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02 mai 2013 14h25 HE

TransCanada annonce les résultats du premier trimestre

Progrès soutenus dans notre portefeuille de projets de 25 milliards de dollars

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 2 mai 2013) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) (« TransCanada » ou « la société ») a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires du premier trimestre de 2013 s'établit à 446 millions de dollars (0,63 $ par action). Les résultats du premier trimestre tiennent compte de l'incidence de la décision, rendue au cours de la période, par l'Office national de l'énergie (« ONÉ ») au sujet de notre proposition de restructuration au Canada. Dans cette décision, l'ONÉ a notamment approuvé, pour le réseau principal au Canada, un taux de rendement du capital-actions de 11,50 % pour la période de 2012 à 2017, comparativement au dernier taux de rendement du capital-actions approuvé de 8,08 %. Par conséquent, le bénéfice net comprend un montant de 84 millions de dollars (0,12 $ par action) se rapportant à 2012. Exception faite de ce montant et d'autres sommes peu élevées, le résultat comparable s'est établi à 370 millions de dollars (0,52 $ par action). Notre conseil d'administration également déclaré un dividende trimestriel de 0,46 $ par action ordinaire pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2013, ce qui correspond à un dividende annualisé de 1,84 $ par action.

« Nos trois secteurs d'activité ont obtenu de bons résultats au premier trimestre, a affirmé Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. La remise en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce Power, l'achèvement du programme de prolongement de la durée d'exploitation du réacteur 4 de Bruce Power en avril, la remise en service de Sundance A cet automne et l'accroissement du rendement du capital-actions du réseau principal au Canada sont autant de facteurs qui devraient avoir une incidence favorable sur le bénéfice en 2013. Parallèlement, nous continuons de faire progresser notre portefeuille de projets garantis sur le plan commercial, d'une valeur de 25 milliards de dollars, et de promouvoir d'autres possibilités de création de valeur, dont le projet d'oléoduc Énergie Est qui transporterait du pétrole brut depuis des points de réception dans l'Ouest vers les marchés de l'Est du Canada. »

Au cours des trois prochaines années, et sous réserve des approbations requises, nous prévoyons achever des projets d'une valeur de 12 milliards de dollars dont l'aménagement est à un stade avancé. Ils comprennent le projet de la côte du golfe, Keystone XL, le terminal Hardisty de Keystone, la phase initiale du pipeline Grand Rapids, le prolongement du pipeline Tamazunchale, l'acquisition de neuf projets d'énergie solaire en Ontario et l'expansion ayant cours du réseau de NGTL.

Nous avons par ailleurs garanti sur le plan commercial des projets d'infrastructures énergétiques sous contrat de longue durée et d'une valeur de 13 milliards de dollars qui devraient entrer en service à compter de 2016. Ils comprennent le projet Coastal GasLink et le projet de transport de gaz de Prince Rupert qui assureraient le transport de gaz naturel jusqu'à la côte ouest du Canada pour liquéfaction et expédition vers les marchés de l'Asie, les projets de gazoducs de Topolobampo et de Mazatlan au Mexique, l'achèvement du pipeline Grand Rapids et de l'oléoduc Northern Courier dans le nord de l'Alberta ainsi que la centrale électrique de Napanee dans l'est de l'Ontario. TransCanada prévoit que ces projets produiront un bénéfice et des flux de trésorerie prévisibles et durables.

Points saillants

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

  • Résultats financiers du premier trimestre
    • Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 446 millions de dollars (0,63 $ par action)
    • Résultat comparable de 370 millions de dollars (0,52 $ par action)
    • Bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (« BAIIA ») comparable de 1,2 milliard de dollars
    • Fonds provenant de l'exploitation totalisant 916 millions de dollars
  • Dividende trimestriel de 0,46 $ par action ordinaire déclaré pour le trimestre qui sera clos le 30 juin
  • Décision rendue par l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada
  • Réacteurs 1 et 2 de Bruce Power désormais en exploitation à la puissance maximale et réacteur 4 remis en service le 13 avril 2013
  • Progression continue de plusieurs initiatives de croissance dans le secteur des oléoducs
    • Construction du projet de la côte du golfe de 2,3 milliards de dollars US, exception faite du latéral de Houston, achevée à 70 %
    • Réception, de la part du Département d'État américain, de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental pour l'oléoduc Keystone XL
    • Annonce d'un appel de soumissions pour le projet d'oléoduc Énergie Est afin d'obtenir des engagements fermes pour le transport de pétrole brut depuis des points de réception dans l'Ouest canadien à destination des marchés de l'Est du Canada

Le résultat comparable du premier trimestre de 2013, à 370 millions de dollars (0,52 $ par action) se compare à 363 millions de dollars (0,52 $ par action) pour la même période en 2012. L'apport supérieur au bénéfice provenant du réseau principal au Canada au premier trimestre de 2013 en raison de la décision de l'ONÉ sur la proposition de restructuration, de Bruce Power et des installations énergétiques aux États-Unis, a été annulé en partie par l'apport inférieur des gazoducs aux États-Unis et les installations énergétiques de l'Ouest.

Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires pour le premier trimestre de 2013 s'est chiffré à 446 millions de dollars (0,63 $ par action) comparativement à 352 millions de dollars (0,50 $ par action) au premier trimestre de 2012.

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

Oléoducs :

  • Projet de la côte du golfe - Nous construisons un pipeline d'un diamètre de 36 pouces entre Cushing, en Oklahoma, et la côte américaine du golfe du Mexique, et nous prévoyons commencer à acheminer du pétrole brut à destination de Port Arthur, au Texas, d'ici la fin de 2013. La construction est achevée à environ 70 % et nous évaluons à 2,3 milliards de dollars US le total des coûts des installations.

    La construction du latéral de Houston de 76 kilomètres (« km ») (47 milles) qui assurera le transport de pétrole brut jusqu'aux raffineries de Houston devrait s'amorcer vers le milieu de 2013 pour se terminer d'ici le milieu de 2014 à un coût total évalué à environ 300 millions de dollars US.

    Le projet de la côte du golfe aura une capacité initiale pouvant atteindre 700 000 barils par jour (« b/j »).
  • Keystone XL - En janvier 2013, le gouverneur du Nebraska a approuvé le tracé de rechange proposé après que le Département de la qualité environnementale du Nebraska ait publié son rapport d'évaluation final concluant que la construction et l'exploitation de l'oléoduc Keystone XL ne devraient avoir que des incidences environnementales minimales au Nebraska.

    Le 1er mars 2013, le Département d'État des États-Unis a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental pour l'oléoduc Keystone XL. L'énoncé d'impact a réitéré que la construction du pipeline proposé de la frontière canado-américaine, dans le Montana, jusqu'à Steele City, au Nebraska, ne donnerait lieu à aucune incidence environnementale importante. Le Département d'État étudie actuellement les commentaires sur l'énoncé d'impact formulés pendant la période allouée de 45 jours pour les commentaires du public qui a pris fin le 22 avril 2013. Le Département d'État, une fois sa revue terminée, devrait publier un énoncé d'impact environnemental supplémentaire final, puis consulter d'autres organismes gouvernementaux au cours de la période allouée, à concurrence de 90 jours, pour déterminer si le projet sert les meilleurs intérêts du pays avant de prendre une décision au sujet de notre demande de permis présidentiel.

    Compte tenu des retards pour l'obtention d'un permis présidentiel pour Keystone XL, nous prévoyons désormais que la mise en service de l'oléoduc aura lieu au cours de la seconde moitié de 2015 et notre expérience de la construction de pipelines nous permet de conclure que les estimations de coûts de 5,3 milliards de dollars US augmenteront en fonction du moment de l'obtention du permis. Au 31 mars 2013, nous avions investi 1,8 milliard de dollars US dans ce projet.
  • Oléoduc Energie Est - Nous avons annoncé en avril 2013 le lancement d'un appel de soumissions afin d'obtenir des engagements fermes pour le transport de pétrole brut depuis des points de réception dans l'Ouest canadien à destination des marchés de l'Est du Canada. L'appel de soumissions, qui fait suite à l'étape réussie d'expression d'intérêt et à des échanges avec des expéditeurs potentiels, a commencé le 15 avril 2013 et prendra fin le 17 juin 2013.

    Le projet d'oléoduc Énergie Est prévoit la conversion pour le transport de pétrole brut d'un tronçon d'environ 3 000 km (1 864 milles) de notre réseau principal au Canada ainsi que la construction d'une nouvelle canalisation d'une longueur d'environ 1 400 km (870 milles). Sous réserve des résultats de l'appel de soumissions, l'oléoduc aura la capacité de transporter à concurrence de 850 000 b/j, rehaussant ainsi l'accès aux marchés de l'Est du Canada.

    Nous avons entrepris le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes ainsi que des travaux sur le terrain dans le cadre de la conception et de la planification initiales. Si l'appel de soumissions donne de bons résultats, nous présenterons une demande d'approbation réglementaire pour la construction et l'exploitation des installations, dont l'entrée en service pourrait avoir lieu vers la fin de 2017.
  • Projet pipelinier Northern Courier - Fort Hills Energy Limited Partnership n'a pas fait savoir si la décision prise récemment d'annuler le projet d'usine de valorisation de Voyageur avait modifié ses plans actuels au sujet de Northern Courier. Nous avons presque terminé les travaux sur le terrain et le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes nécessaires à la présentation de notre demande de permis auprès de l'Office de conservation des ressources énergétiques, que nous prévoyons déposer au deuxième trimestre de 2013.

Gazoducs :

  • Décision de l'ONE au sujet de la proposition de restructuration au Canada - Le 27 mars 2013, l'ONE a fait connaître sa décision sur notre demande visant à modifier la structure de l'entreprise et les modalités de service pour le réseau principal au Canada, y compris la tarification pour 2012 et 2013.

