TRANSCANADA
NYSE : TRP
TSX : TRP

TRANSCANADA

27 avr. 2007 09h01 HE

TransCanada annonce les résultats du premier trimestre; le conseil déclare un dividende de 0,34 $ par action ordinaire

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 27 avril 2007) - TransCanada (TSX:TRP) (NYSE:TRP)

Points saillants des résultats du premier trimestre

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

- Le bénéfice net du premier trimestre de 2007 atteint 265 millions de dollars (0,52 $ par action)

- Le résultat comparable du premier trimestre de 2007 est 250 millions de dollars (0,49 $ par action comparativement à 0,46 $ par action au premier trimestre de 2006)

- Les fonds provenant de l'exploitation du premier trimestre de 2007 se chiffrent à 582 millions de dollars

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

- La société a réalisé l'acquisition d'American Natural Resources Company et d'ANR Storage Company (collectivement, ANR) ainsi qu'une participation supplémentaire de 3,55 % dans Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership (Great Lakes)

TransCanada Corporation a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net du premier trimestre de 2007 s'est établi à 265 millions de dollars (0,52 $ par action), comparativement au chiffre de 273 millions de dollars (0,56 $ par action) inscrit au premier trimestre de 2006. Le bénéfice net découlant des activités poursuivies du premier trimestre de 2007 s'est chiffré à 265 millions de dollars (0,52 $ par action), alors qu'il avait été de 245 millions de dollars (0,50 $ par action) au premier trimestre de 2006.

Le résultat comparable est passé de 227 millions de dollars (0,46 $ par action) au premier trimestre de 2006 à 250 millions de dollars (0,49 $ par action) au premier trimestre de 2007. Cette progression provient principalement du bénéfice d'ANR, de Tamazunchale et de Bécancour. Le résultat comparable ne tient pas compte de rajustements d'impôts sur les bénéfices de 15 millions de dollars inscrits au premier trimestre de 2007. Au premier trimestre de 2006, le résultat comparable ne tenait pas compte du règlement de 18 millions de dollars reçu dans le cadre de la faillite de Mirant Corporation et de certaines de ses filiales.

Les rentrées nettes provenant de l'exploitation se sont établies à 618 millions de dollars, comparativement au chiffre de 515 millions de dollars inscrit pour la même période en 2006. Les fonds provenant de l'exploitation du premier trimestre de 2007 se sont chiffrés à 582 millions de dollars, alors qu'ils avaient totalisé 517 millions de dollars pour la même période en 2006.

"La réalisation de l'acquisition d'ANR et de Great Lakes durant le premier trimestre est une réalisation marquante pour TransCanada, a affirmé Hal Kvisle, chef de la direction de la société. Les actifs cadrent très bien avec notre entreprise de pipelines et ils permettrent d'élargir nos services et d'accéder aux marchés clés aux Etats-Unis."

"Nous continuons de faire des progrès pour tirer parti des projets de croissance dans nos entreprises de pipelines et d'énergie, notamment pour ce qui est des oléoducs, des gazoducs, de l'électricité, du stockage de gaz naturel et du GNL."

Les faits marquants au sein des secteurs des pipelines, de l'énergie et du siège social au cours du premier trimestre de 2007 comprennent notamment ce qui suit.

Pipelines :

- La réalisation de l'acquisition d'ANR et de Great Lakes le 22 février 2007. Cette acquisition a ajouté quelque 17 000 kilomètres (10 500 milles) de pipelines et des installations de stockage de gaz naturel d'une capacité totale d'environ 230 milliards de pieds cubes.

- L'accroissement de notre participation dans TC PipeLines, LP, qui est passée à 32,1 % grâce à l'acquisition, par TC PipeLines, LP, d'une participation de 46,45 % dans Great Lakes. TransCanada est également devenue, le 1er avril 2007, l'exploitant de Northern Border et la société est désormais l'exploitant des trois placements de TC PipeLines, LP.

- Un jalon important a été franchi dans le cadre du projet d'oléoduc Keystone. L'Office national de l'énergie (ONE) a approuvé la demande déposée par TransCanada au sujet du transfert à Keystone d'une partie des installations du réseau principal au Canada.

- Une entente avec les parties prenantes du réseau principal au Canada a été conclue au sujet du règlement quinquennal sur les droits en 2007 et les coûts pour la période allant de 2008 à 2011. Ce règlement témoigne de la relation de collaboration soutenue qu'entretient TransCanada avec ses clients.

Energie :

- Les progrès se poursuivent dans le cadre du programme de redémarrage de Bruce Power. Deux chaudières à vapeur ont été enlevées et seront remplacées en préparation du redémarrage des premier et deuxième réacteurs. La remise en service de deux réacteurs ajoutera une capacité de 1 500 mégawatts au réseau électrique de l'Ontario et fournira une solution à long terme en vue de répondre aux besoins en électricité sans cesse croissante de cette province.

- Des progrès ont été réalisés dans le cadre de deux projets d'aménagement de centrales électriques en Ontario. L'examen environnemental pour la centrale de Halton Hills (683 MW) est terminé et la construction progresse au Portlands Energy Centre (550 MW), partenariat avec Ontario Power Generation.

Siège social :

- TransCanada a souscrit la moitié des parts ordinaires offertes dans le cadre du placement privé de 600 millions de dollars US de TC PipeLines, LP.

- La société a recueilli des capitaux propres de 1,725 milliard de dollars dans le cadre du placement de reçus de souscription qui ont été convertis en actions ordinaires et les preneurs fermes ont ultérieurement exercé leur option d'attribution excédentaire.

- Le 4 avril 2007, Standard & Poor's (S&P) a modifié la cote accordée aux perspectives de TransCanada, qui est passé de A- avec perspectives négatives à A- avec perspectives stables.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 13 h (heure des Rocheuses) / 15 h (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du premier trimestre de 2007 ainsi que des faits nouveaux et des questions générales concernant la société. Les analystes, journalistes et autres intéressés désireux de participer à cette téléconférence doivent composer le 1-866-898-9626 ou le 416-340-2216 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La conférence et le diaporama seront également transmis en direct sur le site Web de TransCanada à www.transcanada.com.

La conférence débutera par de brefs commentaires des membres de la haute direction de TransCanada, suivis d'une période de questions et réponses à l'intention des analystes. Une période de questions et réponses à l'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 4 mai 2007; il suffira de composer le 1-800-408-3053 ou le 416-695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3220047. La téléconférence sera archivée pour retransmission sur le Web à www.transcanada.com.

Au sujet de TransCanada

Forte d'une expérience de plus de 50 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs, des centrales électriques, des installations de stockage de gaz et des projets liés à des oléoducs et à des installations de GNL. Le réseau de pipelines détenus en propriété exclusive de TransCanada s'étend sur plus de 59 000 kilomètres (36 500 milles) et permet d'accéder à la presque totalité des grands bassins d'approvisionnements gaziers en Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes avec une capacité de stockage d'environ 360 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, en totalité ou en partie, des installations ayant une capacité de production d'environ 7 700 mégawatts d'électricité au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP.

INFORMATIONS PROSPECTIVES

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

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Dans le présent communiqué, la société utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR), et, par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR. Il est peu probable que ces mesures soient comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Elles ont été utilisées pour fournir aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur le rendement opérationnel de la société, sur sa liquidité et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.

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

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau Points saillants des résultats financiers du premier trimestre de 2007 dans le présent communiqué.
- 30 -



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

Résultats d'exploitation
Trimestres terminés les 31 mars
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 249 1 894

Bénéfice net
Activités poursuivies 265 245
Activités abandonnées - 28
----------------------------
265 273
----------------------------
----------------------------

Résultat comparable (1) 250 227
----------------------------
----------------------------

Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation (1) 582 517
Diminution (augmentation) du fonds de
roulement 36 (2)
----------------------------
Rentrées nettes provenant de l'exploitation 618 515
----------------------------
----------------------------

Dépenses en immobilisations 306 303

Acquisitions, déduction faite de l'encaisse
acquise 4 265 -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Données sur les actions ordinaires
Trimestres terminés les 31 mars 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action - de base
Activités poursuivies 0,52 $ 0,50 $
Activités abandonnées - 0,06
----------------------------
0,52 $ 0,56 $
----------------------------
----------------------------

Résultat comparable par action - de base (1) 0,49 $ 0,46 $

Dividendes déclarés par action 0,34 $ 0,32 $

Actions ordinaires en circulation (en millions)
Moyenne de la période 508 487
Fin de la période 535 488

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

(1) Pour une analyse détaillée du résultat comparable, des fonds provenant
de l'exploitation et du résultat comparable par action, il y a lieu de
consulter la rubrique "Mesures non conformes aux PCGR" dans le rapport
de gestion du présent rapport trimestriel aux actionnaires pour le
premier trimestre de 2007.


Rapport de gestion

Daté du 26 avril 2007, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non vérifiés ci-joints de TransCanada Corporation (TransCanada ou la société) pour la période de trois mois terminée le 31 mars 2007. Il doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés vérifiés et des notes y afférentes et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2006 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les documents d'information continue de la société, sur SEDAR à www.sedar.com, sous TransCanada Corporation. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2006 de TransCanada.

Informations prospectives

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

Mesures non conformes aux PCGR

Dans le présent rapport de gestion, la société utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "fonds provenant de l'exploitation" et "bénéfice d'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR), et, par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR. Il est peu probable que ces mesures soient comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Elles ont été utilisées pour fournir aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur le rendement opérationnel de la société, sur sa liquidité et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.

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

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion. Le bénéfice d'exploitation est une mesure utilisée dans la partie traitant de l'énergie. Il représente les produits d'exploitation moins les charges d'exploitation figurant dans les états consolidés des résultats. Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Energie" du rapport de gestion pour le rapprochement du bénéfice d'exploitation et du résultat net.

Acquisitions

ANR et Great Lakes

Le 22 février 2007, TransCanada a fait l'acquisition, auprès d'El Paso Corporation, d'American Natural Resources Company et d'ANR Storage Company (collectivement, ANR) ainsi que d'une participation supplémentaire de 3,55 % dans Great Lakes au prix d'environ 3,4 milliards de dollars US, sous réserve de certains rajustements postérieurs à la clôture, y compris la dette à long terme de 491 millions de dollars US prise en charge. L'acquisition d'ANR donne lieu à l'ajout d'un gazoduc d'environ 17 000 kilomètres (km) ayant une capacité de pointe de 6,8 milliards de pieds cubes par jour. De plus, ANR possède et exploite des installations de stockage de gaz naturel ayant une capacité totale d'environ 230 milliards de pieds cubes. TransCanada a commencé à consolider les résultats d'ANR et de Great Lakes avec ceux du secteur des pipelines postérieurement à la date d'acquisition. L'acquisition a été financée au moyen du produit de l'émission récente de titres de participation de la société, de l'encaisse et des fonds prélevés sur les facilités de crédit existantes et sur celles nouvellement établies. Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur l'émission de titres de participation et les opérations de financement par emprunt.

