retraités. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour qu'ils soient conformes à la présentation adoptée pour la période considérée.

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

2. Modifications comptables

Instruments financiers - présentation de l'information

Le 1er janvier 2005, la société a adopté les nouvelles dispositions du chapitre du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés intitulé " Informations à fournir et présentation " qui fournit une orientation sur la classement de certains instruments financiers qui représentent des obligations qui peuvent être réglées par l'émission d'actions de participation de l'émetteur en tant que titres de créance lorsque l'instrument n'établit pas une relation de propriété. Conformément à cette modification, TransCanada a reclassé la composante part des actionnaires sans contrôle des titres privilégiés, qui sera classée comme dette à long terme.

Cette modification comptable a été appliquée rétroactivement, et les chiffres des périodes antérieures ont été retraités. Cette modification n'a eu aucune incidence sur le bénéfice net de TransCanada pour le deuxième trimestre de 2005, ni sur celui des périodes antérieures.

L'incidence de cette modification comptable sur le bilan consolidé de la société au 31 décembre 2004 s'établit comme suit :



(non vérifié - en millions de dollars) Augmentation (diminution)
------------------------------------------------------------------------

Montants reportés(1) 135
Titres privilégiés 535
Part des actionnaires sans contrôle
Titres privilégiés d'une filiale (670)
-------------------------
Total du passif et capitaux propres -
-------------------------
-------------------------

(1) Report réglementaire


3. Informations sectorielles

Transport de gaz Electricité Siège social Total
---------------- ----------- ------------ ----------------
Trimestres
terminés
les 30 juin
(non vérifié
- en millions
de dollars) 2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005 2004
------------------- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------

Produits 1 032 948 412 396 - - 1 444 1 344
Coûts des
marchandises
vendues - - (245) (242) - - (245) (242)
Autres coûts
et charges (324) (298) (98) (99) (1) (1) (423) (398)
Amortissement (233) (215) (20) (17) - - (253) (232)
------ ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice
(perte)
d'exploitation 475 435 49 38 (1) (1) 523 472
Charges
financières et
part des
actionnaires
sans contrôle (182) (193) - (2) (31) (20) (213) (215)
Charges
financières
des
coentreprises (13) (15) (3) (1) - - (16) (16)
Bénéfice de
participation 4 11 13 48 - - 17 59
Intérêts
créditeurs et
autres produits (1) 2 - 1 5 6 4 9
Gain lié à
PipeLines LP 2 - - - - - 2 -
Gains liés à
S.E.C.
Electricité - - - 197 - - - 197
Gain lié à
Millennium - 7 - - - - - 7
Impôts sur
les bénéfices (120) (101) (17) (32) 20 8 (117) (125)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice net 165 146 42 249 (7) (7) 200 388
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------


Transport de gaz Electricité Siège social Total
---------------- ----------- ------------ ----------------
Semestres
terminés
les 30 juin
(non vérifié
- en millions
de dollars) 2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005 2004
------------------- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------

Produits 2 027 1 897 824 803 - - 2 851 2 700
Coûts des
marchandises
vendues - - (510) (491) - - (510) (491)
Autres coûts
et charges (630) (583) (211) (187) (3) (3) (844) (773)
Amortissement (465) (427) (38) (37) - - (503) (464)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice
(perte)
d'exploitation 932 887 65 88 (3) (3) 994 972
Charges
financières et
part des
actionnaires
sans contrôle (369) (389) (2) (4) (61) (41) (432) (434)
Charges
financières
des
coentreprises (27) (29) (5) (1) - - (32) (30)
Bénéfice de
participation 15 21 43 96 - - 58 117
Intérêts
créditeurs et
autres produits 13 5 3 5 12 14 28 24
Gain lié à
PipeLines LP 82 - - - - - 82 -
Gains liés
à S.E.C.
Electricité - - - 197 - - - 197
Gain lié à
Millenium - 7 - - - - - 7
Impôts sur
les bénéfices (270) (207) (32) (67) 36 23 (266) (251)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------

Bénéfice net 376 295 72 314 (16) (7) 432 602
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------



Total de l'actif
30 juin 2005
(en millions de dollars) (non vérifié) 31 décembre 2004
------------------------------------------------------------------------
Transport de gaz 18 140 18 410
Electricité 3 589 2 802
Siège social 914 900
------------- -----------------
22 643 22 112
------------- -----------------
------------- -----------------


4. Gestion des risques et instruments financiers

Les changements importants dans les instruments financiers de la société depuis le 31 décembre 2004 sont présentés ci-après.