    L'ONÉ a approuvé plusieurs des changements que nous proposions, notamment les besoins en produits pour le réseau principal au Canada pour 2011 et 2012. Parallèlement, l'ONÉ partageait notre avis que les fortes pressions du marché auxquelles avait été soumis le réseau principal au Canada se sont soldées par une chute du débit. Par conséquent, la hausse des droits à court terme pour le réseau principal au Canada en résultant a nui au caractère concurrentiel du réseau principal au Canada. L'ONÉ a donc adopté une démarche préconisant des droits fixes pluriannuels pour procurer aux expéditeurs plus de certitude et de stabilité en ce qui a trait à la tarification. La décision prévoit des droits fixes jusqu'en 2017 pour le transport garanti à long terme (avec la possibilité de rouvrir le dossier dans certaines circonstances), à un niveau que l'ONÉ a jugé concurrentiel. Bien que les droits pour le service garanti à long terme soient fixes, le réseau principal au Canada a le pouvoir discrétionnaire de fixer les prix pour le service interruptible et le service garanti à court terme. L'ONÉ a conclu dans sa décision que ce cadre nous fournira une occasion raisonnable de recouvrer nos coûts sur une période raisonnable. Les variations attribuables aux sous-recouvrements ou aux sur-recouvrements par rapport aux besoins en produits inclus dans le rendement du et sur le capital seront comptabilisés dans des comptes de report qui feront l'objet d'instances futures en 2017 (ou plus tôt dans certaines circonstances). L'ONÉ déterminera alors de quelle façon remédier aux variations dans les comptes de report et dans quelle mesure certains coûts seront refusés, le cas échéant. Compte tenu des droits fixes pluriannuels et du risque accru lié aux fluctuations des flux de trésorerie, l'ONÉ a majoré le taux de rendement permis pour le porter à 11,50 % en fonction d'un ratio de capitaux propres de 40 %.

    La décision modifie de façon importante le cadre réglementaire ayant servi de base à des investissements de plus de 10 milliards de dollars dans nos pipelines réglementés au cours des 60 dernières années. Nous avons déterminé que nous demanderons un examen réglementaire et peut-être même un examen juridique et des modifications sur certains aspects de la décision.
  • Réseau de NGTL - Le réseau de l'Alberta est désormais connu sous le nom de réseau de NGTL pour mieux refléter le service proposé et la croissance soutenue en Colombie-Britannique.

    Nous poursuivons l'expansion du réseau de NGTL et, depuis le début de 2013, nous avons mis en service de nouvelles installations d'une valeur d'environ 340 millions de dollars. Nous avons présenté à l'ONÉ des demandes visant d'autres nouvelles installations d'une valeur de 300 millions de dollars, qui ont été approuvées, et leur mise en service est prévue d'ici la fin de 2013. De plus, l'ONÉ a recommandé l'approbation du latéral de Chinchaga, projet d'environ 100 millions de dollars qui devrait entrer en service au début de 2014. Depuis le début de 2013, nous avons présenté des demandes visant de nouvelles installations d'une valeur de 60 millions de dollars et nous poursuivons nos plans pour soumettre d'autres demandes réglementaires pour des projets d'expansion en Colombie-Britannique de l'ordre de 1,0 milliard de dollars à 1,5 milliard de dollars dans le cadre du projet de transport de gaz de Prince Rupert.
  • Projet de transport de gaz de Prince Rupert - En février 2013, nous avons signé une entente avec Progress Energy Canada Ltd. pour la conception du projet de transport de gaz de Prince Rupert, et nous nous préparons à entamer le processus d'évaluation environnementale, y compris l'élaboration d'une description du projet qui sera déposée auprès de l'Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique et de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale ("ACEE") au deuxième trimestre de 2013.
  • Projet Coastal GasLink - Nous nous concentrons actuellement sur la participation des collectivités, des propriétaires fonciers, des gouvernements et des Premières Nations dans le cadre du déroulement du processus réglementaire pour le projet de pipeline Coastal GasLink auprès de l'Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique et de l'ACEE. Nous prévoyons entreprendre, au deuxième trimestre de 2013, un appel de soumissions pour NGTL afin de proposer des services de livraison à destination de Vanderhoof, en Colombie-Britannique, sur le pipeline Coastal GasLink.
  • Projet de prolongement de Tamazunchale - Divers travaux de construction sont en cours dans le cadre du projet, qui se déroule dans le respect du calendrier en prévision d'une mise en service au premier trimestre de 2014.

Énergie :

  • Bruce Power - La capacité disponible pour les réacteurs 1 et 2 s'est accrue pendant le premier trimestre de 2013, et ces réacteurs peuvent désormais fonctionner à pleine capacité. Puisque les réacteurs n'ont pas fonctionné pendant une période prolongée, il est possible qu'ils affichent un taux légèrement plus élevé d'indisponibilité fortuite et une capacité réduite en 2013.

    Le réacteur 4 de Bruce Power a été remis en service le 13 avril 2013 après l'exécution du programme de prolongement de la durée d'exploitation amorcé en août 2012. L'investissement devrait permettre au réacteur 4 de demeurer en exploitation au moins jusqu'en 2021.

    La capacité disponible globale des centrales en 2013 devrait se situer aux alentours de 85 % pour Bruce A et à un peu moins de 90 % pour Bruce B. Les arrêts d'exploitation pour entretien préventif pour deux des réacteurs de Bruce B et un des réacteurs de Bruce A devraient se terminer au deuxième trimestre de 2013.

    Le 5 avril 2013, Bruce Power a annoncé la conclusion d'une entente avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (« OEO ») visant à prolonger le prix plancher pour Bruce B jusqu'à la fin de la présente décennie, ce qui devrait coïncider avec la fin de la durée d'exploitation des réacteurs de Bruce B en 2019 et 2020.
  • Energie solaire en Ontario - Vers la fin de 2011, nous avons convenu avec Canadian Solar Solutions Inc. d'acheter neuf projets d'énergie solaire en Ontario d'une capacité de production totale de 86 mégawatts ("MW"). Nous nous attendons à réaliser l'acquisition des trois premières centrales, d'une capacité cumulée de 29 MW, vers le milieu de 2013 au coût approximatif total de 175 millions de dollars. Nous prévoyons acquérir les six autres projets plus tard en 2013 et en 2014, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises.

Siège social :

  • Notre conseil d'administration a déclaré, pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2013, un dividende trimestriel de 0,46 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Le montant trimestriel correspond à un dividende annualisé de 1,84 $ par action ordinaire.
  • En mars 2013, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 24 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 7. Les actions privilégiées de série 7 ont été émises au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 600 millions de dollars. Le taux de dividende initial est fixé jusqu'au 30 avril 2019 à 1,00 par action par an payable trimestriellement.

    En janvier 2013, nous avons émis pour une valeur de 750 millions de dollars US de billets de premier rang échéant le 15 janvier 2016 et portant intérêt à 0,75 % par an.

    Le produit net de ces émissions servira à financer notre programme d'investissement, à des fins générales et au remboursement de la dette à court terme.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

Nous tiendrons une téléconférence et une webémission le vendredi 26 avril 2013 pour discuter des résultats financiers du premier trimestre de 2013. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société à 13 h (HAR) / 15 h (HAE).

Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 866.226.1793 ou le 416.340.2218 (région de Toronto) au moins 10 minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera transmise en direct au www.transcanada.com.

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HAE), le 3 mai 2013; il suffira de composer le 800.408.3053 ou le 905.694.9451, ainsi que le code d'accès 6260206.

Il est possible de consulter les états financiers consolidés intermédiaires non audités et le rapport de gestion de la société sur SEDAR au www.sedar.comet auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis sur EDGAR au www.sec.gov/info/edgar.shtml ainsi que sur le site Web de TransCanada au www.transcanada.com.

Forte d'une expérience de plus de 60 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 oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs exploité par TransCanada s'étend sur plus de 68 500 kilomètres (42 500 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 de plus de 400 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, en totalité ou en partie, des installations ayant une capacité de production de plus de 11 800 mégawatts d'électricité au Canada et aux États-Unis. TransCanada aménage l'un des plus importants réseaux de transport de pétrole en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP. Pour un complément d'information, prière de consulter : www.transcanada.com ou de nous suivre sur Twitter @TransCanada ou http://blog.transcanada.com.

Informations prospectives

Le présent communiqué renferme certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants (de tels énoncés s'accompagnent habituellement des verbes « prévoir », « s'attendre à », « devoir », « croire », « pouvoir », « projeter », « entrevoir » ou autres termes du genre). Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction des plans et perspectives financiers et opérationnels futurs de TransCanada et de ses filiales. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la société. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent communiqué, et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où celles-ci ont été avancées. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, sauf si la loi l'exige.

Pour un complément d'information sur les hypothèses formulées ainsi que sur les risques et les incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats réels pourraient s'écarter de ceux anticipés, il y a lieu de consulter le rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 25 avril 2013 et le rapport annuel 2012 sur notre site Web au www.transcanada.com ou déposé sous le profil de TransCanada sur SEDAR au www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis au www.sec.gov.

Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des références à des mesures non conformes aux PCGR, y compris le résultat comparable, le BAIIA, les fonds provenant de l'exploitation et le résultat comparable par action qui ne constituent pas des mesures financières définies dans les PCGR des États-Unis et qui pourraient par conséquent ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres sociétés. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin. Il y a lieu de se reporter au rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 25 avril 2013 pour un complément d'information sur les mesures non conformes aux PCGR.

Rapport trimestriel aux actionnaires

Premier trimestre de 2013

Points saillants des résultats financiers

Le BAIIA comparable, le résultat comparable par action ordinaire et les fonds provenant de l'exploitation sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)

2013

2012
Bénéfice
Produits2 252 1 945
BAIIA comparable1 168 1 113
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires446 352
par action ordinaire - de base0,63 $ 0,50 $
Résultat comparable370 363
par action ordinaire0,52 $ 0,52 $
Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Fonds provenant de l'exploitation916 871
Augmentation du fonds de roulement(210)(169)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation706 702
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations929 464
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation32 216
Dividendes
Par action ordinaire0,46 $ 0,44 $
Actions ordinaires en circulation (en millions)
Moyenne de la période706 704
Fin de la période706 704

Rapport de gestion

Le 25 avril 2013

Le rapport de gestion renferme des renseignements visant à aider le lecteur à prendre des décisions d'investissement au sujet de TransCanada Corporation. Il porte sur nos entreprises, nos activités et notre situation financière et traite des risques et des autres facteurs ayant une incidence sur la société pour le trimestre clos le 31 mars 2013, et il doit être lu à la lumière des états financiers consolidés condensés non audités pour le trimestre clos le 31 mars 2013, qui ont été dressés conformément aux PCGR des États-Unis.

Le rapport de gestion doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés comparatifs audités et des notes y afférentes de l'exercice clos le 31 décembre 2012 et du rapport de gestion qui figure dans notre rapport annuel 2012, qui ont été dressés selon les PCGR des États-Unis.