Great Lakes

Le 22 février 2007, PipeLines LP a acheté à El Paso Corporation une participation de 46,45 % dans Great Lakes au prix d'environ 942 millions de dollars US, y compris la dette à long terme de 209 millions de dollars US prise en charge, sous réserve de certains rajustements postérieurs à la clôture. L'acquisition a été financée par des emprunts sur des facilités de crédit existantes et nouvelles, tel qu'il est commenté sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion, et par un placement privé, tel qu'il est mentionné ci-dessous.

En février 2007, PipeLines LP a réalisé un placement privé de 17 356 086 parts ordinaires au prix de 34,57 $ US la part, dont 50 % ont été achetés par TransCanada au prix de 300 millions de dollars US. De plus, TransCanada a investi 12 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité dans PipeLines LP. A la suite des placements supplémentaires de TransCanada dans PipeLines LP, la participation de la société dans PipeLines LP est passée de 13,4 % à 32,1 %. Au total, le placement privé et l'investissement supplémentaire de TransCanada ont donné lieu à un produit brut de 612 millions de dollars US pour PipeLines LP; il a servi à financer en partie l'acquisition de Great Lakes.



Résultats d'exploitation consolidés

Rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars, sauf les montants par
action) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines
Résultat comparable 155 139
Poste spécifique :
Règlement dans le cadre de la faillite de
Mirant - 18
----------------------------
Résultat net 155 157
----------------------------

Energie 106 100
----------------------------

Siège social
Charges comparables (11) (12)
Poste spécifique :
Rajustements des impôts sur les bénéfices
des sociétés 15 -
----------------------------
Résultat net (charges nettes) 4 (12)
----------------------------

Bénéfice net
Activités poursuivies (1) 265 245
Activités abandonnées - 28
----------------------------
Bénéfice net 265 273
----------------------------
----------------------------

Bénéfice net par action
Activités poursuivies (2) 0,52 $ 0,50 $
Activités abandonnées - 0,06
----------------------------
De base 0,52 $ 0,56 $
----------------------------
----------------------------
Dilué 0,52 $ 0,56 $
----------------------------
----------------------------

(1) Résultat comparable 250 227
Postes spécifiques (déduction faite des
impôts, le cas échéant) :
Règlement dans le cadre de la faillite de
Mirant - 18
Rajustement des impôts sur les bénéfices
des sociétés 15 -
----------------------------
Bénéfice net découlant des activités
poursuivies 265 245
----------------------------
----------------------------

(2) Résultat comparable par action 0,49 $ 0,46 $
Postes spécifiques - par action
Règlement dans le cadre de la faillite de
Mirant - 0,04
Rajustement des impôts sur les bénéfices
des sociétés 0,03 -
----------------------------
Bénéfice net par action découlant des
activités poursuivies 0,52 $ 0,50 $
----------------------------
----------------------------


Pour le premier trimestre de 2007, le bénéfice net de TransCanada s'est établi à 265 millions de dollars (0,52 $ par action) comparativement à 273 millions de dollars (0,56 $ par action) au premier trimestre de 2006. Le bénéfice net découlant des activités poursuivies (résultat net) de la même période en 2007 s'est chiffré à 265 millions de dollars (0,52 $ par action), comparativement à 245 millions de dollars (0,50 $ par action) en 2006. Le résultat net a progressé de 20 millions de dollars entre 2006 et 2007, principalement en raison du bénéfice tiré de l'acquisition d'ANR, de la mise en exploitation de la centrale de cogénération de Bécancour et de la mise en exploitation du pipeline Tamazunchale. Le résultat net a également augmenté en raison des rajustements positifs au premier trimestre de 2007, y compris le règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices et une restructuration interne. Le résultat comparable du premier trimestre de 2007 s'est établi à 250 millions de dollars (0,49 $ par action), alors qu'il avait été de 227 millions de dollars (0,46 $ par action) pour la période correspondante de 2006. Le résultat comparable ne tient pas compte des rajustements d'impôts sur les bénéfices positifs de 15 millions de dollars inscrits au premier trimestre de 2007. Au premier trimestre de 2006, le résultat comparable excluait le règlement de 18 millions de dollars (29 millions de dollars avant les impôts) reçu dans le cadre de la faillite de Mirant Corporation et de certaines de ses filiales (Mirant), anciennement expéditeur du réseau de Gas Transmission Northwest.

Le bénéfice net de TransCanada pour la période de trois mois terminée le 31 mars 2006 comprend le bénéfice net découlant des activités abandonnées de 28 millions de dollars (0,06 $ par action), ce qui reflète les règlements dans le cadre de la faillite de Mirant, reçus durant le premier trimestre de 2006 relativement à l'entreprise de commercialisation du gaz dont TransCanada s'est dessaisie en 2001.

Les résultats de chaque secteur d'exploitation pour le trimestre terminé le 31 mars 2007 sont présentés sous les rubriques "Pipelines", "Energie" et "Siège social" du présent rapport de gestion.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 582 millions de dollars pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, en hausse de 65 millions de dollars par rapport à la même période en 2006.

Pipelines

Le résultat net de l'entreprise de pipelines s'est chiffré à 155 millions de dollars pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, alors qu'il avait été de 157 millions de dollars pour la période correspondante de 2006.



Aperçu des résultats de l'entreprise de pipelines
Trimestres terminés les 31 mars (non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs détenus en propriété exclusive
Réseau principal au Canada 57 59
Réseau de l'Alberta 31 33
ANR (1) 21 -
GTN 11 32
Foothills (2) 6 7
----------------------------
126 131
----------------------------

Autres pipelines
Great Lakes (3) 14 12
Iroquois 5 4
Portland 5 6
PipeLines LP (4) 2 1
Ventures LP 3 3
TQM 2 2
TransGas 3 3
Tamazunchale 3 -
Régions nordiques (1) (1)
Frais généraux, administratifs et
de soutien et frais divers (7) (4)
----------------------------
29 26
----------------------------
Résultat net 155 157
----------------------------
----------------------------

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


Pipelines détenus en propriété exclusive

Le résultat net du réseau principal au Canada a régressé de 2 millions de dollars entre le premier trimestre de 2006 et celui de 2007. Cette baisse s'explique surtout par la diminution de la base tarifaire et du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires établi par l'Office national de l'énergie (ONE), soit 8,46 % en 2007, contre 8,88 % en 2006, sur un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 36 %.

Le résultat net du réseau de l'Alberta pour le premier trimestre de 2007 a diminué de 2 millions de dollars comparativement à la période correspondante de 2006. Ce recul s'explique avant tout par la base tarifaire réduite ainsi que par le taux de rendement de l'avoir des actionnaires inférieur en 2007. Le résultat net en 2007 tient compte du taux de rendement de 8,51 % sur un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 %, contre un taux de rendement de 8,93 % sur un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 % en 2006.

TransCanada a réalisé l'acquisition d'ANR le 22 février 2007 et elle inclut son résultat net depuis cette date. Les produits d'ANR sont principalement tirés des services de transport interétatique, de stockage et de collecte de gaz naturel et des services connexes.

Le résultat net de GTN pour le trimestre terminé le 31 mars 2007 a diminué de 21 millions de dollars comparativement à la même période en 2006, et ce, principalement en raison de la réception de 18 millions de dollars (29 millions de dollars avant les impôts) au premier trimestre de 2006 dans le cadre de la faillite de Mirant, ancien expéditeur sur le réseau de Gas Transmission Northwest. La baisse s'explique aussi par la diminution des produits d'exploitation en 2007 en raison du fléchissement des volumes garantis sous contrat à long terme et d'une provision constituée au premier trimestre de 2007 pour le défaut de paiement de produits de transport contractuels d'une filiale de Calpine Corporation (Calpine) qui s'est placée sous la protection de la loi sur la faillite.



Données sur l'exploitation
Trimestres terminés les
31 mars
(non vérifié)

Réseau Réseau
principal de Gas Réseau de
au Réseau de Transmission Foothills
Canada(1) l'Alberta(2) ANR(3)(4) Northwest(3) (5)
2007 2006 2007 2006 2007 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne (en
millions de
dollars) 7 401 7 471 4 261 4 319 s.o. s.o. s.o. 818 870
Volumes livrés
(en milliards
de pieds cubes)
Total 881 829 1 070 1 062 172 193 171 356 345
Moyenne
quotidienne 9,8 9,2 11,9 11,8 4,6 2,1 1,9 4,0 3,8
----------------------------------------------------------------------------

(1) Pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, les livraisons du réseau
principal au Canada en provenance de la frontière de l'Alberta et de la
Saskatchewan se sont établies à 576 milliards de pieds cubes (584
milliards de pieds cubes en 2006), soit une moyenne quotidienne de 6,4
milliards de pieds cubes (6,5 milliards de pieds cubes en 2006).
(2) Les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont totalisé
1 005 milliards de pieds cubes pour le trimestre terminé le 31 mars 2007
(1 021 milliards de pieds cubes en 2006); la moyenne quotidienne s'est
établie à 11,2 milliards de pieds cubes (11,3 milliards de pieds cubes
en 2006).
(3) Les réseaux d'ANR et de Gas Transmission Northwest sont exploités
conformément à un modèle tarifaire fixe approuvé par la Federal Energy
Regulatory Commission des Etats-Unis. Par conséquent, les résultats des
réseaux pour la période courante ne sont pas fonction d'une base
tarifaire moyenne.
(4) Les résultats d'ANR comprennent les résultats d'exploitation depuis le
22 février 2007.
(5) Les résultats de Foothills reflètent les activités cumulées de Foothills
et du réseau de la Colombie-Britannique.


Autres pipelines

Pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, la quote-part revenant à TransCanada du résultat net des autres pipelines s'est chiffrée à 29 millions de dollars, comparativement à 26 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2006. La hausse provient avant tout du résultat du pipeline Tamazunchale, qui est entré en exploitation en décembre 2006, et du résultat supérieur de Great Lakes en raison d'un accroissement de participation effectif de 19 %. Ces augmentations ont été en partie annulées par l'incidence des coûts d'aménagement de projets et de soutien plus élevés en 2007.

Au 31 mars 2007, TransCanada avait consenti des avances de 125 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group relativement au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie, et la société avait capitalisé un montant de 43 millions de dollars relativement au projet de pipeline Keystone.

Energie

Le résultat net de l'entreprise d'énergie s'est établi à 106 millions de dollars au premier trimestre de 2007, soit 6 millions de dollars de plus que les 100 millions de dollars inscrits au premier trimestre de 2006.