Gestion du risque lié au prix de l'énergie

Pour les besoins de la gestion de son portefeuille d'actifs, la société conclut des opérations sur instruments dérivés liés à l'électricité, au gaz naturel et au rendement thermique. Les contrats visant le rendement thermique prévoient des ventes ou des achats d'électricité à des prix fondés sur un indice gazier. Les justes valeurs et les volumes de référence des swaps, des options, des contrats à terme et des contrats de rendement thermique sont présentés dans le tableau ci-après. Conformément à la convention comptable de la société, chacun des instruments dérivés ci-dessous est inscrit aux bilans à sa juste valeur au 30 juin 2005 et au 31 décembre 2004.



Electricité
Actif (passif) 30 juin 2005 31 décembre
(en millions de dollars) (non vérifié) 2004
------------------------------------------------------------------------
Traitement comptable Juste valeur Juste valeur
----------------------------------------------------

Electricité - swaps
(échéant entre
2005 et 2011) Eléments de couverture (60) 7
(échéant entre
2005 et 2010) Eléments autres que
de couverture 2 (2)
Gaz - swaps,
contrats à terme et
options
(échéant entre
2005 et 2016) Eléments de couverture (27) (39)
(échéant en
2005 et 2006) Eléments autres que
de couverture 1 (2)
Contrats de rendement
thermique
(échéant en
2005 et 2006) Eléments de couverture - (1)
------------------------------------------------------------------------

Volumes de référence
30 juin 2005
(non vérifié) Electricité (GWh) Gaz (Gpi3)
-------------------------------------------------------- ---------------
Traitement comptable Achats Ventes Achats Ventes
------------------------------------ ---------------
Electricité - swaps
(échéant entre
2005 et 2011) Eléments de couverture 1 299 7 177 - -
(échéant entre
2005 et 2010) Eléments autres que
de couverture 878 - - -
Gaz - swaps,
contrats à terme
et options
(échéant entre
2005 et 2016) Eléments de couverture - - 85 73
(échéant en
2005 et 2006) Eléments autres que
de couverture - - 5 7
Contrats de
rendement
thermique
(échéant en
2005 et 2006) Eléments de couverture - 55 - -
------------------------------------------------------------------------


Volumes de référence
31 décembre 2004 Electricité (GWh) Gaz (Gpi3)
-------------------------------------------------------- ---------------
Traitement comptable Achats Ventes Achats Ventes
------------------------------------ ---------------
Electricité
- swaps Eléments de couverture 3 314 7 029 - -
Eléments autres que
de couverture 438 - - -

Gaz - swaps,
contrats à terme
et options Eléments de couverture - - 80 84
Eléments autres que
de couverture - - 5 8

Contrats de
rendement
thermique Eléments de couverture - 229 2 -
------------------------------------------------------------------------


5. Cessions

PipeLines LP

En mars 2005, TransCanada a vendu 3,5 millions de parts ordinaires de PipeLines LP au prix de 37,04 $ US la part, ce qui a donné lieu pour la société à un produit net d'environ 151 millions de dollars et à un gain après impôts d'environ 48 millions de dollars. Le gain net a été constaté dans les résultats de l'entreprise de transport de gaz, et, à la suite de cette opération, la société a inscrit une charge fiscale de 32 millions de dollars, y compris une charge de 50 millions de dollars au titre des impôts exigibles. En avril 2005, les preneurs fermes ont acheté 74 200 parts ordinaires supplémentaires aux termes de leur option d'acheter jusqu'à concurrence de 525 000 parts supplémentaires selon les mêmes modalités que celles visant les 3,5 millions de parts ordinaires vendues antérieurement, et un gain net supplémentaire de 1 million de dollars après impôts a été constaté dans les résultats de l'entreprise de transport de gaz. A la suite de ces opérations, TransCanada détient toujours une participation de 13,4 % dans PipeLines LP représentée par la participation du commandité (2,0 %) ainsi qu'une participation de 11,4 % en tant que commanditaire.