Au sujet de la présente publication

Les termes « la société », « elle », « sa », « ses », « nous », « notre », « nos » et « TransCanada » dont fait mention le présent rapport de gestion renvoient à TransCanada Corporation et ses filiales.

Les abréviations et les acronymes qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion le sont dans le glossaire paraissant dans notre rapport annuel 2012.

Tous les renseignements sont en date du 25 avril 2013 et tous les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.

INFORMATIONS PROSPECTIVES

Nous communiquons des informations prospectives afin d'aider les investisseurs actuels et éventuels à comprendre l'évaluation que fait la direction des plans et perspectives financières pour l'avenir ainsi que des perspectives futures en général.

Les énoncés prospectifs se fondent sur certaines hypothèses ainsi que sur ce que nous savons et ce à quoi nous nous attendons présentement. Ils comprennent généralement les verbes « prévoir », « s'attendre », « croire », « pouvoir », « devoir », « estimer », « projeter », « entrevoir » et d'autres termes du genre.

Les énoncés prospectifs présentés dans le rapport de gestion peuvent comprendre des renseignements portant notamment sur :

  • les perspectives commerciales;
  • notre performance sur le plan des finances et de l'exploitation, dont la performance de nos filiales;
  • les attentes ou les prévisions quant aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion;
  • les flux de trésorerie attendus;
  • les coûts prévus à l'égard des projets planifiés, notamment les projets en construction et en cours d'aménagement;
  • les calendriers projetés à l'égard des projets (notamment les dates prévues pour la construction et l'achèvement des travaux);
  • les processus de réglementation à suivre et les résultats escomptés;
  • l'incidence prévue des décisions réglementaires et les changements nécessaires en découlant;
  • l'issue de toute procédure ou poursuite, notamment d'arbitrage;
  • les prévisions de dépenses en immobilisations et d'obligations contractuelles;
  • les projections relatives aux résultats financiers et aux résultats d'exploitation;
  • l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels;
  • les prévisions quant aux conditions dans l'industrie, à la conjoncture et au contexte économique.

Les énoncés prospectifs ne constituent pas une garantie de la performance future. Les résultats et événements réels pourraient varier considérablement de ceux prévus du fait des hypothèses, risques et incertitudes auxquels la société est soumise ou des événements qui se produisent après la date de publication du présent rapport de gestion.

Les informations prospectives sont fondées sur les hypothèses clés qui suivent et sont soumises aux risques et incertitudes suivants :

Hypothèses

  • les taux d'inflation, le prix des produits de base et le prix de la capacité;
  • le moment des opérations de financement et de couverture;
  • les décisions de réglementation et leur incidence;
  • les taux de change;
  • les taux d'intérêt;
  • les taux d'imposition;
  • les arrêts pour entretien préventif et correctif et le taux d'utilisation de nos actifs pipeliniers et énergétiques;
  • la fiabilité et l'intégrité de nos actifs;
  • l'accès aux marchés financiers;
  • les prévisions relatives aux coûts de construction, calendriers et dates d'achèvement;
  • les acquisitions et désinvestissements.

Risques et incertitudes

  • notre capacité de mettre en œuvre les initiatives stratégiques;
  • la question de savoir si nos initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés;
  • le rendement d'exploitation de nos actifs pipeliniers et énergétiques;
  • la capacité vendue et les prix obtenus par notre entreprise pipelinière;
  • la disponibilité et le prix des produits énergétiques de base;
  • le montant des paiements de capacité et les produits tirés du secteur de l'énergie;
  • les décisions de réglementation et leur incidence;
  • l'issue de toute procédure ou poursuite, notamment d'arbitrage;
  • le rendement de nos contreparties;
  • les changements liés aux circonstances politiques;
  • les changements aux lois et règlements environnementaux et autres;
  • les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie;
  • la construction et l'achèvement des projets d'investissement;
  • les coûts de la main-d'œuvre, de l'équipement et des matériaux;
  • l'accès aux marchés financiers;
  • les taux d'intérêt et de change;
  • les conditions météorologiques;
  • la cybersécurité;
  • les avancées technologiques;
  • la conjoncture en Amérique du Nord et à l'échelle mondiale.

Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, le lecteur est prié de consulter les rapports déposés auprès des autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission (« SEC ») des États-Unis, notamment le rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel 2012.

Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où elles ont été avancées. Nous ne mettons pas à jour les énoncés prospectifs pour tenir compte de nouveaux renseignements ou d'événements futurs, sauf si la loi l'exige.

POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION

Il est possible d'obtenir de plus amples renseignements sur TransCanada dans la notice annuelle et d'autres documents d'information accessibles sur SEDAR (www.sedar.com).

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Nous utilisons les mesures non conformes aux PCGR suivantes :

  • BAIIA;
  • BAII;
  • résultat comparable;
  • résultat comparable par action ordinaire;
  • BAIIA comparable;
  • BAII comparable;
  • amortissement comparable;
  • intérêts débiteurs comparables;
  • intérêts créditeurs et autres comparables;
  • impôts sur le bénéfice comparables;
  • fonds provenant de l'exploitation.

Ces mesures n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et, par conséquent, elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités.

BAIIA et BAII

Le BAIIA sert à évaluer de manière approximative les flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts. Il mesure le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle et des dividendes sur les actions privilégiées, et il comprend le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation. Le BAII mesure le bénéfice tiré des activités poursuivies de la société. Il s'agit d'une mesure efficace de la performance et d'un outil efficace pour évaluer les tendances au sein de chaque secteur. Il est calculé de la même manière que le BAIIA, mais il exclut l'amortissement.

Fonds provenant de l'exploitation

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Nous croyons qu'il s'agit d'une mesure plus efficace pour évaluer les flux de trésorerie d'exploitation consolidés parce qu'ils excluent les fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation, qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes pendant la période visée. Voir la rubrique « Situation financière » pour un rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation.

Mesures comparables

Pour calculer les mesures comparables, nous ajustons certaines mesures conformes aux PCGR et non conformes aux PCGR en fonction de certains postes que nous jugeons importants mais qui ne tiennent pas compte des activités sous-jacentes pendant la période visée. Ces mesures comparables sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque trimestre au besoin.

Mesure comparable Mesure initiale
résultat comparable bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
résultat comparable par action ordinaire bénéfice net par action ordinaire
BAIIA comparable BAIIA
BAII comparable BAII
amortissement comparable amortissement
intérêts débiteurs comparables Intérêts débiteurs
intérêts créditeurs et autres comparables intérêts créditeurs et autres
impôts sur le bénéfice comparables charge (recouvrement) d'impôts

Toute décision d'exclure un poste particulier est subjective et n'est prise qu'après un examen minutieux. Il peut s'agir notamment :

  • de certains ajustements de la juste valeur touchant des activités de gestion des risques;
  • de remboursements et d'ajustements d'impôts sur le bénéfice;
  • de gains ou de pertes à la vente d'actifs;
  • de règlements issus d'actions en justice et de règlements dans le cadre de faillites;
  • de réductions de valeur d'actifs et d'investissements.

Nous excluons du calcul du résultat comparable les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur de certains instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Parce que ces montants ne représentent pas de manière précise les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne font pas partie de nos activités sous-jacentes.

Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)
2013 2012
BAIIA comparable1 168 1 113
Amortissement comparable(354)(344)
BAII comparable814 769
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables(257)(242)
Intérêts créditeurs et autres comparables18 25
Impôts sur le bénéfice comparables(159)(140)
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle(31)(35)
Dividendes sur les actions privilégiées(15)(14)
Résultat comparable370 363
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
Proposition de restructuration au Canada - 201284 -
Activités de gestion des risques1(8)(11)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires446 352
Amortissement comparable(354)(344)
Poste particulier :
Proposition de restructuration au Canada - 2012(13)-
Amortissement(367)(344)
Intérêts débiteurs comparables(257)(242)
Poste particulier :
Proposition de restructuration au Canada - 2012(1)-
Intérêts débiteurs(258)(242)
Intérêts créditeurs et autres comparables18 25
Postes particuliers :
Proposition de restructuration au Canada - 20121 -
Activités de gestion des risques1(6)6
Intérêts créditeurs et autres13 31
Impôts sur le bénéfice comparables(159)(140)
Postes particuliers :
Proposition de restructuration au Canada - 201242 -
Activités de gestion des risques12 11
Charge d'impôts(115)(129)
Résultat comparable par action ordinaire0,52 $ 0,52 $
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
Proposition de restructuration au Canada - 20120,12 -
Activités de gestion des risques1(0,01)(0,02)
Bénéfice net par action ordinaire0,63 $ 0,50 $
1trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013
2012
Installations énergétiques au Canada(2)(2)
Installations énergétiques aux États-Unis1 (32)
Stockage de gaz naturel(3)6
Change(6)6
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques2 11
Total des pertes découlant des activités de gestion des risques(8)(11)

BAIIA et BAII selon le secteur d'exploitation

trimestre clos les 31 mars 2013
(non audité - en millions de dollars) Gazoducs Oléoducs Énergie Siège social Total
BAIIA comparable 746 179 277 (34) 1 168
Amortissement comparable (240) (37) (74) (3) (354)
BAII comparable 506 142 203 (37) 814
trimestre clos les 31 mars 2012
(non audité - en millions de dollars) Gazoducs Oléoducs Énergie Siège social Total
BAIIA comparable 725 173 244 (29) 1 113
Amortissement comparable (232) (36) (73) (3) (344)
BAII comparable 493 137 171 (32) 769

Résultats - premier trimestre de 2013

Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est établi à 446 millions de dollars ce trimestre, alors qu'il s'était chiffré à 352 millions de dollars au premier trimestre de 2012. Ce chiffre comprend un bénéfice net de 104 millions de dollars découlant de la décision de l'Office national de l'énergie (« ONÉ ») au sujet de la proposition de modification de la structure commerciale et des modalités de service du réseau principal au Canada et de la demande d'établissement des droits définitifs pour 2012 et 2013 (« proposition de restructuration au Canada »). De ce montant, 84 millions de dollars sont retranchés du résultat comparable puisqu'ils se rapportent à 2012.

Le résultat comparable du trimestre est de 370 millions de dollars (0,52 $ par action), soit 7 millions de dollars de plus qu'au premier trimestre de 2012.