Aperçu des résultats de l'entreprise d'énergie
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power 29 63
Installations énergétiques de l'Ouest 73 58
Installations énergétiques de l'Est 67 49
Stockage de gaz naturel 30 22
Frais généraux, administratifs de soutien et autres (36) (30)
----------------------------
Bénéfice d'exploitation 163 162
Charges financières (4) (7)
Intérêts créditeurs et autres produits 3 2
Impôts sur les bénéfices (56) (57)
----------------------------
Résultat net 106 100
----------------------------
----------------------------


Bruce Power

Aperçu des résultats de Bruce Power (1)
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
(en millions de dollars)
Produits
Electricité 460 479
Autres (2) 20 17
----------------------------
480 496
----------------------------
Charges d'exploitation
Exploitation et entretien (295) (220)
Combustible (25) (20)
Loyer supplémentaire (43) (43)
Amortissement (36) (31)
----------------------------
(399) (314)
----------------------------
Bénéfice d'exploitation 81 182
----------------------------
----------------------------

Quote-part de TransCanada 31 62
Rajustements (2) 1
----------------------------
Apport de Bruce Power au bénéfice d'exploitation
de TransCanada 29 63
----------------------------
----------------------------

Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales
Bruce A 90% 78%
Bruce B 78% 95%
Capacité cumulée de Bruce Power 82% 90%
Volume des ventes (en GWh) (3)
Bruce A - 100 % 2 910 2 520
Bruce B - 100 % 5 430 6 620
Volumes cumulés de Bruce Power - 100 % 8 340 9 140
Quote-part de TransCanada 3 129 3 306
Résultats par MWh (4)
Produits de Bruce A 59 $ 57 $
Produits de Bruce B 53 $ 50 $
Produits pour l'ensemble de Bruce Power 55 $ 52 $
Combustible pour l'ensemble de Bruce Power 3 $ 2 $
Total des charges d'exploitation pour
l'ensemble de Bruce Power (5) 47 $ 34 $
Pourcentage de la production vendue sur
le marché au comptant 35% 38%
----------------------------
----------------------------

(1) Toutes les données figurant dans ce tableau comprennent des rajustements
visant à éliminer les incidences des opérations intersociétés entre
Bruce A et Bruce B.
(2) Comprend, pour Bruce A, des recouvrements de coûts de combustible de 8
millions de dollars au premier trimestre de 2007 et de 6 millions de
dollars au premier trimestre de 2006.
(3) Gigawatts-heure.
(4) Mégawatts-heure.
(5) Déduction faite des recouvrements de coûts de combustible.


A 29 millions de dollars, le bénéfice d'exploitation découlant de la participation de TransCanada dans Bruce Power a reculé de 34 millions de dollars entre le premier trimestre de 2006 et celui de 2007, et ce, principalement en raison des volumes de production moins élevés et des frais d'exploitation accrus attribuables à des jours d'arrêt d'exploitation prévu supplémentaires. La hausse des charges d'exploitation et d'entretien de Bruce Power s'explique avant tout par l'accroissement marqué des jours d'arrêt d'exploitation prévu, qui sont passés de 30 jours-réacteur seulement au premier trimestre de 2006 à 86 jours-réacteur au premier trimestre de 2007. En outre, les coûts supérieurs des avantages sociaux postérieurs à l'emploi ont contribué à l'augmentation des frais d'exploitation. Les prix réalisés supérieurs ont contré en partie ces incidences.

La quote-part revenant à TransCanada de l'électricité produite par Bruce Power durant le premier trimestre de 2007 a diminué de 177 GWh pour totaliser 3 129 GWh, alors qu'elle avait été de 3 306 GWh au premier trimestre de 2006. Cette baisse provient du plus grand nombre de jours d'arrêt d'exploitation pour entretien préventif durant le premier trimestre de 2007. Les prix réalisés par Bruce Power durant le premier trimestre de 2007 (exclusion faite des autres produits) se sont situés à 55 $ le MWh, comparativement 52 $ le MWh pour la même période en 2006. Les charges d'exploitation cumulées (déduction faite des recouvrements des coûts de combustible) de Bruce Power sont passées de 34 $ le MWh au premier trimestre de 2006 à 47 $ le MWh au premier trimestre de 2007 en raison des arrêts d'exploitation plus nombreux et des autres frais d'exploitation plus élevés combinés à la production inférieure au premier trimestre de 2007.

Pour les six réacteurs en exploitation durant le premier trimestre de 2007, les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ont totalisé environ 86 jours-réacteur, et les arrêts d'exploitation pour entretien correctif ont été d'environ 4 jours-réacteur. Pendant la même période en 2006, il y avait eu pour Bruce Power environ 30 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien préventif et 13 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien correctif. Au premier trimestre de 2007, la capacité disponible moyenne cumulée des réacteurs de Bruce Power a été de 82 %, comparativement à 90 % au premier trimestre de 2006.

Dans son ensemble, la capacité disponible moyenne en 2007 devrait se situer à un peu plus de 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et à plus ou moins 75 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A. Deux arrêts d'exploitation pour entretien préventif sont prévus pour le troisième réacteur de Bruce A en 2007. Le premier arrêt est prévu pour le deuxième trimestre de 2007 et devrait durer environ un mois, tandis que le second arrêt est prévu pour la fin du troisième trimestre de 2007 et devrait durer environ deux mois. Un arrêt d'exploitation pour entretien préventif d'un mois du quatrième réacteur de Bruce A et un arrêt d'exploitation pour entretien préventif de deux mois et demi du sixième réacteur de Bruce B se sont terminés en avril 2007.

Le bénéfice tiré de Bruce B dépend directement des fluctuations des prix de l'électricité sur le marché de gros au comptant. Le bénéfice tiré des réacteurs de Bruce A et de Bruce B est directement tributaire de la capacité disponible générale des centrales, qui dépend elle-même des travaux d'entretien préventif et correctif. Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), toute la production de Bruce A du premier trimestre de 2007 a été vendue au prix fixe de 58,63 $ le MWh (avant la récupération des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 57,37 $ le MWh au premier trimestre de 2006. En outre, les ventes de la production du cinquième au huitième réacteur de Bruce B ont fait l'objet d'un prix plancher de 45,99 $ le MWh au premier trimestre de 2007 et de 45,00 $ le MWh au premier trimestre ce 2006. Dans les deux cas, ces prix de référence sont rajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation. Le 1er avril 2007, le prix pour la production de Bruce A passera à 59,69 $ le MWh et le prix plancher pour la production de Bruce B sera de 46,82 $ le MWh. Les rentrées de fonds aux termes du mécanisme de prix plancher de Bruce B peuvent faire l'objet d'un paiement de récupération en fonction des prix annuels sur le marché au comptant sur la durée du contrat. Jusqu'à maintenant, le résultat net de Bruce B ne comprend aucune rentrée de fonds aux termes du mécanisme de prix plancher. Pour réduire davantage le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, Bruce B a conclu des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 5 900 GWh de la production pour le reste de 2007 et 5 400 GWh de la production de 2008.

Le coût en capital du projet d'une durée de sept ans pour les travaux de redémarrage et de remise à neuf des quatre réacteurs de Bruce A devrait totaliser environ 4,25 milliards de dollars, et la quote-part de TransCanada sera d'environ 2,125 milliards de dollars. Au 31 mars 2007, Bruce A avait engagé 1,338 milliard de dollars dans le cadre du projet de redémarrage et de remise à neuf. Le projet de redémarrage des réacteurs de Bruce A continue de se dérouler dans le respect du calendrier et du budget.



Installations énergétiques de l'Ouest

Aperçu des résultats des installations énergétiques de l'Ouest
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 286 275
Divers (1) 28 64
----------------------------
314 339
----------------------------
Achats de produits de base revendus
Electricité (179) (190)
Divers (1) (23) (48)
----------------------------
(202) (238)
----------------------------
Charges d'exploitation des centrales
et autres coûts (34) (38)
Amortissement (5) (5)
----------------------------

Bénéfice d'exploitation 73 58
----------------------------
----------------------------

(1) Les produits divers comprennent Cancarb Thermax et les ventes de gaz
naturel.

Volume des ventes des installations énergétiques de l'Ouest
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en GWh) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 592 585
Achats
CAE de Sundance A et B et de Sheerness 3 253 3 391
Autres achats 449 486
----------------------------
4 294 4 462
----------------------------
----------------------------
Electricité vendue à contrat et au comptant
Electricité vendue à contrat 3 492 3 164
Electricité vendue au comptant 802 1 298
----------------------------
4 294 4 462
----------------------------
----------------------------


Au premier trimestre de 2007, le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a été de 73 millions de dollars, une hausse de 15 millions de dollars comparativement au chiffre de 58 millions de dollars inscrit au premier trimestre de 2006. Cet accroissement provient surtout des marges supérieures sur les prix de l'électricité réalisés accrus tant pour la production d'électricité visée par des contrats que pour celle non visée par des contrats. Les prix moyens de l'électricité sur le marché au comptant en Alberta se sont accrus de 12 %, ou 6,85 $ le MWh, entre le premier trimestre de 2006 et celui de 2007. En outre, la hausse des prix de l'électricité a été le catalyseur de l'accroissement d'environ 15 % des coûts thermiques sur le marché durant le premier trimestre de 2007, car les prix moyens du gaz naturel sur le marché sont demeurés relativement stables comparativement à ceux du premier trimestre de 2006. Les coûts thermiques sur le marché sont calculés en divisant le prix moyen de l'électricité par MWh par le prix moyen du gaz naturel par gigajoule (GJ) sur une période donnée. Les produits des installations énergétiques de l'Ouest du premier trimestre de 2007 ont été supérieurs à ceux du premier trimestre de 2006, principalement du fait des prix réalisés supérieurs pour les ventes d'électricité dans leur ensemble au premier trimestre de 2007 et des volumes produits légèrement supérieurs, tandis que les achats de produits de base revendus ont diminué de 11 millions de dollars en raison d'une baisse des volumes d'électricité achetés. Les autres produits et les achats de produits de base revendus ont diminué durant le premier trimestre de 2007 comparativement à la même période de 2006 car des transactions de gaz naturel plus nombreuses avaient été constatées au premier trimestre de 2006. Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction de leurs portefeuilles. Une partie de leurs approvisionnements est destinée à la vente sur le marché au comptant pour des raisons d'exploitation, et elle dépend de sa capacité de conclure des opérations de vente sur les marchés à terme selon des modalités contractuelles acceptables. Cette méthode de gestion des portefeuilles permet aux installations énergétiques de l'Ouest de réduire au minimum leurs coûts advenant qu'elles soient obligées d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de leurs engagements de vente contractuels.
Environ 19 % des volumes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant au premier trimestre de 2007, comparativement à 29 % pour la période correspondante de 2006. Afin de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant pour ce qui est des volumes non visés par des contrats, les installations énergétiques de l'Ouest ont conclu, en date du 31 mars 2007, des contrats à prix fixe pour la vente d'environ 8 000 GWh d'électricité pour le reste de 2007 et de 7 400 GWh d'électricité en 2008.