S.E.C. Electricité

En mai 2005, TransCanada a annoncé qu'elle avait conclu une entente avec EPCOR Utilities Inc. (EPCOR) aux termes de laquelle EPCOR achètera la participation de TransCanada dans S.E.C. TransCanada Electricité (S.E.C. Electricité) au prix de 529 millions de dollars. L'acquisition d'EPCOR comprend 14,5 millions de parts de S.E.C. Electricité, qui représentent 30,6 % des parts en circulation, la possession de 100 % du commandité de S.E.C. Electricité ainsi que des accords de gestion et d'exploitation régissant l'exploitation courante des actifs de production d'électricité de S.E.C. Electricité.

Les conseils d'administration de TransCanada, d'EPCOR et de S.E.C. Electricité ont approuvé l'opération en question. L'opération devrait être ratifiée durant le troisième trimestre de 2005, sous réserve de la réception des approbations des organismes de réglementation. TransCanada prévoit que cette vente lui permettra de réaliser un gain après impôts d'environ 200 millions de dollars. TransCanada continuera d'assurer l'exploitation et l'entretien des centrales électriques de S.E.C. Electricité d'ici à ce que l'opération soit conclue.

Paiton Energy

En juin 2005, TransCanada a conclu un accord prévoyant la vente de sa participation d'environ 11 % dans PT Paiton Energy Company (Paiton Energy) aux filiales de The Tokyo Electric Power Company au prix de 103 millions de dollars US (127 millions de dollars), sous réserve d'ajustements. TransCanada avait acheté sa participation dans Paiton Energy en 1996. Paiton Energy possède deux centrales de 615 mégawatts alimentées au charbon dans le Java oriental, en Indonésie. Sous réserve des diverses approbations requises, cette opération devrait être conclue durant le troisième trimestre de 2005. TransCanada s'attend à réaliser un gain après impôts d'environ 115 millions de dollars dans le cadre de cette opération.

6. Avantages sociaux futurs

La charge nette au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi de la société pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin se présente comme suit :



Trimestres terminés Autres régimes
les 30 juin Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non vérifié - en millions --------------------- ---------------------
de dollars) 2005 2004 2005 2004
---------------------------------------- ------ ------ ------
Coût des services rendus au
cours de la période 8 7 1 1
Intérêts débiteurs 16 14 2 2
Rendement prévu des
actifs des régimes (16) (13) - -
Amortissement de
l'obligation transitoire
liée à l'entreprise
réglementée - - - -
Amortissement de la perte
actuarielle nette 4 3 - -
Amortissement des coûts au
titre des services passés - - - -
------ ------ ------ ------
Coût net constaté au titre
des avantages sociaux 12 11 3 3
------ ------ ------ ------
------ ------ ------ ------


Semestres terminés Autres régimes
les 30 juin Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non vérifié - en millions --------------------- ---------------------
de dollars) 2005 2004 2005 2004
---------------------------------------- ------ ------ ------
Coût des services rendus au
cours de la période 15 14 1 1
Intérêts débiteurs 32 28 3 3
Rendement prévu des
actifs des régimes (32) (27) - -
Amortissement de
l'obligation transitoire
liée à l'entreprise
réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte
actuarielle nette 8 6 1 1
Amortissement des coûts au
titre des services passés 1 1 - -
------ ------ ------ ------
Coût net constaté au titre
des avantages sociaux 24 22 6 6
------ ------ ------ ------
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