Ce résultat s'explique par :

  • le bénéfice net supérieur enregistré par le réseau principal au Canada du fait de l'incidence, au premier trimestre de 2013, de la décision de l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada;
  • la hausse du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce Power en raison du résultat supplémentaire dégagé par les réacteurs 1 et 2 et de la constatation d'un règlement d'assurance, annulée en partie par l'augmentation du nombre de jours d'arrêt d'exploitation;
  • la progression des prix réalisés pour l'électricité aux installations énergétiques aux États-Unis.

Ces résultats ont été en partie annulés par :

  • l'apport inférieur des gazoducs aux États-Unis;
  • le recul du résultat des installations énergétiques de l'Ouest en raison du cas de force majeur invoqué aux termes de la CAE de Sundance A ainsi que des prix réalisés;
  • la diminution des intérêts créditeurs et autres comparables en raison des pertes réalisées en 2013, comparativement à des gains réalisés en 2012 sur les instruments dérivés servant à gérer notre exposition aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US.

Le résultat comparable ne comprend pas les pertes après impôts non réalisées nettes découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques :

  • 8 millions de dollars (10 millions de dollars avant les impôts) au premier trimestre de 2013;
  • 11 millions de dollars (22 millions de dollars avant les impôts) au premier trimestre de 2012.

Perspectives

La décision rendue par l'ONÉ le 27 mars 2013 au sujet de la proposition de restructuration au Canada pour les droits et services sur le réseau principal au Canada, bien qu'elle puisse donner lieu à des écarts plus prononcés et des variations saisonnières des flux de trésorerie, devrait avoir une incidence favorable sur les perspectives quant aux résultats pour 2013 inclus dans notre rapport annuel 2012. L'ONÉ a approuvé un taux de rendement du capital-actions (« RCA ») de 11,50 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 %, des droits pluriannuels jusqu'en 2017 et un nouveau mécanisme incitatif. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans notre rapport annuel 2012 pour un complément d'information sur nos perspectives.

Gazoducs

Le BAIIA comparable et le BAII comparable sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada280 250
Réseau de NGTL182 177
Foothills29 31
Autres gazoducs au Canada (TQM1, Ventures LP)6 8
BAIIA comparable des gazoducs au Canada497 466
Amortissement comparable2(184)(177)
BAII comparable des gazoducs au Canada313 289
Gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale (en dollars US)
ANR90 97
GTN328 30
Great Lakes410 18
TC PipeLines, LP1,517 20
Autres gazoducs aux États-Unis (Iroquois1, Bison3, Portland6)43 34
International (Gas Pacifico/INNERGY1, Guadalajara, Tamazunchale, TransGas1)26 28
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(2)(2)
Participations sans contrôle 743 45
BAIIA comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale255 270
Amortissement comparable2(55)(55)
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale200 215
Change2 -
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale(en dollars CA)202 215
BAIIA et BAII comparables découlant de l'expansion des affaires(9)(11)
BAII comparable du secteur des gazoducs506 493
Sommaire
BAIIA comparable du secteur des gazoducs746 725
Amortissement comparable2(240)(232)
BAII comparable du secteur des gazoducs506 493
(1)Les résultats de TQM, de Northern Border, d'Iroquois, de TransGas et de Gas Pacífico/INNERGY tiennent compte de la quote-part nous revenant du bénéfice tiré de ces actifs.
(2)Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.
(3)Ces données représentent notre participation directe de 75%.
(4)Ces données représentent notre participation directe de 53,6%.
(5)Ces données représentent notre participation directe de 33,3% dans TC PipeLines, LP et notre participation effective, par le truchement de TC PipeLines, LP, de 8,3% dans GTN et dans Bison, notre participation de 16,7% dans Northern Border et notre participation effective supplémentaire de 15,4% dans Great Lakes.
(6)Ces données représentent notre participation de 61,7%.
(7)Les participations sans contrôle tiennent compte du BAIIA comparable découlant de la participation de TC PipeLines, LP et de Portland dans des tronçons qui ne nous appartiennent pas.

BÉNÉFICE NET - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE AU CANADA

trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars)

2013

2012
Réseau principal au Canada - bénéfice net15147
Réseau principal au Canada - résultat comparable6747
Réseau de NGTL5648
Foothills45

DONNÉES SUR L'EXPLOITATION - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE AU CANADA

trimestres clos les 31 marsRéseau principal au Canada1 Réseau de NGTL2 ANR3
(non audité)20132012 20132012 20132012
Base tarifaire moyenne (en millions de dollars)5 8705 812 5 8245 282 s.o.s.o.
Volumes livrés (en Gpi3)
Total426430 994998 465482
Moyenne quotidienne4,74,7 11,011,0 5,25,3
(1)Les volumes de livraison du réseau principal au Canada représentent les livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à l'exportation. Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, les réceptions physiques en provenance de la frontière albertaine et en Saskatchewan ont totalisé 231 Gpi3 (247 Gpi3 en 2012) pour une moyenne quotidienne de 2,6 Gpi3 (2,7 Gpi3 en 2012).
(2)Les volumes reçus sur place pour le réseau de NGTL se sont chiffrés à 916 Gpi3 pour le trimestre clos le 31 mars 2013 (948 Gpi3 en 2012) pour une moyenne quotidienne de 10,2 Gpi3 (10,4 Gpi3 en 2012).
(3)Selon ses tarifs actuels, qui sont approuvés par la FERC, les fluctuations de la base tarifaire moyenne d'ANR n'influent pas sur les résultats.

GAZODUCS AU CANADA

Le BAIIA comparable et le bénéfice net des gazoducs à tarifs réglementés au Canada varient selon le RCA approuvé, la base tarifaire, le ratio du capital-actions ordinaire réputé et les revenus incitatifs. Les variations de l'amortissement, des charges financières et des impôts sur le bénéfice ont également une incidence sur le BAII et le BAIIA comparables, mais pas sur le bénéfice net puisque ces éléments sont recouvrés par le truchement des produits au moyen des coûts transférés.

Au trimestre à l'étude, le bénéfice net du réseau principal au Canada a progressé de 104 millions de dollars comparativement au premier trimestre de 2012 en raison de l'incidence de la décision rendue par l'ONÉ le 27 mars 2013 au sujet de la proposition de restructuration au Canada. Par ailleurs, l'ONÉ a approuvé un RCA de 11,50 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % qui sera en vigueur pour les exercices compris dans la période de 2012 à 2017, alors que le dernier RCA approuvé, appliqué pour comptabiliser les résultats de 2012, était de 8,08 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 %. Le résultat comparable du premier trimestre de 2013 exclut 84 millions de dollars liés à l'incidence, pour 2012, de la décision de l'ONÉ.

Le bénéfice net du réseau de NGTL (anciennement connu sous le nom de réseau de l'Alberta) a été de 8 millions de dollars supérieur à celui du premier trimestre de 2012 compte tenu de la base tarifaire moyenne plus élevée et de la cessation de la composante coûts annuels fixes d'exploitation, d'entretien et d'administration comprise dans les besoins en produits pour la période de 2010 à 2012 échus à la fin de 2012. Les résultats du réseau de NGTL pour le trimestre à l'étude tiennent compte du dernier RCA approuvé de 9,70 % sur un ratio du capital-actions ordinaire de 40 % et de l'absence de revenus incitatifs.

GAZODUCS AUX ÉTATS-UNIS ET À L'ÉCHELLE INTERNATIONALE

Les volumes contractuels, les volumes livrés et les tarifs demandés, de même que les coûts de prestation des services, notamment les coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration et les impôts fonciers, sont autant de facteurs qui influent généralement sur le BAIIA de nos gazoducs aux États-Unis. Les résultats d'ANR dépendent en outre de l'établissement de contrats et de prix à l'égard de sa capacité de stockage et des ventes de produits de base connexes.

Le BAIIA comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale s'est établi à 255 millions de dollars US ce trimestre, soit à 15 millions de dollars US de moins qu'au premier trimestre de 2012. Il s'agit d'un effet net résultant :

  • du recul des produits de Great Lakes découlant de la baisse des tarifs et de la capacité non visée par des contrats;
  • des coûts supérieurs d'ANR liés aux services fournis par d'autres pipelines;
  • de la hausse des produits tirés du service à court terme et du service interruptible de Portland.

AMORTISSEMENT COMPARABLE

Pour le trimestre à l'étude, l'amortissement comparable a été de 8 millions de dollars supérieur au chiffre inscrit au premier trimestre de 2012, principalement en raison de la base tarifaire plus élevée pour le réseau de NGTL.

Oléoducs

Le BAIIA comparable et le BAII comparable sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Réseau d'oléoducs Keystone186 174
Expansion des affaires dans le secteur des oléoducs(7)(1)
BAIIA comparable du secteur des oléoducs179 173
Amortissement comparable(37)(36)
BAII comparable du secteur des oléoducs142 137
BAII comparable libellé comme suit :
Dollars CA47 48
Dollars US94 89
Change1 -
142 137

Pour le trimestre à l'étude, le BAIIA comparable du réseau d'oléoducs Keystone a été de 12 millions de dollars supérieur à celui du premier trimestre de 2012. L'accroissement découle de la hausse des produits, qui est principalement attribuable aux éléments suivants :

  • l'augmentation des volumes faisant l'objet de contrats;
  • l'augmentation, en juillet 2012, des droits fixes définitifs qui sont exigibles pour la capacité garantie jusqu'à Cushing, en Oklahoma.

EXPANSION DES AFFAIRES

Les charges d'expansion des affaires du trimestre ont été de 6 millions de dollars supérieures à celles du premier trimestre de 2012 dans le contexte de l'intensification des activités dans le cadre des divers projets d'aménagement.