Installations énergétiques de l'Est

Aperçu des résultats des installations énergétiques de l'Est (1)
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 354 161
Divers (2) 83 117
----------------------------
437 278
----------------------------
Achats de produits de base revendus
Electricité (177) (101)
Divers (2) (58) (96)
----------------------------
(235) (197)
----------------------------
Charges d'exploitation des centrales et autres
coûts (124) (25)
Amortissement (11) (7)
----------------------------

Bénéfice d'exploitation 67 49
----------------------------
----------------------------

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


Volume des ventes des installations énergétiques de l'Est (1)
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en GWh) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 2 023 705
Achats 1 526 730
----------------------------
3 549 1 435
----------------------------
----------------------------
Electricité vendue à contrat et au comptant
Electricité vendue à contrat 3 357 1 383
Electricité vendue au comptant 192 52
----------------------------
3 549 1 435
----------------------------
----------------------------

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



Les installations énergétiques de l'Est ont affiché un bénéfice d'exploitation de 67 millions de dollars au premier trimestre de 2007, soit 18 millions de dollars de plus que les 49 millions de dollars inscrits au premier trimestre de 2006. Cette hausse provient avant tout du bénéfice supplémentaire généré en 2007 par la mise en exploitation, en septembre 2006, de la centrale de cogénération de 550 MW à Bécancour et, en novembre 2006, du premier des six parcs éoliens (Baie-des-Sables) dans le cadre du projet de Cartier énergie.

Entre le premier trimestre de 2006 et celui de 2007, les volumes produits se sont accrus de 1 318 GWh pour passer de 705 GWh à 2 023 GWh, principalement en raison de la mise en exploitation de la centrale de Bécancour et des installations de Baie-des-Sables ainsi que de la distribution supérieure de l'installation d'OSP.

A 354 millions de dollars, les produits des installations énergétiques de l'Est ont augmenté de 193 millions de dollars au premier trimestre de 2007 comparativement à la même période en 2006. Cet accroissement s'explique essentiellement par la mise en exploitation de la centrale de Bécancour et par la hausse des volumes des ventes aux clients commerciaux et industriels. Les achats de produits de base revendus, soit 177 millions de dollars et les volumes d'électricité achetés, soit 1 526 GWh, ont été supérieurs au premier trimestre de 2007 comparativement à la même période en 2006, principalement du fait des achats supérieurs pour répondre aux approvisionnements stipulés dans les contrats de vente. Pour le premier trimestre de 2007, les autres produits d'exploitation et les autres produits de base revendus ont totalisé respectivement 83 millions de dollars et 58 millions de dollars. Ils ont baissé d'un exercice à l'autre surtout en raison de la diminution de la quantité de gaz naturel revendu aux termes des contrats de vente de gaz naturel d'OSP et de la baisse des prix du gaz. Les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 124 millions de dollars au premier trimestre de 2007, montant supérieur à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent qui s'explique avant tout par la mise en exploitation de la centrale de Bécancour.

Environ 5 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant durant le premier trimestre de 2007, comparativement à environ 4 % au premier trimestre de 2006. Les activités des installations énergétiques 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 et d'achats d'électricité en gros. Pour réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant, les installations énergétiques de l'Est avaient conclu, au 31 mars 2007, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 10 100 GWh d'électricité pour le reste de 2007 et pour 10 300 GWh en 2008. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.



Capacité disponible des centrales

Capacité disponible moyenne pondérée des centrales (1)
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power 82% 90%
Installations énergétiques de l'Ouest 99% 90%
Installations énergétiques de l'Est (2) 97% 95%
Toutes les centrales, exclusion faite de Bruce Power 97% 94%
Toutes les centrales 91% 91%
----------------------------
----------------------------

(1) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps
au cours la période visée pendant lequel la centrale est disponible pour
produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non, moins
les arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif.
(2) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Bécancour et
Baie-des-Sables depuis respectivement le 17 septembre 2006 et le 21
novembre 2006.


Stockage de gaz naturel

Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage de gaz naturel s'est accru de 8 millions de dollars entre le premier trimestre de 2006 et celui de 2007 pour passer de 22 millions de dollars à 30 millions de dollars. Cette augmentation s'explique surtout par le résultat supérieur de CrossAlta en raison de la plus grande capacité et des écarts plus élevés pour le gaz naturel stocké ainsi que par le bénéfice supplémentaire réalisé en 2007 à la suite de la mise en exploitation de l'installation d'Edson en décembre 2006 et par le résultat supérieur de CrossAlta en raison de la plus grande capacité de stockage et des écarts plus élevés pour le gaz naturel stocké.

Frais généraux, administratifs et de soutien

A 36 millions de dollars, les frais généraux, administratifs et de soutien ont progressé de 6 millions de dollars au premier trimestre de 2007, comparativement au premier trimestre de 2006, surtout en raison des frais accrus associés à l'expansion de l'entreprise d'énergie.

Au 31 mars 2007, TransCanada avait capitalisé 32 millions de dollars relativement au projet de gaz naturel liquéfié (GNL) de Broadwater.

Siège social

Pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, le secteur Siège social a affiché un résultat net de 4 millions de dollars, comparativement à des charges nettes de 12 millions de dollars pour la même période en 2006. Cette amélioration est principalement attribuable aux rajustements favorables d'impôts sur les bénéfices constatés au premier trimestre de 2007, y compris des économies d'impôts sur les bénéfices de 10 millions de dollars liées à la résolution de certaines questions fiscales, des économies de 5 millions de dollars à la suite d'une restructuration interne ainsi que certains autres éléments liés aux modifications des prévisions et aux différences dans les taux d'imposition. Ces augmentations sont en partie contrées par la progression des charges financières en raison du financement des récentes acquisitions d'ANR et de Great Lakes.



Trésorerie et sources de financement

Fonds provenant de l'exploitation
Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation (1) 582 517
Augmentation (diminution) du
fonds de roulement d'exploitation 36 (2)
----------------------------
Rentrées nettes liées à l'exploitation 618 515
----------------------------
----------------------------

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


Les rentrées nettes liées à l'exploitation se sont accrues de 103 millions de dollars au premier trimestre de 2007 comparativement à la même période en 2006. Cette hausse découle en grande partie de la diminution du fonds de roulement d'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 582 millions de dollars pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, alors qu'ils avaient été de 517 millions de dollars pour la même période en 2006. L'augmentation est essentiellement attribuable à un accroissement des liquidités générées par le résultat.

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

Activités d'investissement

Déduction faite de l'encaisse acquise, les acquisitions du trimestre terminé le 31 mars 2007 se sont chiffrées à 4 265 millions de dollars (néant en 2006), montant qui tient compte de l'acquisition d'ANR et d'une participation supplémentaire de 3,55 % dans Great Lakes au prix d'environ 3,4 milliards de dollars US, y compris la dette à long terme de 491 millions de dollars US prise en charge. Les acquisitions comprennent également la participation de 46,45 % que PipeLines LP a obtenue dans Great Lakes en contrepartie d'environ 942 millions de dollars US, y compris la dette à long terme de 209 millions de dollars US prise en charge. Ces acquisitions sont présentées plus en détail sous la rubrique "Acquisitions" du présent rapport de gestion.

Pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, les dépenses en immobilisations ont totalisé 306 millions de dollars (303 millions de dollars en 2006). Elles se rapportent principalement à la remise à neuf et en service des premier et deuxième réacteurs de Bruce A, à la construction de nouvelles centrales électriques et aux dépenses en immobilisations de l'entreprise de pipelines.

Activités de financement

Pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, TransCanada a affecté 325 millions de dollars (140 millions de dollars au 31 mars 2006) au remboursement de sa dette à long terme, et la société a émis des titres de créance à long terme d'un montant de 1,362 milliard de dollars (878 millions de dollars au 31 mars 2006). Durant cette même période en 2007, les billets à payer se sont accrus de 1,065 milliard de dollars, tandis que l'encaisse et les placements à court terme ont diminué de 49 millions de dollars.

Le 20 mars 2007, TCPL a déposé des prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis qui lui permettent d'offrir respectivement des billets à moyen terme pour un montant de 1,5 milliard de dollars et des titres de créance pour un montant de 1,5 milliard de dollars US.

Le 20 mars 2007, ANR Pipeline Company a informé la Bourse de New York de son intention de retirer volontairement l'inscription des débentures 9,625 % échéant en 2021, des débentures 7,375 % échéant en 2024 et des débentures 7,0 % échéant en 2025. A la suite de ces radiations de la cote, en date du 12 avril 2007, ANR Pipeline Company a radié ces titres de l'inscription auprès de la Securities and Exchange Commission (SEC) des Etats-Unis.

En février 2007, dans le cadre d'un placement de reçus de souscription, TransCanada a émis 39 470 000 actions ordinaires au prix de 38,00 $ l'action. Le placement a donné lieu à un produit brut de 1,5 milliard de dollars pour TransCanada; il a servi à financer en partie l'acquisition d'ANR. Le 6 mars 2007, aux termes d'une option accordée aux preneurs fermes, TransCanada a émis 5 920 500 actions ordinaires supplémentaires au prix de 38,00 $ l'action ordinaire, pour un produit brut supplémentaire de 225 millions de dollars.

En février 2007, la société a conclu un accord relativement à un prêt-relais consenti et non garanti d'un an d'un montant de 2,2 milliards de dollars US. L'intérêt est imputé à un taux variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres (TIOL). La société a tiré 1,5 milliard de dollars et 700 millions de dollars US sur ce prêt-relais pour financer en partie l'acquisition d'ANR et de Great Lakes. Au 31 mars 2007, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 488 millions de dollars US. Le solde inutilisé de cette facilité a été annulé et n'est plus disponible pour la société.

En février 2007, par l'entremise d'une filiale détenue en propriété exclusive, la société a mis en place une facilité de crédit consentie et non garantie de 1,0 milliard de dollars US se composant d'un prêt à terme de cinq ans de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable et reportable de cinq ans de 300 millions de dollars US. L'intérêt est imputé à un taux variable fondé sur le TIOL. La société a tiré 1,0 milliard de dollars US sur cette facilité et 100 millions de dollars US sur une marge de crédit à vue existante pour financer en partie l'acquisition d'ANR et investir des sommes supplémentaires dans PipeLines LP, tel qu'il est décrit ci-dessus. Au 31 mars 2007, le solde impayé de la facilité de crédit est de 1,0 milliard de dollars US et celui de la marge de crédit à vue est de 85 millions de dollars US.

Le 22 février 2007, PipeLines LP a augmenté le montant prévu à son accord relativement à la facilité de crédit renouvelable consortiale et l'emprunt à terme relativement à l'acquisition de Great Lakes. Les fonds disponibles aux termes de cette facilité sont passés de 410 millions de dollars US à 950 millions de dollars US, facilité composée d'un emprunt à terme de premier rang de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US; la tranche inutilisée de 194 millions de dollars US de l'emprunt à terme de premier rang a été annulée au moment de la réalisation de l'acquisition de Great Lakes. L'intérêt est imputé à un taux variable fondé sur le TIOL.

En janvier 2007, TransCanada a déposé, auprès des organismes de réglementation au Canada et aux Etats-Unis, un prospectus préalable simplifié autorisant l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et (ou) de reçus de souscription d'un montant pouvant atteindre 3,0 milliards de dollars, au Canada et aux Etats-Unis, jusqu'en février 2009. Au 31 mars 2007, la société avait émis des actions ordinaires d'un montant de 1,725 milliard de dollars qui ont servi à financer l'acquisition d'ANR.

Dividendes

Le 26 avril 2007, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 30 juin 2007, un dividende trimestriel de 0,34 $ par action ordinaire en circulation. Il s'agit du 175e dividende trimestriel consécutif versé par TransCanada et sa filiale sur les actions ordinaires. Le dividende est payable le 31 juillet 2007 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 29 juin 2007.

Par ailleurs, les administrateurs ont approuvé l'émission d'actions ordinaires sur le capital autorisé. Les actions seront offertes aux participants au régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions de TransCanada à un escompte de 2 % au moment du dividende à payer le 31 juillet 2007. La société se réserve le droit de modifier l'escompte ou de recommencer à acheter les actions sur le marché libre à son gré.

Modifications de conventions comptables

Modifications en 2007

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

Résultat étendu et capitaux propres

Les états financiers de la société comprennent un état consolidé du résultat étendu. En outre, tel que l'exige le chapitre 3251, la société présente désormais, dans l'état consolidé des variations des capitaux propres, les variations pour chacune des composantes des capitaux propres. Une nouvelle composante, Cumul des autres éléments du résultat étendu, a été ajoutée aux capitaux propres de la société à la suite de l'adoption de cette nouvelle norme.

Instruments financiers

Tous les instruments financiers, y compris les instruments dérivés, sont constatés au bilan, et ils sont initialement comptabilisés à leur juste valeur. Les actifs financiers sont classés dans les catégories suivantes : placements détenus à des fins de transaction, placements détenus jusqu'à leur échéance, prêts et créances ou actifs financiers disponibles à la vente. Les passifs financiers sont classés soit comme passifs détenus à des fins de transaction, soit comme autres passifs financiers. Par la suite, ils seront évalués en fonction de la catégorie dans laquelle ils sont classés.

Les actifs et les passifs financiers détenus à des fins de transaction sont conclus dans le but de générer un profit et sont constitués de swaps, d'options, de contrats à terme de gré à gré et de contrats à terme normalisés. Ces instruments financiers sont initialement comptabilisés à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont constatées dans les résultats. Les actifs financiers détenus jusqu'à leur échéance sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode de l'intérêt effectif. La société ne détenait aucun instrument financier de ce type au 31 mars 2007. Les prêts et les créances sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif. La catégorie des actifs financiers disponibles à la vente comprend les actifs financiers autres que des instruments dérivés qui sont désignés comme étant disponibles à la vente ou qui ne sont pas inclus dans les trois autres catégories. Ces instruments sont initialement comptabilisés à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont constatées dans les autres éléments du résultat étendu. Le bénéfice tiré de ces actifs est inclus dans les intérêts créditeurs et autres produits.

Les autres passifs financiers qui ne sont pas classé comme étant détenus à des fins de transaction sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode de l'intérêt effectif. Les intérêts débiteurs sont inclus sous les postes Charges financières et Charges financières des coentreprises.

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

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

Selon le mode de comptabilisation des activités réglementées de la société, les gains ou les pertes découlant de variations de la juste valeur des instruments financiers faisant partie des activités réglementées sont inclus dans les actifs réglementaires ou les passifs réglementaires.

Couvertures

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

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

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

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

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

Incidence nette des modifications de conventions comptables

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



Augmentations (diminutions)
(non vérifié)
(en millions de dollars)
----------------------------------------------------------------------------
Autres actifs court terme (127)
----------------------------------------------------------------------------
Autres actifs (203)
----------------------------------------------------------------------------
Créditeurs (29)
----------------------------------------------------------------------------
Montants reportés (75)
----------------------------------------------------------------------------
Impôts futurs (42)
----------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme (85)
----------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme des coentreprises (7)
----------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments de la perte étendue (186)
----------------------------------------------------------------------------
Rajustement au titre du change 90
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis 4
----------------------------------------------------------------------------



Modifications comptables futures

Chapitre 1535 Informations à fournir concernant le capital

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

Chapitre 3862 Instruments financiers - informations à fournir et chapitre 3863

Instruments financiers - présentation

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

Obligations contractuelles

A la suite de l'acquisition d'ANR par TransCanada, les obligations d'achat futures de l'entreprise de pipelines, essentiellement les obligations au titre des contrats de location-exploitation et les obligations d'achat, se sont accrues de 152 millions de dollars entre le 31 décembre 2006 et le 31 mars 2007.

Outre les engagements susmentionnés relatifs à ANR ainsi que les paiements futurs au titre de la dette et de l'intérêt sur la dette utilisée pour l'acquisition d'ANR, il n'y a eu aucun changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2006 et le 31 mars 2007, y compris les paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur ces obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada.

Instruments financiers et autres instruments

Gestion des risques liés à l'intérêt, au change et à l'énergie

Durant la période de trois mois terminée le 31 mars 2007, la société détenait des positions dans les types suivants d'instruments dérivés :

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

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

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

La dette à long terme, les swaps de taux d'intérêt et les options sur taux d'intérêt que possède la société sont assortis d'un taux d'intérêt fixe et, par conséquent, ils sont assujettis au risque de taux d'intérêt sur les prix. La dette à long terme, les swaps de taux d'intérêt et les options sur taux d'intérêt que possède la société sont assortis d'un taux d'intérêt variable et, par conséquent, ils sont assujettis au risque de taux d'intérêt sur les flux de trésorerie.

La société a calculé la juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt au moyen des cours du marché. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés portant sur les taux d'intérêt et sur le taux de change sont incluses respectivement dans les charges financières et dans les intérêts créditeurs et autres produits.

Pour les besoins de la gestion de son portefeuille d'actifs, la société conclut des contrats d'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. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel est calculée au moyen des prix à terme estimatifs pour la période considérée. Conformément à la convention comptable de la société, les justes valeurs de ces instruments dérivés sont constatées dans les actifs et les passifs financiers.

Au 31 mars 2007, la société a inscrit dans le bénéfice net des pertes nettes de 4 millions de dollars (gains nets de 5 millions au 31 mars 2006) attribuables aux swaps, aux contrats à terme, aux options et aux contrats non réglés à la fin du trimestre. Au 31 mars 2007, des gains non réalisés attribuables à des instruments dérivés non réglés de 52 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 décembre 2006) et de 210 millions de dollars (39 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont inclus respectivement dans les autres actifs et dans les autres actifs à court terme. Au 31 mars 2007, des pertes non réalisées de 116 millions de dollars (144 millions de dollars au 31 décembre 2006) et de 259 millions de dollars (158 millions de dollars au 31 décembre 2006) sont incluses respectivement dans les créditeurs et dans les montants reportés.

La société a recours à des titres de créance, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars US pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 31 mars 2007, la société avait désigné des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 3 333 millions de dollars (2 891 millions de dollars US) et une juste valeur de 3 511 millions de dollars (3 045 millions de dollars US) en tant qu'une partie de cette couverture et des swaps, des contrats de change à terme et des options ayant une juste valeur de 73 millions de dollars (64 millions de dollars US) en tant que couvertures de son placement net.

La société a recours à des titres de créance, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars US pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 31 mars 2007, la société avait désigné des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 3 333 millions de dollars (2 891 millions de dollars US) en tant qu'une partie de cette couverture et des swaps, des contrats de change à terme et des options ayant une juste valeur de 73 millions de dollars (64 millions de dollars US) en tant que couvertures de son placement net.

Gestion des autres risques

Le risque de change survient lorsque la juste valeur ou les flux de trésorerie futurs liés à un instrument financier fluctuent en raison des variations des taux de change. La société gère le risque de change en ayant recours à des instruments dérivés tels que des swaps de devises, des options et des contrats de change à terme. Les risques de marché représentent le risque que la juste valeur ou les flux de trésorerie futurs liés aux instruments financiers fluctuent en fonction de la conjoncture, notamment les taux d'intérêt, les taux de change et les prix des produits de base. Afin de gérer les risques de marché, la société négocie des positions physiques compensatrices et des instruments financiers dérivés. Le risque de liquidité est le risque qu'une entité éprouve des difficultés à faire face à ses engagements relativement à des instruments financiers. Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada. Ces risques n'ont pas eu d'incidence importante sur les résultats financiers de la société, et, au 31 mars, ils étaient atténués par les stratégies de 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 2006. Le rapport de gestion, paraissant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les risques.

Risques et gestion des risques liés aux règlements environnementaux

En mars 2007, le gouvernement de l'Alberta a publié la loi intitulée Climate Change and Emissions Management Act ayant pour but de réduire les gaz à effet de serre à partir de juillet 2007. Le gouvernement de l'Alberta sollicite actuellement des commentaires sur les règlements proposés et de nombreuses précisions seront apportées. Le gouvernement fédéral canadien devrait publier une loi semblable dans un proche avenir. Puisqu'une telle loi pourrait avoir des répercussions importantes pour l'industrie de l'énergie, la société continue d'évaluer et de surveiller les incidences sur les entreprises de TransCanada.

Contrôles et procédés

Au 31 mars 2007, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et des mécanismes de présentation de l'information dans le contexte des règles adoptées par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la Securities and Exchange Commission (SEC) aux Etats-Unis. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et des mécanismes de présentation de l'information étaient efficaces au 31 mars 2007.

Au cours du trimestre le plus récent de l'exercice, il ne s'est produit aucun changement dans le contrôle interne de TransCanada, à l'égard de la communication de l'information financière, qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de la communication de l'information financière de TransCanada. En ce qui a trait aux acquisitions récentes, la société n'a pas encore déterminé si elle devait demander ou non l'exemption permise en vertu de la Sarbanes-Oxley Act of 2002.

Principales conventions comptables et estimations comptables critiques

Etant donné que l'établissement de la valeur de certains actifs, passifs, produits et charges dépend d'événements futurs, la préparation des états financiers consolidés de la société exige le recours à des estimations et à des hypothèses qui requièrent un degré élevé de jugement.

Les principales conventions comptables et estimations comptables critiques de TransCanada sont l'utilisation du mode de comptabilisation prescrit par réglementation pour comptabiliser les activités réglementées de la société et les politiques adoptées par la société pour comptabiliser les instruments dérivés et la dotation à l'amortissement. Le 1er janvier 2007, la société a adopté les nouvelles normes comptables se rapportant aux instruments financiers et aux couvertures, dont il est question sous la rubrique "Modifications de conventions comptables" du présent rapport de gestion. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2006 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les conventions et estimations comptables de la société.

Perspectives

Exclusion faite de rajustements d'impôts sur les bénéfices de 15 millions de dollars constatés au premier trimestre de 2007, les perspectives de la société sont essentiellement inchangées depuis l'information fournie dans le rapport annuel 2006 de la société. Pour un complément d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2006 de TransCanada.

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

Autres faits nouveaux

Pipelines

Pipelines détenus en propriété exclusive

Réseau principal au Canada

En février 2007, TransCanada a conclu, pour le réseau principal au Canada, un règlement tarifaire pluriannuel pour la période allant de 2007 à 2011.