Énergie

Le BAIIA comparable et le BAII comparable sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Installations énergétiques au Canada
Installations énergétiques de l'Ouest179 131
Installations énergétiques de l'Est1,295 93
Bruce Power131 (13)
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(10)(11)
BAIIA comparable des installations énergétiques au Canada1195 200
Amortissement comparable3(43)(40)
BAII comparable des installations énergétiques au Canada2152 160
Installations énergétiques aux États-Unis (en dollars US)
Installations énergétiques du Nord-Eest77 46
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(10)(10)
BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis67 36
Amortissement comparable(28)(30)
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis39 6
Change1 -
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis (en dollars CA)40 6
Stockage de gaz naturel
Installations de stockage en Alberta20 15
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(2)(2)
BAIIA comparable des installations de stockage de gaz naturel118 13
Amortissement comparable3(3)(3)
BAII comparable des installations de stockage de gaz naturel115 10
BAIIA et BAII comparables découlant de l'expansion des affaires(4)(5)
BAII comparable du secteur de l'énergie1203 171
Sommaire
BAIIA comparable du secteur de l'énergie1277 244
Amortissement comparable3(74)(73)
BAII comparable du secteur de l'énergie1203 171
(1)Ces données tiennent compte de la quote-part nous revenant du bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, de Portlands Energy, de Bruce Power et, en 2012, de CrossAlta. En décembre 2012, nous avons fait l'acquisition du reste de la participation dans CrossAlta, soit 40%, pour porter notre participation à 100%.
(2)Ces données comprennent la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2012.
(3)Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie s'est établi à 277 millions de dollars pour le trimestre à l'étude, soit 33 millions de dollars de plus que le montant inscrit au premier trimestre de 2012, un effet net de :

  • la hausse du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce Power en raison du résultat supplémentaire dégagé par les réacteurs 1 et 2 de Bruce Power, qui ont été remis en service en octobre 2012, et de la constatation d'un recouvrement au titre de l'assurance contre les pertes d'exploitation et l'arrêt d'exploitation du réacteur 3 au premier trimestre de 2012, hausse annulée en partie par l'arrêt d'exploitation prolongé du réacteur 4 au premier trimestre de 2013;
  • le relèvement du résultat des installations énergétiques aux États-Unis, principalement en raison des prix de l'électricité réalisés supérieurs;
  • le recul du résultat des installations énergétiques aux États-Unis en raison du cas de force majeur invoqué aux termes de la CAE de Sundance A ainsi que des prix réalisés pour l'électricité.

INSTALLATIONS ÉNERGÉTIQUES AU CANADA

Installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est1

Le BAIIA comparable et le BAII comparable sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Produits
Installations énergétiques de l'Ouest142 224
Installations énergétiques de l'Est1109 103
Autres231 25
282 352
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation322 23
Achats de produits de base revendus
Installations énergétiques de l'Ouest(65)(94)
Autres4(2)(2)
(67)(96)
Coûts d'exploitation des centrales et autres(63)(55)
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(10)(11)
BAIIA comparable164 213
Amortissement comparable5(43)(40)
BAII comparable121 173
(1)Ces données comprennent la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2012.
(2)Ces données comprennent les ventes de gaz naturel excédentaire acheté pour la production d'électricité et les ventes de noir de carbone thermique.
(3)Ces données tiennent compte de la quote-part nous revenant du bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, et de Portlands Energy.
(4)Ces données comprennent le coût du gaz naturel excédentaire n'ayant pas été utilisé dans le cadre de l'exploitation.
(5)Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

Volumes de vente et capacité disponible

Ces données comprennent notre quote-part des volumes découlant des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

trimestres clos les 31 mars
(non audité)

2013

2012
Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Électricité produite
Installations énergétiques de l'Ouest670671
Installations énergétiques de l'Est11 3461 143
Achats
CAE de Sundance A et B et de Sheerness21 7072 039
Autres achats-45
3 7233 898
Ventes
Électricité vendue à contrat
Installations énergétiques de l'Ouest1 7072 295
Installations énergétiques de l'Est11 3461 143
Électricité vendue au comptant
Installations énergétiques de l'Ouest670460
3 7233 898
Capacité disponible des centrales3
Installations énergétiques de l'Ouest497 %99 %
Installations énergétiques de l'Est1,596 %93 %
(1)Ces données comprennent la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2012.
(2)Ces données comprennent notre participation de 50% dans les volumes de Sundance B par le truchement d'ASTC Power Partnership. Aucun volume n'a été livré aux termes de la CAE de Sundance A en 2012 ni en 2013.
(3)La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(4)Ces données excluent les installations qui fournissent de l'électricité à TransCanada aux termes de CAE.
(5)La centrale de Bécancour a été exclue du calcul de la capacité disponible du fait que sa production d'électricité est interrompue depuis 2008.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest s'est établi à 79 millions de dollars au premier trimestre de 2013, soit 52 millions de dollars de moins qu'au premier trimestre de 2012. De plus, les produits d'exploitation ont diminué de 82 millions de dollars au trimestre à l'étude pour s'établir à 142 millions de dollars. Ces baisses s'expliquent principalement par :

  • la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A;
  • le recul des prix réalisés pour l'électricité;
  • la réduction des volumes d'électricité achetés aux termes de CAE pendant les périodes de faiblesse des prix au comptant.

Au premier trimestre de 2012, nous avons constaté les produits et les coûts liés à la CAE de Sundance A en présumant que les arrêts d'exploitation des groupes électrogènes 1 et 2 étaient des interruptions de l'approvisionnement conformément aux termes de la CAE. En juillet 2012, nous avons été informés de la décision d'arbitrage relativement à la CAE de Sundance A, qui a déterminé que les groupes électrogènes avaient fait l'objet d'un cas de force majeure au premier trimestre de 2012. En réponse, nous avons constaté une charge de 30 millions de dollars au deuxième trimestre de 2012, montant équivalent au bénéfice avant les impôts que nous avions constaté au premier trimestre de 2012. Puisque l'installation continue de faire l'objet d'un cas de force majeure, nous ne constaterons aucuns autres produits ni aucuns autres coûts d'ici à ce que ces groupes électrogènes soient remis en service. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Énergie - Faits marquants » du rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel 2012 pour un complément d'information sur la décision d'arbitrage pour la CAE de Sundance A.

Les prix moyens sur le marché au comptant de l'électricité en Alberta ont été de 64 $ le MWh au trimestre à l'étude, comparativement à 60 $ le MWh au premier trimestre de 2012. Cette hausse provient surtout des prix forts sur le marché au comptant en mars en raison des arrêts d'exploitation et de la demande accrue. Le prix réalisé moyen pour l'électricité des installations énergétiques de l'Ouest au trimestre à l'étude à été inférieur à celui du premier trimestre de 2012, et cette baisse tient principalement aux activités contractuelles. Les volumes achetés ont été moins élevés qu'ils ne l'avaient été au premier trimestre de 2012, surtout en raison de la baisse du taux d'utilisation aux termes des CAE de Sheerness et de Sundance B et du nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation à cette dernière installation.

Les achats de produits de base revendus des installations énergétiques de l'Ouest ont atteint 65 millions de dollars au trimestre à l'étude, une baisse de 29 millions de dollars comparativement au premier trimestre de 2012 en raison de la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A et du recul des volumes d'électricité achetés pendant les périodes de faiblesse des prix au comptant.

Pour les installations énergétiques de l'Est, le BAIIA comparable, à 95 millions de dollars, a été de 2 millions de dollars supérieur à celui du premier trimestre de 2012 grâce à la mise en service de la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne en novembre 2012, cette hausse étant contrée en partie par le recul des produits contractuels de la centrale de Bécancour.

Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz naturel utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 63 millions de dollars au trimestre à l'étude; la hausse de 8 millions de dollars comparativement au premier trimestre de 2012 est principalement attribuable à la progression des prix du gaz naturel destiné à la combustion en 2013.

Environ 72 % des volumes des ventes des installations énergétiques de l'Ouest étaient visés par des contrats au premier trimestre de 2013, comparativement à 83 % au premier trimestre de 2012. Pour réduire le risque d'exposition aux prix du marché au comptant en Alberta, les installations énergétiques de l'Ouest ont conclu des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour environ 5 300 GWh pour le reste de 2013 et environ 5 200 GWh en 2014.

BRUCE POWER

Quote-part nous revenant

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars, sauf indication contraire)

2013

2012
Bénéfice tiré (perte découlant) des participations comptabilisées à la valeur de consolidation1
Bruce A36 (33)
Bruce B(5)20
31 (13)
Comprend ce qui suit :
Produits287 162
Charges d'exploitation(173)(135)
Amortissement et autres(83)(40)
31 (13)
Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales2
Bruce A366 % 48 %
Bruce B78 % 86 %
Capacité cumulée de Bruce Power72 % 62 %
Jours d'arrêt d'exploitation prévus
Bruce A90 91
Bruce B70 46
Jours d'arrêt d'exploitation imprévus
Bruce A8 -
Bruce B9 4
Volumes des ventes (en GWh)1
Bruce A32 097 747
Bruce B1 735 1 909
3 832 2 656
Prix de vente réalisés par MWh
Bruce A68 $ 66 $
Bruce B453 $ 54 $
Prix cumulés pour Bruce Power59 $ 57 $
(1)Ces données tiennent compte de notre participation de 48,9% dans Bruce A et de 31,6% dans Bruce B.
(2)La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(3)La capacité disponible des centrales et les volumes des ventes pour 2013 comprennent l'incidence supplémentaire des réacteurs 1 et 2 qui ont été remis en service en octobre 2012.
(4)Ces données comprennent les produits reçus conformément au mécanisme de prix plancher et aux règlements de contrat, de même que les volumes et les produits associés à la production réputée.

Comparativement au premier trimestre de 2012, le bénéfice tiré de notre participation dans Bruce A s'est relevé de 69 millions de dollars. Cette hausse provient :

  • du résultat supplémentaire attribuable aux réacteurs 1 et 2, remis en service en octobre 2012;
  • de la constatation d'un règlement d'assurance d'environ 40 millions de dollars lié à la panne du générateur électrique du réacteur 2 en mai 2012 et l'incidence de cette dernière sur Bruce A en 2012 et 2013.
  • le résultat supérieur du réacteur 3 compte tenu de l'arrêt d'exploitation prévu de West Shift Plus au premier trimestre de 2012.

Ces hausses ont été annulées en partie par l'incidence de l'arrêt d'exploitation prévu du réacteur 4 en août 2012 et qui s'est prolongé jusqu'au 13 avril 2013.

La capacité disponible des réacteurs 1 et 2 s'est accrue au premier trimestre de 2013, se situant en moyenne aux alentours de 85 %. Ces réacteurs peuvent désormais fonctionner à pleine capacité. Cependant, puisque les réacteurs n'ont pas fonctionné pendant une période prolongée, il est possible qu'ils affichent un taux légèrement plus élevé d'indisponibilité fortuite et une capacité réduite en 2013.

La perte attribuable à notre participation dans Bruce B a été de 5 millions de dollars au trimestre à l'étude, alors que nous avions tiré un bénéfice de notre participation de 20 millions de dollars au premier trimestre de 2012. Ce recul s'explique surtout par la baisse des volumes et la hausse des frais d'exploitation puisqu'il y a eu davantage de jours d'arrêt d'exploitation prévus.

Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (« OEO »), toute la production de Bruce A est vendue à un prix fixe par MWh. Ce prix est ajusté le 1er avril de chaque année en fonction de l'inflation et les coûts de combustible sont récupérés auprès de l'OEO.

Prix fixe de Bruce Apar MWh
Du 1er avril 2013 au 31 mars 201469,19 $
Du 1er avril 2012 au 31 mars 201368,23 $
Du 1er avril 2011 au 31 mars 201266,33 $

Aux termes du même contrat, toute la production de Bruce B fait l'objet d'un prix plancher ajusté annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation.

Prix plancher de Bruce Bpar MWh
Du 1er avril 2013 au 31 mars 201452,34 $
Du 1er avril 2012 au 31 mars 201351,62 $
Du 1er avril 2011 au 31 mars 201250,18 $

Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Nous prévoyons actuellement que les prix sur le marché au comptant en 2013 seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants inscrits dans les produits pour le premier trimestre de 2013 ne devrait être remboursé.

Bruce B conclut également des contrats de vente à prix fixe aux termes desquels la centrale reçoit ou paie l'écart entre le prix contractuel et le prix du marché au comptant.

La capacité disponible globale des centrales en 2013 devrait se situer aux alentours de 85 % pour Bruce A et à un peu moins de 90 % pour Bruce B. Les arrêts d'exploitation pour entretien préventif pour deux des réacteurs de Bruce B et un des réacteurs de Bruce A devraient se terminer au deuxième trimestre de 2013.

INSTALLATIONS ÉNERGÉTIQUES AUX ÉTATS-UNIS

Le BAIIA comparable et le BAII comparable sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars US)

2013

2012
Produits
Installations énergétiques1433 195
Capacité47 40
Autres229 19
509 254
Achats de produits de base revendus(306)(117)
Coûts d'exploitation des centrales et autres2(126)(91)
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(10)(10)
BAIIA comparable67 36
Amortissement comparable(28)(30)
BAII comparable39 6
(1)Les gains et les pertes réalisés sur les instruments dérivés utilisés pour l'achat et la vente d'électricité, de gaz naturel et de mazout aux fins de la gestion des actifs des installations énergétiques aux États-Unis sont présentés en tant que montant net dans les produits tirés des installations énergétiques.
(2)Ces données comprennent les produits et les coûts de la centrale de Ravenswood associés à un accord de service avec un tiers, dont le niveau d'activité a augmenté en 2013.

Volumes de vente et capacité disponible

trimestres clos les 31 mars
(non audité)

2013

2012
Volumes des ventes physiques (en GWh)
Offre
Électricité produite1 0511 154
Électricité achetée2 4791 570
3 5302 724
Capacité disponible des centrales179 %80 %
(1)La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis s'est établi à 67 millions de dollars US au trimestre à l'étude, soit 31 millions de dollars US de plus que le montant inscrit au premier trimestre de 2012, un effet net :

  • de la hausse des prix réalisés pour l'électricité;
  • de l'appréciation des prix de capacité réalisés de New York;
  • de la hausse des produits tirés des ventes à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel;
  • de l'accroissement des frais d'exploitation du fait des prix plus forts pour le combustible.

Les prix des produits de base sur les marchés de New York et de la Nouvelle-Angleterre ont affiché une hausse marquée au trimestre à l'étude comparativement au premier trimestre de 2012. Les prix supérieurs sur le marché au comptant de l'électricité au premier trimestre de 2013 s'expliquent par l'incidence cumulée des prix plus élevés pour le gaz naturel, les contraintes liées à la capacité pipelinière et l'accroissement de la demande de gaz naturel.

Les volumes physiques d'électricité vendue au trimestre à l'étude ont dépassé ceux de la même période en 2012 puisque les volumes d'électricité achetée ont progressé dans le contexte des ventes supérieures aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel sur les marchés de la Nouvelle-Angleterre et de PJM.

Les volumes produits ont diminué, principalement en raison de la baisse de production en Nouvelle-Angleterre, contrée en partie par la production supérieure de la centrale de Ravenswood.

À 433 millions de dollars US au trimestre à l'étude, les produits des ventes d'électricité ont été de 238 millions de dollars US supérieurs à ceux du premier trimestre de 2012. Cette hausse s'explique surtout par l'incidence cumulée de l'accroissement des prix réalisés pour l'électricité et de l'augmentation des volumes des ventes aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel.

À 47 millions de dollars US au trimestre à l'étude, les produits tirés de la capacité sont de 7 millions de dollars US plus élevés qu'au premier trimestre de 2012. L'augmentation de 2 % du prix au comptant pour les ventes de capacité dans le secteur J de New York et l'incidence des opérations de couverture se sont traduites par des prix réalisés supérieurs dans la région de New York, contrée en partie par le recul des prix de capacité en Nouvelle-Angleterre.

Les achats des produits de base revendus, à 306 millions de dollars US au trimestre à l'étude, sont de 189 millions de dollars US supérieurs à ceux du premier trimestre de 2012, puisque nous avons acheté de plus grands volumes d'électricité à des prix plus forts pour respecter nos engagements de ventes d'électricité plus importants à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel.

Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 126 millions de dollars US, soit 35 millions de dollars US de plus qu'au premier trimestre de 2012 en raison de la hausse des prix du gaz naturel combustible.

Au 31 mars 2013, les installations énergétiques aux États-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 2 600 GWh d'électricité, ou 41 % de leur production prévue, pour 2013 et pour quelque 2 400 GWh, ou 27 % de leur production prévue, pour 2014. La production prévue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et éoliennes, des prix des produits de base et de la répartition des actifs en découlant. Les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients.

STOCKAGE DE GAZ NATUREL

Le BAIIA comparable et le BAII comparable sont des mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour un complément d'information.

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Installations de stockage en Alberta20 15
Frais généraux et frais d'administration et de soutien(2)(2)
BAIIA comparable18 13
Amortissement comparable(3)(3)
BAII comparable15 10

Le BAIIA comparable s'est établi à 18 millions de dollars au trimestre à l'étude, soit 5 millions de dollars de plus qu'au premier trimestre 2012, et ce, surtout en raison du résultat supérieur de CrossAlta à la suite de l'acquisition de la tranche restante de 40 % de cette participation en décembre 2012. La nature saisonnière des activités de stockage de gaz naturel donne généralement lieu à des produits supérieurs en hiver.

Faits nouveaux

GAZODUCS

Décision de l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada

Le 27 mars 2013, l'ONÉ a fait connaître sa décision sur notre demande visant à modifier la structure d'entreprise et les modalités de service pour le réseau principal au Canada, y compris la tarification pour 2012 et 2013.

L'ONÉ a approuvé plusieurs des changements que nous proposions, notamment les besoins en produits pour le réseau principal au Canada pour 2011 et 2012. Parallèlement, l'ONÉ a convenu que les fortes pressions du marché auxquelles avait été soumis le réseau principal au Canada se sont soldées par une chute du débit. Par conséquent, la hausse des droits à court terme pour le réseau principal au Canada en résultant a nui au caractère concurrentiel du réseau principal au Canada. En réaction, l'ONÉ a adopté une démarche préconisant des droits fixes pluriannuels qui, selon lui, procurera aux expéditeurs plus de certitude et de stabilité en ce qui a trait à la tarification. La décision prévoit des droits fixes jusqu'en 2017 pour le service garanti à long terme (avec la possibilité de rouvrir le dossier dans certaines circonstances), à un niveau que l'ONÉ a jugé concurrentiel. Bien que les droits pour le service garanti à long terme soient fixes, le réseau principal au Canada a le pouvoir discrétionnaire de fixer les prix pour le service interruptible et le service garanti à court terme. L'ONÉ a conclu dans sa décision que ce cadre nous fournira une occasion raisonnable de recouvrer nos coûts sur une période raisonnable. Les variations dans les recouvrements en sous ou en sus des besoins en produits comprenant le remboursement de capital et le rendement du capital investi seront comptabilisées dans des comptes de report qui feront l'objet d'instances futures en 2017 (ou plus tôt dans certaines circonstances). L'ONÉ déterminera alors comment les variations incluses dans les comptes de report seront traitées et la mesure dans laquelle des coûts seront refusés, le cas échéant. Compte tenu des droits fixes pluriannuels et du risque accru lié aux fluctuations des flux de trésorerie, l'ONÉ a majoré le taux de rendement permis pour le porter à 11,50 % en fonction d'un ratio de capitaux propres de 40 %.

La décision modifie de façon importante le cadre réglementaire ayant servi de base à des investissements supérieurs à 10 milliards de dollars dans nos pipelines réglementés au cours des 60 dernières années. Nous avons déterminé que nous demanderons un examen réglementaire et peut-être même un examen juridique et des modifications sur certains aspects de la décision.

Réseau de NGTL

Le réseau de l'Alberta est désormais connu sous le nom de réseau de NGTL pour mieux refléter le service proposé et la croissance soutenue en Colombie-Britannique.

Notre demande au sujet de la souscription d'une capacité de transport sur le réseau principal au Canada et sur celui de Foothills Pipelines a été refusée dans le cadre de la décision de l'ONÉ sur la proposition de restructuration au Canada. Par conséquent, nos livraisons destinées à l'exportation continueront d'être acheminées à Empress, à la frontière entre l'Alberta et la Colombie-Britannique.

Projets d'expansion du réseau de NGTL

Nous poursuivons l'expansion du réseau de NGTL et, depuis le début de 2013, nous avons mis en service de nouvelles installations d'une valeur d'environ 340 millions de dollars. Nous avons soumis à l'approbation de l'ONÉ d'autres nouvelles installations d'une valeur de 300 millions de dollars, que l'ONÉ a approuvées, et leur mise en service est prévue d'ici la fin de 2013. De plus, l'ONÉ a recommandé l'approbation du latéral de Chinchaga, projet d'environ 100 millions de dollars qui devrait entrer en service au début de 2014. Depuis le début de 2013, nous avons présenté des demandes visant de nouvelles installations d'une valeur de 60 millions de dollars et nous prévoyons soumettre des demandes réglementaires pour d'autres projets d'expansion en Colombie-Britannique dont le coût est évalué entre 1,0 milliard de dollars et 1,5 milliard de dollars dans le cadre du projet de transport de gaz de Prince Rupert.