TransCanada et ses parties prenantes ont convenu que le coût du capital tiendrait compte d'un taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires, selon ce qui a été déterminé d'après la formule du taux de rendement de l'avoir des actionnaires de l'ONE, en fonction d'un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 40 %, une hausse comparativement au ratio antérieur de 36 %. Le reste de la structure des capitaux se composera de titres de créance de premier rang à la suite du rachat convenu des titres privilégiés de 460 millions de dollars US faisant actuellement partie de la base tarifaire du réseau principal au Canada.

Le règlement établit en outre certains éléments des coûts fixes d'exploitation, d'entretien et d'administration du réseau principal au Canada pour chaque année de sa durée d'application. Toute variation entre les coûts d'exploitation d'entretien et d'administration réels et ceux convenus dans le règlement sera imputable à TransCanada entre 2007 et 2009. Les variations de certains éléments de ces coûts seront partagées également entre TransCanada et ses clients en 2010 et en 2011. Tous les autres éléments de coûts inclus dans les besoins en produits seront comptabilisés selon la méthode de l'imputation à l'exercice.

Ces accords incitatifs fondés sur le rendement, qui sont semblables à ceux convenus dans le règlement de 2006, visent à harmoniser les intérêts des parties afin de réaliser des économies et de rehausser la valeur et, ce faisant, procurer des avantages réciproques à TransCanada et à ses clients. TransCanada et ses parties prenantes ont convenu de diminuer légèrement le taux d'amortissement pour la durée du règlement et de solliciter l'approbation de l'ONE pour mettre en suspens jusqu'en 2012 l'obligation de réaliser une étude de l'amortissement d'ici 2008.

Les droits provisoires approuvés par l'ONE en mars 2007 continueront de s'appliquer au service de transport du réseau principal au Canada jusqu'à ce que les droits définitifs soient approuvés par l'ONE aux termes du règlement en question. En mars 2007, TransCanada a déposé une demande d'approbation du règlement auprès de l'ONE, et une décision est attendue au deuxième trimestre de 2007. Jusqu'à ce que cette décision soit connue, TransCanada constatera le résultat net du réseau principal au Canada selon la formule du taux de rendement de l'ONE fondé sur un ratio réputé de l'avoir des actionnaires ordinaires de 36 %.

Réseau de l'Alberta

En mars 2007, l'Alberta Energy and Utilities Board (EUB) a approuvé les tarifs définitifs de 2007 déposés sans les modifier. Les tarifs sont en vigueur du 1er avril 2007 au 31 décembre 2007 et ils tiennent compte du règlement au sujet des besoins en produits du réseau de l'Alberta de 2005-2007.

Northern Border

TransCanada est devenu l'exploitant du réseau de Northern Border le 1er avril 2007. TransCanada détient 16 % de Northern Border par le truchement de sa participation de 32,1 % dans PipeLines LP.

Réseaux de la Colombie-Britannique et de Foothills

En février 2007, l'ONE a approuvé l'intégration du réseau de la Colombie-Britannique à celui de Foothills. En mars 2007, l'ONE a approuvé les documents de conformité déposés qui confirment que le 1er avril 2007 est la date d'entrée en vigueur du transfert et qui présentent les tarifs définitifs pour 2007.

Réseau de Gas Transmission Northwest

TransCanada a déposé pour le réseau de Gas Transmission Northwest un dossier tarifaire auprès de la FERC. En janvier 2007, TransCanada a reçu une ordonnance de procédure de la FERC établissant un calendrier pour la tenue de l'audience sur les tarifs du réseau, qui devrait commencer le 31 octobre 2007. En avril 2007, la société a entamé avec ses clients et la FERC des discussions en vue d'un règlement.

Le 1er janvier 2007, GTN a majoré ses tarifs de transport conformément à l'ordonnance de suspension du 31 juillet 2006. Les produits supplémentaires recueillis sont assujettis à un remboursement en fonction de l'issue de l'audience sur le dossier tarifaire de GTN. Jusqu'à ce que la FERC approuve les tarifs, la société constate une provision pour un remboursement tarifaire égal à la différence entre les produits tirés du transport selon les nouveaux tarifs de GTN et les tarifs qui étaient en vigueur avant le 1er janvier 2007.

Expansion de North Baja Pipeline

North Baja Pipeline, société détenue par TransCanada, a présenté auprès de la FERC une demande d'expansion et de révision de son réseau actuel afin de faciliter l'importation de GNL regazéifié en provenance du Mexique et à destination des marchés de la Californie et de l'Arizona. La FERC a rendu une décision préliminaire approuvant tous les aspects de la proposition de North Baja autres que ceux liés aux questions environnementales, lesquels feront l'objet d'une ordonnance future. TransCanada prévoit que l'énoncé des incidences environnementales définitif sera terminé et que la FERC rendra l'ordonnance finale autorisant le projet d'ici le milieu de 2007.

Projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie

En mars 2007, les promoteurs du gazoduc de la vallée du Mackenzie (GVM) ont déposé auprès de l'ONE et d'un comité d'examen conjoint (CEC) des estimations du coût en capital révisées. Ces estimations comprennent 3,5 milliards de dollars pour le réseau de collecte de gaz, 7,8 milliards de dollars pour le gazoduc et 4,9 milliards pour la mise en valeur des champs gaziers du promoteur. Une autre mise à jour sur le projet devrait être déposée en juin 2007, et elle décrira de façon plus détaillée des rajustements et des améliorations au projet.

Les promoteurs du GVM continuent de participer à des audiences publiques convoquées par le CEC afin d'évaluer le projet sous ses aspects socioéconomique et environnemental. La conclusion de ces audiences réglementaires est prévue pour la deuxième moitié de 2007, et le rapport du CEC sera présenté par la suite.

Projet de gazoduc de la route de l'Alaska

TransCanada poursuit les pourparlers avec les producteurs du versant Nord de l'Alaska. Le gouvernement de l'Etat de l'Alaska a déposé la loi intitulée Alaska Gasline Inducement Act (AGIA) qui dictera la marche à suivre pour cette partie du projet de gazoduc en Alaska. La législature de l'Etat de l'Alaska étudie actuellement le projet de loi, et les modalités définitives devraient être établies vers le mois de juin 2007. Si l'AGIA était adoptée sans modifications, l'Etat devrait choisir un détenteur de permis pour le projet vers la fin de 2007.

Energie

Broadwater

Broadwater est un partenariat entre TransCanada et Shell US Gas & Power pour la construction d'une installation de GNL, Broadwater, dans les eaux du détroit de Long Island sur la côte de l'Etat de New York. TransCanada prévoit que la FERC diffusera un énoncé des incidences environnementales définitif durant le troisième trimestre de 2007. L'Etat de New York devrait rendre, durant la même période, sa décision au sujet du projet de Broadwater, à savoir s'il cadre avec ses politiques de gestion des zones côtières.

Renseignements sur les actions

Au 31 mars 2007, TransCanada compte 534 721 062 actions ordinaires émises et en circulation. En outre, elle avait en circulation 9 525 221 options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 6 780 132 options peuvent être exercées au 31 mars 2007.



Principales données financières trimestrielles consolidées (1)

(non vérifié) 2007 2006 2005
(en millions de
dollars, sauf
les montants
par action) T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3 T2
----------------------------------------------------------------------------

Produits 2 249 2 091 1 850 1 685 1 894 1 771 1 494 1 449
Bénéfice net
Activités
poursuivies 265 269 293 244 245 350 427 200
Activités
abandonnées - - - - 28 - - -
----------------------------------------------------------------------------
265 269 293 244 273 350 427 200
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Données sur
les actions
Bénéfice net par
action - de base
Activités
poursuivies 0,52 $ 0,55 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,50 $ 0,72 $ 0,88 $ 0,41 $
Activités
abandonnées - - - - 0,06 - - -
----------------------------------------------------------------------------
0,52 $ 0,55 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,56 $ 0,72 $ 0,88 $ 0,41 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par
action - dilué
Activités
poursuivies 0,52 $ 0,54 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,50 $ 0,71 $ 0,87 $ 0,41 $
Activités
abandonnées - - - - 0,06 - - -
----------------------------------------------------------------------------
0,52 $ 0,54 $ 0,60 $ 0,50 $ 0,56 $ 0,71 $ 0,87 $ 0,41 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Dividendes
déclarés par
action
ordinaire 0,34 $ 0,32 $ 0,32 $ 0,32 $ 0,32 $ 0,305 $ 0,305 $ 0,305 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

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


Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

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

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

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

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2005 comprend un montant de 21 millions de dollars (13 millions de dollars en rapport avec 2004 et 8 millions de dollars en rapport avec 2005), en raison de la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada. Le 1er avril 2005, TransCanada a conclu l'acquisition auprès de USGen New England, Inc. des actifs de production hydroélectrique de TC Hydro. Les produits tirés des participations comptabilisées à la valeur de consolidation de Bruce Power ont diminué comparativement à ceux des trimestres antérieurs en raison de l'incidence prolongée des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et de travaux d'entretien correctif à la suite d'une panne du sixième réacteur du fait qu'un transformateur a pris feu.

- Le résultat net du troisième trimestre de 2005 comprend un gain de 193 millions de dollars après les impôts lié à la vente de la participation de la société dans S.E.C. TransCanada Electricité. En outre, les produits tirés des placements comptabilisés à la valeur de consolidation de Bruce Power se sont accrus comparativement à ceux des trimestres antérieurs en raison de la hausse des prix réalisés pour l'électricité et d'une légère augmentation des volumes de production.

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

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

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

- Le résultat net du troisième trimestre de 2006 tient compte d'une économie d'impôts sur les bénéfices d'environ 50 millions de dollars à la suite du règlement de certaines questions d'impôts sur les bénéfices auprès des autorités fiscales, et des modifications des estimations.

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

- Le résultat net du premier trimestre de 2007 comprend des rajustements d'impôts positifs d'environ 15 millions de dollars. De plus, le résultat net de l'entreprise de pipelines comprend la contribution découlant de l'acquisition d'ANR et de participations supplémentaires dans Great Lakes depuis le 22 février 2007.



Etats consolidés des résultats

Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars, sauf les montants par
action) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 249 1 894

Charges d'exploitation
Coûts d'exploitation des centrales et autres
coûts 732 537
Achats de produits de base revendus 576 505
Amortissement 290 257
----------------------------
1 598 1 299
----------------------------
Bénéfice d'exploitation 651 595
----------------------------
Autres charges (produits)
Charges financières 237 202
Charges financières des coentreprises 21 21
Quote-part du bénéfice tirée des participations
comptabilisées à la valeur de consolidation (6) (18)
Intérêts créditeurs et autres produits (25) (49)
----------------------------
227 156
----------------------------
Bénéfice découlant des activités poursuivies
avant les impôts sur les bénéfices et les
participations sans contrôle 424 439

Impôts sur les bénéfices
Exigibles 168 210
Futurs (37) (41)
----------------------------
131 169
----------------------------
Participations sans contrôle
Dividendes sur les actions privilégiées d'une
filiale 6 6
Participation sans contrôle dans PipeLines LP 17 13
Autres 5 6
----------------------------
28 25
----------------------------
Bénéfice net découlant des activités poursuivies 265 245
Bénéfice net découlant des activités abandonnées - 28
----------------------------
Bénéfice net 265 273
----------------------------
----------------------------
Bénéfice net par action
Activités poursuivies 0,52 $ 0,50 $
Activités abandonnées - 0,06
----------------------------
De base 0,52 $ 0,56 $
----------------------------
----------------------------
Dilué 0,52 $ 0,56 $
----------------------------
----------------------------

Nombre moyen d'actions en circulation - de base
(en millions) 508 487
----------------------------
----------------------------
Nombre moyen d'actions en circulation - dilué
(en millions) 511 490
----------------------------
----------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Etats consolidés des flux de trésorerie

Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Bénéfice net 265 273
Amortissement 290 257
Quote-part du bénéfice tirée des participations
comptabilisées à la valeur de consolidation en
excédent des distributions reçues (6) (4)
Impôts futurs (37) (41)
Participations sans contrôle 28 25
Capitalisation des avantages sociaux futurs
inférieure (supérieure) aux charges 12 (2)
Autres 30 9
----------------------------
582 517
Diminution (augmentation) du fonds de roulement
d'exploitation 36 (2)
----------------------------
Rentrées nettes provenant de l'exploitation 618 515
----------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (306) (303)
Acquisitions, déduction faite de l'encaisse
acquise (4 265) -
Montants reportés et autres (61) (9)
----------------------------
Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (4 632) (312)
----------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires (156) (149)
Distributions versées aux participations sans
contrôle (16) (16)
Billets à payer émis (remboursés), montant net 1 065 (633)
Dette à long terme émise 1 362 878
Remboursement de la dette à long terme (325) (140)
Dette à long terme émise par des coentreprises 12 2
Remboursement de la dette à long terme des
coentreprises (12) (6)
Parts de société en nom collectif émises par une
filiale 348 -
Actions ordinaires émises 1 690 8
----------------------------
Rentrées (sorties) nettes liées aux activités de
financement 3 968 (56)
----------------------------
Incidence des modifications du taux de change
sur l'encaisse et les placements à court terme (3) 2
----------------------------
(Diminution) augmentation de l'encaisse et des
placements à court terme (49) 149

Encaisse et placements à court terme
Au début de la période 399 212
----------------------------
Encaisse et placements à court terme
A la fin de la période 350 361
----------------------------
----------------------------
Renseignements supplémentaires sur les flux de
trésorerie
Impôts sur les bénéfices payés 87 217
Intérêts payés 273 199
----------------------------
----------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Bilans consolidés

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

ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à court terme 350 399
Débiteurs 1 135 1 004
Stocks 478 392
Autres 116 297
----------------------------
2 079 2 092
Placements à long terme 76 71
Immobilisations corporelles 24 181 21 487
Ecart d'acquisition 2 878 281
Autres éléments d'actif 1 888 1 978
----------------------------
31 102 25 909
----------------------------
----------------------------

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

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer 1 532 467
Créditeurs 1 570 1 500
Intérêts courus 278 264
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an 494 616
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an des coentreprises 137 142
----------------------------
4 011 2 989
Montants reportés 1 097 1 029
Impôts futurs 1 198 876
Dette à long terme 12 945 10 887
Dette à long terme des coentreprises 864 1 136
Titres privilégiés 530 536
----------------------------
20 645 17 453
----------------------------
Participations sans contrôle
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Participation sans contrôle dans PipeLines LP 634 287
Autres 83 79
----------------------------
1 106 755
----------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires 6 484 4 794
----------------------------
Surplus d'apport 274 273
----------------------------
Bénéfices non répartis 2 811 2 724
Cumul des autres éléments du résultat étendu (218) (90)
----------------------------
2 593 2 634
----------------------------
9 351 7 701
----------------------------
31 102 25 909
----------------------------
----------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Etats consolidés du résultat étendu

Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 265 273
----------------------------
Autres éléments du résultat étendu, déduction
faite des impôts
Variation des gains et des pertes de change sur
les placements dans des établissements étrangers
(1) (37) (1)
Variation des gains et des pertes sur les
couvertures des placements dans des
établissements étrangers (2) 9 (3)
Variation des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés en tant que
couvertures des flux de trésorerie (3) (1)
Reclassement dans le bénéfice net des gains et des
pertes sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures des flux de
trésorerie se rapportant à des périodes
antérieures (4) (5) (3)
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu de la période (32) (4)
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu de la période 233 269
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 5 millions de dollars
(charge fiscale de 1 million de dollars en 2006).
(2) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 5 millions de dollars
(charge fiscale de 2 millions de dollars en 2006).
(3) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 5 millions de dollars.
(4) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 2 millions de dollars.
(5) Au cours des 12 prochains mois, la société prévoit reclasser dans le
bénéfice net un montant de 86 millions de dollars (60 millions de
dollars après les impôts) au titre des pertes nettes réalisées sur
les couvertures des flux de trésorerie.

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Etats consolidés des capitaux propres

Trimestres terminés les 31 mars
(non vérifié)
(en millions de dollars) 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires
Solde au début de la période 4 794 4 755
Produit de l'émission d'actions dans le cadre d'un
appel public à l'épargne (1) 1 682 -
Produit de l'émission d'actions à la levée
d'options sur actions 8 8
----------------------------
Solde à la fin de la période 6 484 4 763
----------------------------

Surplus d'apport
Solde au début de la période 273 272
Emission d'options sur actions 1 -
----------------------------
Solde à la fin de la période 274 272
----------------------------

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

Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 2 724 2 269
Rajustement de transition résultant de
l'adoption des nouvelles normes comptables sur
les instruments financiers 4
Bénéfice net 265 273
Dividendes sur les actions ordinaires (182) (156)
----------------------------
Solde à la fin de la période 2 811 2 386
----------------------------
Cumul des autres éléments du résultat étendu,
déduction faite des impôts sur les bénéfices
Solde au début de la période (90) (90)
Rajustement de transition résultant de
l'adoption des nouvelles normes comptables sur
les instruments financiers (96)
Variation des gains et des pertes de conversion
sur les placements dans des établissements
étrangers (28) (4)
Variation des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés à titre de
couvertures des flux de trésorerie (1)
Reclassement dans le bénéfice net des gains et
des pertes sur les instruments dérivés désignés
à titre de couvertures des flux de
trésorerie se rapportant à des périodes
antérieures (3)
----------------------------
Solde à la fin de la période (218) (94)
----------------------------
Total des capitaux propres 9 351 7 327
----------------------------
----------------------------

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

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Notes afférentes aux états financiers consolidés (non vérifié)

1. Principales conventions comptables

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

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

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

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

2. Modifications de conventions comptables

Modifications en 2007

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

Instruments financiers

Tous les instruments financiers, y compris les instruments dérivés, sont constatés au bilan, et ils sont initialement comptabilisés à leur juste valeur. Les actifs financiers sont classés dans les catégories suivantes : placements détenus à des fins de transaction, placements détenus jusqu'à leur échéance, prêts et créances ou actifs financiers disponibles à la vente. Les passifs financiers sont classés soit comme passifs détenus à des fins de transaction, soit comme autres passifs financiers. Par la suite, ils seront évalués en fonction de la catégorie dans laquelle ils sont classés.

Les actifs et les passifs financiers détenus à des fins de transaction sont conclus dans le but de générer un profit et sont constitués de swaps, d'options, de contrats à terme de gré à gré et de contrats à terme normalisés. Ces instruments financiers sont initialement comptabilisés à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont constatées dans les résultats. Les actifs financiers détenus jusqu'à leur échéance sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode de l'intérêt effectif. La société ne détenait aucun instrument financier de ce type au 31 mars 2007. Les prêts et les créances sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif. La catégorie des actifs financiers disponibles à la vente comprend les actifs financiers autres que des instruments dérivés qui sont désignés comme étant disponibles à la vente ou qui ne sont pas inclus dans les trois autres catégories. Ces instruments sont initialement comptabilisés à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont constatées dans les autres éléments du résultat étendu. Les produits touchés sur ces actifs sont inclus dans les intérêts créditeurs et autres produits.

Les autres passifs financiers qui ne sont pas classé comme étant détenus à des fins de transaction sont comptabilisés à leur coût après amortissement selon la méthode de l'intérêt effectif. Les intérêts débiteurs sont inclus sous les postes Charges financières et Charges financières des coentreprises.

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

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

Selon le mode de comptabilisation des activités réglementées de la société, les gains ou les pertes découlant de variations de la juste valeur des instruments financiers faisant partie des activités réglementées sont inclus dans les actifs réglementaires ou les passifs réglementaires.

Couvertures

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

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

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

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

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

Résultat étendu et capitaux propres

Les états financiers de la société comprennent un état consolidé du résultat étendu. En outre, tel que l'exige le chapitre 3251, la société présente désormais, dans l'état consolidé des variations des capitaux propres, les variations pour chacune des composantes des capitaux propres. Une nouvelle composante, Cumul des autres éléments du résultat étendu, a été ajoutée aux capitaux propres de la société à la suite de l'adoption de cette nouvelle norme.

Incidence nette des modifications de conventions comptables

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



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



Modifications comptables futures

Chapitre 1535 Informations à fournir concernant le capital

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

Chapitre 3862 Instruments financiers - informations à fournir et chapitre 3863 Instruments financiers - présentation

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



3. Informations sectorielles

Pipelines Energie Siège social Total
---------------------------------------------------
Trimestres terminés les
31 mars(non vérifié -
en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 124 977 1 125 917 - - 2 249 1 894
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (383) (317) (347) (219) (2) (1) (732) (537)
Achats de produits
de base revendus - - (576) (505) - - (576) (505)
Amortissement (251) (226) (39) (31) - - (290) (257)
---------------------------------------------------
490 434 163 162 (2) (1) 651 595
Charges financières et
participations
sans contrôle (217) (192) 1 - (49) (35) (265) (227)
Charges
financières des
coentreprises (16) (14) (5) (7) - - (21) (21)
Quote-part du bénéfice
tirée des
participations
comptabilisées à
la valeur de
consolidation 6 18 - - - - 6 18
Intérêts créditeurs et
autres produits 7 32 3 2 15 15 25 49
Impôts sur les bénéfices (115) (121) (56) (57) 40 9 (131) (169)
--------------------------------------------------
Bénéfice découlant des
activités poursuivies 155 157 106 100 4 (12) 265 245
--------------------------------------
--------------------------------------
Bénéfice découlant des
activités abandonnées - 28
------------------
Bénéfice net 265 273
------------------
------------------


Total de l'actif
(non vérifié - en millions de dollars) 31 mars 2007 31 décembre 2006
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines 23 764 18 320
Energie 6 292 6 500
Siège social 1 046 1 089
----------------------------------
31 102 25 909
----------------------------------
----------------------------------


4. Acquisitions et cessions

ANR et Great Lakes

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



Ventilation du prix d'achat
(non vérifié)
(en millions de dollars US) ANR Great Lakes Total
----------------------------------------------------------------------------
Actif à court terme 260 4 264
Immobilisations corporelles 1 871 35 1 906
Autres actifs à long terme 84 - 84
Ecart d'acquisition 1 759 21 1 780
Passif à court terme (169) (3) (172)
Dette à long terme (475) (16) (491)
Autres passifs à long terme (441) (13) (454)
------------------------------
2 889 28 2 917
------------------------------
------------------------------


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

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

Acquisition de Great Lakes par PipeLines LP

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



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


La ventilation provisoire du prix d'achat a été effectuée à l'aide des justes valeurs des actifs nets à la date d'acquisition. Puisque les droits Great Lakes sont visés par la réglementation des tarifs en fonction des coûts historiques, il a été déterminé que les actifs nets réglementés, autres que le gaz détenu à des fins de vente, ont une juste valeur égale à leurs valeurs établies en fonction de la réglementation des tarifs.