Projet de transport de gaz de Prince Rupert

En février 2013, nous avons signé une entente avec Progress Energy Canada Ltd. pour la conception du projet de transport de gaz de Prince Rupert, et nous nous préparons à entamer le processus d'évaluation environnementale, y compris l'élaboration d'une description du projet qui sera déposée auprès de l'Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique et de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale (« ACEE ») au deuxième trimestre de 2013.

Projet de pipeline Coastal GasLink

Nous nous concentrons actuellement sur la participation des collectivités, des propriétaires fonciers, des gouvernements et des Premières Nations dans le cadre du déroulement du processus réglementaire pour le projet de pipeline Coastal GasLink auprès de l'Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique et de l'ACEE. Nous prévoyons entreprendre, au deuxième trimestre de 2013, un appel de soumissions pour NGTL afin de proposer des services de livraison à destination de Vanderhoof, en Colombie-Britannique, sur le pipeline Coastal GasLink.

Portland

Nous procédons, en avril et mai 2013, à un appel de soumissions exécutoires de 45 jours afin d'évaluer la demande de nouvelles options d'approvisionnement en gaz naturel sur les marchés de la Nouvelle-Angleterre et du Canada Atlantique. Les résultats de cet appel de soumissions pourraient justifier l'accroissement de notre capacité pour la porter de 168 Mpi3/j à entre 300 Mpi3/j et 350 Mpi3/j. Le projet nécessitera l'agrandissement en amont du réseau principal au Canada, et il faudra évaluer les incidences de la décision rendue récemment par l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada dans ce contexte.

Tamazunchale

Divers travaux de construction sont en cours dans le cadre du projet de prolongement de Tamazunchale, qui se déroule dans le respect du calendrier en prévision d'une mise en service au premier trimestre de 2014.

OLÉODUCS

Projet de la côte du golfe

Nous construisons un pipeline d'un diamètre de 36 pouces entre Cushing, en Oklahoma, et la côte américaine du golfe du Mexique, et nous prévoyons commencer à acheminer du pétrole brut à destination de Port Arthur, au Texas, d'ici la fin de 2013. La construction est achevée à 70 % et nous évaluons à 2,3 milliards de dollars US le total des coûts des installations aménagées entre Cushing et Port Arthur.

La construction du latéral de Houston de 76 km (47 milles) qui assurera le transport de pétrole brut jusqu'aux raffineries de Houston devrait s'amorcer vers le milieu de 2013 pour se terminer d'ici le milieu de 2014 à un coût total évalué à environ 300 millions de dollars US.

Le projet de la côte du golfe aura une capacité initiale pouvant atteindre 700 000 barils par jour.

Oléoduc Keystone XL

En janvier 2013, le gouverneur du Nebraska a approuvé le nouveau tracé de rechange proposé après que le Département de la qualité environnementale du Nebraska ait publié son rapport d'évaluation final concluant que la construction et l'exploitation de l'oléoduc Keystone XL ne devraient avoir que des incidences environnementales minimales au Nebraska.

Le 1er mars 2013, le Département d'État des États-Unis a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental pour l'oléoduc Keystone XL. L'énoncé d'impact a réitéré que la construction du pipeline proposé de la frontière canado-américaine, dans le Montana, jusqu'à Steele City, au Nebraska, ne donnerait lieu à aucune incidence environnementale importante. Le Département d'État étudie actuellement les commentaires sur l'énoncé d'impact formulés pendant la période allouée pour les commentaires du public qui a pris fin le 22 avril 2013. Le Département d'État, une fois sa revue terminée, devrait publier un énoncé d'impact environnemental supplémentaire final, puis consulter d'autres organismes gouvernementaux au cours de la période allouée, à concurrence de 90 jours, pour déterminer si le projet sert les meilleurs intérêts du pays avant de prendre une décision au sujet de notre demande de permis présidentiel.

Compte tenu des retards pour l'obtention d'un permis présidentiel pour Keystone XL, nous prévoyons désormais que la mise en service de l'oléoduc aura lieu au cours de la seconde moitié de 2015 et notre expérience de la construction de pipelines nous permet de conclure que les estimations de coûts de 5,3 milliards de dollars US augmenteront en fonction du moment de l'obtention du permis. Au 31 mars 2013, nous avons investi 1,8 milliard de dollars dans ce projet.

Oléoduc Énergie Est

Nous avons annoncé en avril 2013 le lancement d'un appel de soumissions afin d'obtenir des engagements fermes pour le transport de pétrole brut depuis des points de réception dans l'Ouest canadien à destination des marchés de l'Est du Canada. L'appel de soumissions, qui fait suite à l'étape réussie d'expression d'intérêt et à des échanges avec des expéditeurs potentiels, a commencé en avril 2013 et prendra fin en juin 2013.

Le projet d'oléoduc Énergie Est prévoit la conversion pour le transport de pétrole brut d'un tronçon d'environ 3 000 kilomètres de notre réseau principal au Canada ainsi que la construction d'une nouvelle canalisation d'une longueur d'environ 1 400 kilomètres. Sous réserve des résultats de l'appel de soumissions, l'oléoduc aura la capacité de transporter à concurrence de 850 000 barils de pétrole brut par jour, rehaussant ainsi l'accès aux marchés de l'Est du Canada.

Nous avons entrepris le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes ainsi que des travaux sur le terrain dans le cadre de la conception et de la planification initiales. Si l'appel de soumissions donne de bons résultats, nous présenterons une demande d'approbation réglementaire pour la construction et l'exploitation des installations, dont l'entrée en service pourrait avoir lieu vers la fin de 2017.

Projet pipelinier Northern Courier

Fort Hills Energy Limited Partnership n'a pas fait savoir si la décision prise récemment d'annuler le projet d'usine de valorisation de Voyageur avait modifié les plans actuels au sujet de Northern Courier. Nous avons presque terminé les travaux sur le terrain et le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes nécessaires à la présentation de notre demande de permis auprès de l'Office de conservation des ressources énergétiques, que nous prévoyons déposer au deuxième trimestre de 2013.

ÉNERGIE

Énergie solaire en Ontario

Vers la fin de 2011, nous avons convenu avec Canadian Solar Solutions Inc. d'acheter neuf projets d'énergie solaire en Ontario d'une capacité de production totale de 86 MW. Nous nous attendons à réaliser l'acquisition des trois premières centrales, d'une capacité cumulée de 29 MW, vers le milieu de 2013 au coût approximatif total 175 millions de dollars. Nous prévoyons acquérir les six autres projets plus tard en 2013 et en 2014, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises.

Bruce Power

Le réacteur 4 de Bruce Power a été remis en service le 13 avril 2013 après l'exécution du programme de prolongement de la durée d'exploitation amorcé en août 2012. L'investissement devrait permettre au réacteur 4 de demeurer en exploitation au moins jusqu'en 2021.

Le 5 avril 2013, Bruce Power a annoncé la conclusion d'une entente avec l'OEO visant à prolonger le prix plancher pour Bruce B jusqu'à la fin de la présente décennie, ce qui devrait coïncider avec la fin de la durée d'exploitation des réacteurs de Bruce B en 2019 et 2020.

Autres postes de l'état des résultats

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Intérêts débiteurs comparables257 242
Intérêts créditeurs et autres comparables(18)(25)
Impôts sur le bénéfice comparables159 140
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle31 35
trimestres clos les 31 mars (non audité - en millions de dollars)
2013

2012
Intérêts comparables sur la dette à long terme (y compris les intérêts sur les billets subordonnés de rang inférieur)
Libellés en dollars CA122 128
Libellés en dollars US188 186
Change1 -
311 314
Intérêts divers et amortissement1 2
Intérêts capitalisés(55)(74)
Intérêts débiteurs comparables257 242

Au trimestre à l'étude, les intérêts débiteurs comparables ont été de 15 millions de dollars supérieurs à ceux du premier trimestre de 2012 en raison des éléments suivants :

  • la baisse des intérêts capitalisés à la suite de la mise en service des réacteurs de Bruce Power remis à neuf, contrebalancée partiellement par la hausse des intérêts capitalisés relativement au projet de la côte du golfe;
  • le recul des intérêts débiteurs en raison des échéances de titres d'emprunt libellés en dollars canadiens et américains, annulé en partie par les émissions de titres d'emprunt de 750 millions de dollars US en janvier 2013, de 1 milliard de dollars US en août 2012 et de 500 millions de dollars US en mars 2012.

Les intérêts créditeurs et autres comparables au trimestre à l'étude ont été de 7 millions de dollars inférieurs au chiffre du premier trimestre de 2012 en raison des pertes réalisées en 2013, comparativement à des gains réalisés en 2012 sur les instruments dérivés servant à gérer notre exposition nette aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US.

Les impôts sur le bénéfice comparables sont passés de 140 millions de dollars au premier trimestre de 2012 à 159 millions de dollars au trimestre à l'étude. Le résultat avant les impôts supérieur en 2013 comparativement à 2012 et les variations de la proportion du bénéfice généré dans les territoires canadien et étrangers sont à la source de cette augmentation.

Situation financière

Nous nous efforçons de préserver notre solidité et une grande souplesse financières pendant toutes les phases de cycle économique et de recourir à nos flux de trésorerie liés à l'exploitation pour soutenir notre entreprise, verser des dividendes et financer une partie de notre croissance.

Nous avons accès aux marchés financiers pour répondre à nos besoins de financement, gérer notre structure du capital et maintenir nos cotes de crédit.

Nous sommes persuadés que nous avons la capacité de financer notre programme d'investissement en cours au moyen de flux de trésorerie provenant de l'exploitation qui sont prévisibles, de notre accès aux marchés financiers, de nos fonds en caisse et de nos facilités de crédit confirmées qui sont substantielles.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Fonds provenant de l'exploitation1916 871
Augmentation du fonds de roulement d'exploitation(210)(169)
Rentrées nettes provenant de l'exploitation706 702
(1)Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur les fonds provenant de l'exploitation.

Au trimestre à l'étude, les rentrées nettes liées à l'exploitation ont été de 4 millions de dollars supérieures à celles du premier trimestre de 2012, surtout en raison de la hausse des fonds provenant de l'exploitation qui est cohérente avec le relèvement de nos résultats, contrée en partie par les variations du fond de roulement d'exploitation.