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

PipeLines LP

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

5. Billets à payer et dette à long terme

Le 20 mars 2007, TCPL a déposé des prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis qui lui permettent d'offrir respectivement des billets à moyen terme pour un montant de 1,5 milliard de dollars et des titres de créance pour un montant de 1,5 milliard de dollars US.

Le 20 mars 2007, ANR Pipeline Company a informé la Bourse de New York de son intention de retirer volontairement l'inscription des débentures 9,625 % échéant en 2021, des débentures 7,375 % échéant en 2024 et des débentures 7,0 % échéant en 2025. A la suite de ces radiations de la cote, en date du 12 avril 2007, ANR Pipeline Company a radié ces titres de l'inscription auprès de la Securities and Exchange Commission (SEC) des Etats-Unis.

En février 2007, la société prélevé 1,5 milliard de dollars et 700 millions de dollars US sur un prêt-relais d'un an de 2,2 milliards de dollars US pour financer en partie l'acquisition d'ANR et de Great Lakes. L'intérêt est imputé à un taux variable fondé sur le TIOL. Au 31 mars 2007, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 488 millions de dollars US.

En février 2007 également, par l'entremise d'une filiale détenue en propriété exclusive, la société a prélevé 1,0 milliard de dollars US sur une facilité de crédit nouvellement établie se composant d'un emprunt à terme de cinq ans de 700 millions de dollars US d'une facilité de crédit renouvelable et reportable de cinq ans de 300 millions de dollars US. L'intérêt est imputé à un taux variable fondé sur le TIOL.Ces fonds, ainsi que les 100 millions de dollars US supplémentaires prélevés sur une marge de crédit à vue, ont servi à financer en partie l'acquisition d'ANR et de Great Lakes et à investir des sommes supplémentaires dans PipeLines LP. Au 31 mars 2007, le solde impayé de la facilité de crédit est de 1,0 milliard de dollars US et celui de la marge de crédit à vue est de 85 millions de dollars US.

Le 22 février 2007, PipeLines LP a augmenté le montant prévu à son accord relativement à la facilité de crédit renouvelable consortiale et l'emprunt à terme relativement à l'acquisition de Great Lakes. Les fonds disponibles aux termes de cette facilité sont passés de 410 millions de dollars US à 950 millions de dollars US, facilité composée d'un emprunt à terme de premier rang de 700 millions de dollars US et d'une facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US, dont la tranche inutilisée de 194 millions de dollars US de l'emprunt à terme de premier rang a été annulée au moment de la réalisation de l'acquisition de Great Lakes. L'intérêt a été imputé à un taux variable fondé sur le TIOL.

6. Capital-actions

En février et en mars 2007, TransCanada a émis, dans le cadre d'une émission de reçus de souscription, 45 390 500 actions ordinaires au prix de 38,00 $ chacune, pour un produit brut d'environ 1,725 milliard de dollars qui a servi à financer l'acquisition d'ANR et de Great Lakes.

7. Instruments financiers et gestion des risques

Les valeurs comptables des actifs et des passifs financiers présentées aux bilans consolidés s'approchent de leurs justes valeurs, exception faite de la dette à long terme. La juste valeur de la dette à long terme au 31 mars 2007 s'approche du montant déclaré au 31 décembre 2006.

Les justes valeurs des instruments financiers compris dans les postes Autres actifs à court terme, Autres actifs, Créditeurs et Montants reportés au 31 mars 2007 s'établissent comme suit.



Information sommaire sur les instruments financiers (1) (2)
(non vérifié)
(en millions de dollars) 31 mars 2007
----------------------------------------------------------------------------
Juste
valeur
------------------
ACTIFS FINANCIERS (3)
Détenus à des fins de transaction (4) (5) 119
Emprunts et débiteurs 236
Disponibles à la vente (4) 15
------------------
Total 370
------------------

Couvertures (6)
Couvertures des flux de trésorerie 69
Couvertures de la juste valeur 1
Couvertures des placements, montant net 73
------------------
Total 143
------------------
513
------------------
------------------

PASSIFS FINANCIERS (7)
Détenus à des fins de transaction (4) (5) 135
Autres passifs financiers 73
------------------
Total 208
------------------

Couvertures (6)
Couvertures des flux de trésorerie 240
------------------
448
------------------
------------------

(1) Comprend les instruments dérivés utilisés dans le cadre des activités
réglementées de la société à leurs valeurs réglementaires.

(2) Le bénéfice net consolidé du trimestre terminé le 31 mars 2007 comprend
des pertes nettes de 4 millions de dollars liées aux rajustements de la
juste valeur des actifs et des passifs financiers.

(3) Au 31 mars, les autres actifs à court terme comprennent des actifs
financiers détenus à des fins de transaction de 20 millions de dollars
et des couvertures des flux de trésorerie de 32 millions de dollars.
Pour le reste, les actifs financiers sont inclus dans les autres actifs.

(4) Au 31 décembre 2006, les autres actifs comprenaient des instruments
financiers de 14 millions de dollars et de 103 millions de dollars
qui seraient classés en 2007 respectivement en tant que détenus à des
fins de transaction et disponibles à la vente. Les montants reportés
comprenaient des instruments financiers de 69 millions de dollars qui
seraient classés comme détenus à des fins de transaction en 2007.

(5) Le bénéfice net consolidé du trimestre terminé le 31 mars 2007 comprend
des pertes nettes de 4 millions de dollars liées aux rajustements de la
juste valeur d'instruments financiers détenus à des fins de transaction.

(6) Le bénéfice net consolidé du trimestre terminé le 31 mars 2007 ne
comprend aucun montant au titre de la variation de la juste valeur des
couvertures des flux de trésorerie et des couvertures de la juste valeur
qui n'étaient pas efficaces pour contrebalancer la variation de la juste
valeur des opérations sous-jacentes.

(7) Au 31 mars, les créditeurs comprennent des passifs financiers détenus
à des fins de transactions de 8 millions de dollars et des couvertures
des flux de trésorerie de 108 millions de dollars. Le reste des passifs
financiers est inclus dans les montants reportés.


Gestion des risques liés à l'intérêt, au change et à l'énergie

Durant la période visée, la société détenait des positions dans les types suivants d'instruments dérivés :

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

Les swaps sont des contrats entre deux parties prévoyant des échanges de taux d'intérêt ou de taux de change. La société conclut des swaps de taux d'intérêt et de devises pour atténuer les fluctuations respectivement des taux d'intérêt et des taux de change.

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

La dette à long terme, les swaps de taux d'intérêt et les options sur taux d'intérêt que possède la société sont assortis d'un taux d'intérêt fixe et, par conséquent, ils sont assujettis au risque de taux d'intérêt sur les prix. La dette à long terme, les swaps de taux d'intérêt et les options sur taux d'intérêt que possède la société sont assortis d'un taux d'intérêt variable et, par conséquent, ils sont assujettis au risque de taux d'intérêt sur les flux de trésorerie.

La société a calculé la juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt au moyen des cours du marché. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel est calculée au moyen des prix à terme estimatifs pour la période considérée. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés portant sur les taux d'intérêt et sur le taux de change sont incluses respectivement dans les charges financières et dans les intérêts créditeurs et autres produits.

Pour les besoins de la gestion de son portefeuille d'actifs, la société conclut des contrats d'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. Conformément à la convention comptable de la société, les justes valeurs de ces instruments dérivés sont constatées dans les actifs et les passifs financiers.

La société a recours à des titres de créance, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options libellés en dollars US pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 31 mars 2007, la société avait désigné en tant que couvertures de son placement net des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 3 333 millions de dollars (2 891 millions de dollars US) et une juste valeur de 3 511 millions de dollars (3 045 millions de dollars US) ainsi que des swaps, des contrats à terme et des options ayant une juste valeur de 73 millions de dollars (64 millions de dollars US).

Gestion des autres risques

Le risque de change survient lorsque la juste valeur ou les flux de trésorerie futurs liés à un instrument financier fluctuent en raison des variations des taux de change. La société gère le risque de change en ayant recours à des instruments dérivés tels que des swaps de devises, des options et des contrats de change à terme. Les risques de marché représentent le risque que la juste valeur ou les flux de trésorerie futurs liés aux instruments financiers fluctuent en fonction de la conjoncture, notamment les taux d'intérêt, les taux de change et les prix des produits de base. Afin de gérer les risques de marché, la société négocie des positions physiques compensatrices et des instruments financiers dérivés. Le risque de liquidité est le risque qu'une entité éprouve des difficultés à faire face à ses engagements relativement à des instruments financiers.

8. Impôts sur les bénéfices

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

9. 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 terminé le 31 mars 2007 se présente comme suit :



Autres
régimes
Régimes de d'avantages
retraite sociaux
Trimestres terminés les 31 mars ---------------------------
(non vérifié -- en millions de dollars) 2007 2006 2007 2006
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de la période 11 9 - -
Intérêts débiteurs 17 17 1 2
Rendement prévu des actifs des régimes (19) (18) - -
Amortissement de l'obligation transitoire
liée à l'entreprise réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte actuarielle nette 6 7 1 1
Amortissement des coûts au titre des services
passés 1 1 - -
---------------------------
Coût net constaté au titre des avantages 16 16 3 4
---------------------------
---------------------------


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

Relations avec les investisseurs, au 1-800-361-6522 (Canada et Etats continentaux des Etats-Unis). Numéro d'accès direct : David Moneta/Myles Dougan au 403-920-7911. Télécopieur pour les investisseurs : 403-920-2457. Relations avec les médias : Shela Shapiro au 403-920-2240

Site Internet de TransCanada : http://www.transcanada.com

Renseignements

  • TransCanada
    Renseignements aux médias
    Shela Shapiro
    403-920-7859 ou 800-608-7859
    ou
    Renseignements aux analystes
    David Moneta/Myles Dougan
    403-920-7911
    403-920-2457 (FAX)
    Site internet: www.transcanada.com