Au 31 mars 2013, notre actif à court terme totalisait 2,5 milliards de dollars alors que notre passif à court terme se chiffrait à 5,5 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à un manque au fonds de roulement d'exploitation de 3,0 milliards de dollars, comparativement à 3,1 milliards de dollars à la fin de 2012. Cette insuffisance du fonds de roulement est considérée normale dans le cours de l'exploitation et le financement du fonds de roulement est géré compte tenu de notre capacité de générer des flux de trésorerie et de notre accès continu aux marchés financiers.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Dépenses en immobilisations929464
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation32216

Nos dépenses en immobilisations, au cours du trimestre, étaient surtout axées sur le projet de la côte du golfe et l'expansion du réseau de NGTL.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS DE FINANCEMENT

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars)

2013

2012
Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite des frais d'émission734 492
Remboursements sur la dette à long terme(14)(548)
Billets à payer remboursés(829)(46)
Dividendes et distributions versés(350)(343)
Activités de financement - capitaux propres618 14

En janvier 2013, nous avons émis pour une valeur de 750 millions de dollars US de billets de premier rang échéant le 15 janvier 2016 et portant intérêt à 0,75 %. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable d'une valeur de 4,0 milliards de dollars US déposé en novembre 2011.

En mars 2013, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 24 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 7 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut global de 600 millions de dollars. Les investisseurs auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs fixes de 1,00 $ par action par année, payables trimestriellement. Les investisseurs ont le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 8 à tous les cinquièmes anniversaires à compter du 30 avril 2019. Les porteurs d'actions de série 8 auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable pour un rendement annuel égal à la somme du taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours alors en vigueur et de 2,38 %.

Le produit net de ces deux émissions servira à financer notre programme d'investissement, à des fins générales et au remboursement de la dette à court terme.

DIVIDENDES

Le 25 avril 2013, nous avons déclaré les dividendes trimestriels suivants :

Dividende trimestriel sur les actions ordinaires
0,46 $ par action ordinaire (pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2013)
Payable le 31 juillet 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 28 juin 2013
Dividendes trimestriels sur les actions privilégiées
Série 1 0,2875 $ (pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2013)
Série 3 0,25 $ (pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2013)
Payables le 2 juillet 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 mai 2013
Série 5 0,275 $ (pour la période de trois mois qui sera close le 30 juillet 2013)
Série 7 0,25 $ (pour la période de trois mois qui sera close le 30 juillet 2013)
Payables le 30 juillet 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 28 juin 2013

DONNÉES SUR LES ACTIONS

au 22 avril 2013
Actions ordinairesÉmises et en circulation
707 millions
Actions privilégiéesÉmises et en circulation Pouvant être converties en
Série 122 millions 22 millions d'actions privilégiées de série 2
Série 314 millions 14 millions d'actions privilégiées de série 4
Série 514 millions 14 millions d'actions privilégiées de série 6
Série 724 millions 24 millions d'actions privilégiées de série 8
Options permettant d'acheter des actions ordinairesEn circulation Pouvant être exercées
8 millions 5 millions

FACILITÉS DE CRÉDIT

Nous avons recours à des facilités de crédit renouvelables confirmées pour appuyer nos programmes de papier commercial, ainsi qu'à des facilités de crédit à vue supplémentaires, à d'autres fins générales, notamment l'émission de lettres de crédit et l'accès à des liquidités supplémentaires.

Au 31 mars 2013, nous disposions de facilités de crédit non garanties de 5 milliards de dollars, notamment les suivantes.


Montant
Capacité
inutilisée

Filiale

Objet

Échéance
2,0 milliards de dollars 2,0 milliards de dollars TransCanada PipeLines Limited (« TCPL ») Facilité de crédit confirmée renouvelable et prorogeable pour appuyer le programme de papier commercial de TCPL octobre 2017
1,0 milliard de dollars US 1,0 milliard de dollars US TransCanada PipeLine USA Ltd. (« TCPL USA ») Facilité de crédit renouvelable et prorogeable confirmée qui appuie un programme de papier commercial en dollars US de TCPL USA aux États-Unis octobre 2013
1,0 milliard de dollars US 1,0 milliard de dollars US TransCanada Keystone Pipeline, LP Facilité de crédit confirmée renouvelable et prorogeable qui appuie un programme de papier commercial en dollars US au Canada visant à financer une partie de Keystone novembre 2013
0,9 milliard de dollars, 0,1 milliard de dollars US 360 millions de dollars TCPL, TCPL USA Lignes à vue permettant l'émission de lettres de crédit et donnant accès à des liquidités supplémentaires; au 31 mars 2013, nous avions prélevé 640 millions de dollars en lettres de crédit aux termes de ces lignes À vue

Il y a lieu de se reporter à la section sur les risques et les instruments financiers pour un complément d'information sur le risque d'illiquidité, le risque de marché et les autres risques divers.

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Exception faite d'une baisse de 560 millions de dollars au titre de nos dépenses en immobilisations et de 190 millions de dollars au titre des autres engagements d'achat, il n'y a eu aucun changement important dans nos obligations contractuelles au premier trimestre de 2013 ni pour les paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans notre rapport annuel 2012 pour un complément d'information sur nos obligations contractuelles.

Risques financiers et instruments financiers

Parce que nous sommes exposés au risque d'illiquidité, au risque de crédit lié aux contreparties et au risque de marché, nous avons mis en place des stratégies, des politiques et des limites dans le but d'atténuer leur impact sur le résultat, les flux de trésorerie et, ce faisant, la valeur actionnariale. Elles sont conçues pour faire en sorte que les risques assumés par TransCanada et les risques connexes soient conformes à nos objectifs commerciaux et à notre tolérance aux risques.

Il y a lieu de consulter notre rapport annuel 2012 pour un complément d'information sur les risques auxquels nos activités sont exposées. Outre les risques qui sont décrits dans les présentes, dans sa décision de mars 2013 au sujet de notre proposition de restructuration au Canada, l'ONÉ a déterminé que les principaux risques commerciaux auxquels le réseau principal au Canada est exposé se sont accrus. Le cadre tarifaire découlant de la décision de l'ONÉ entraîne une variabilité supérieure des flux de trésorerie et une plus grande incertitude au sujet du recouvrement ultime du coût du service pour le réseau principal au Canada. Pour le reste, nos risques n'ont pas changé de façon importante depuis le 31 décembre 2012.

RISQUE D'ILLIQUIDITÉ

Pour gérer notre liquidité, nous établissons continuellement des prévisions des flux de trésorerie pour une période de 12 mois afin de nous assurer de disposer de suffisamment de soldes de trésorerie, de flux de trésorerie liés à l'exploitation, de facilités de crédit confirmées et à vue, ainsi que d'un accès aux marchés financiers pour respecter nos engagements au titre de l'exploitation, du financement et des dépenses en immobilisations, tant dans des conditions normales que difficiles.

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

Nous sommes exposés au risque de crédit lié aux contreparties dans les domaines suivants :

  • débiteurs;
  • placements en portefeuille;
  • juste valeur des actifs dérivés;
  • billets, prêts et avances à recevoir.

Nous passons régulièrement en revue les débiteurs et constatons une provision pour créances douteuses au besoin en ayant recours à la méthode du coût réel d'entrée. Au 31 mars 2013, il n'y avait aucune créance irrécouvrable importante et aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur. La concentration du risque de crédit était de 256 millions de dollars au 31 mars 2013 (259 millions de dollars au 31 décembre 2012) relativement à une contrepartie. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.

Nous sommes exposés à d'importants risques de crédit et de rendement liés aux établissements financiers puisque ces derniers offrent des facilités de dépôt au comptant, nous fournissent des lignes de crédit confirmées et des lettres de crédit pour nous aider à gérer le risque lié aux contreparties et favorisent la liquidité sur les marchés des dérivés portant sur les produits de base, les taux de change et les taux d'intérêt.

RISQUE DE CHANGE

Parce qu'une partie du résultat provenant de certains secteurs est générée en dollars US et que nous présentons nos résultats en dollars canadiens, la fluctuation de la devise américaine comparativement à la devise canadienne peut influer sur notre bénéfice net. Compte tenu de l'expansion continue de nos activités aux États-Unis, le risque lié aux fluctuations du dollar US auquel nous sommes exposés s'accroît. Une partie de ce risque est annulée par les intérêts débiteurs libellés en dollars US et par l'utilisation d'instruments dérivés portant sur les taux de change.

Nous utilisons des instruments dérivés portant sur les taux de change pour gérer d'autres opérations de change, notamment l'exposition de certains de nos actifs réglementés aux risques de change. Nous reportons certains des gains et pertes réalisés sur ces instruments dérivés à titre d'actifs et de passifs réglementaires jusqu'à ce que nous les recouvrions auprès des expéditeurs ou les payions à ces derniers aux termes des contrats d'expédition.

TAUX DE CHANGE MOYEN - DOLLAR AMÉRICAIN CONTRE DOLLAR CANADIEN

Premier trimestre de 20131,01
Premier trimestre de 20121,00

L'incidence des fluctuations de valeur du dollar US sur nos activités aux États-Unis est en grande partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US, ainsi qu'en fait état le tableau ci-après. Le BAII comparable est une mesure non conforme aux PCGR.

PRINCIPAUX MONTANTS LIBELLÉS EN DOLLARS US

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars US)

2013

2012
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale200 215
BAII comparable des oléoducs aux États-Unis94 89
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis39 6
Intérêts débiteurs sur la dette à long terme libellée en dollars US(188)(186)
Intérêts capitalisés sur les dépenses en immobilisations en dollars US44 26
Participations sans contrôle et autres aux États-Unis(48)(51)
141 99

INVESTISSEMENT NET DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

Nous avons recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir notre investissement net dans des établissements étrangers après les impôts. Les justes valeurs ainsi que le montant nominal pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :


Actif (passif)
(non audité - en millions de dollars)
31 mars 2013 31 décembre 2012

Juste valeur1
Montant nominal
Juste valeur1
Montant nominal
Swaps de devises en dollars US (échéant de 2013 à 2019)25 3 800 US 82 3 800 US
Contrats de change à terme en dollars US (échéant en 2013)(1)850 US - 250 US
4 4 650 US 82 4 050 US
(1)Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2)Le bénéfice net du premier trimestre de 2013 comprenait des gains réalisés nets de 7 millions de dollars (gains de 7 millions de dollars en 2012) liés à l'intérêt se rapportant aux règlements de swaps de devises.

TITRES D'EMPRUNT LIBELLÉS EN DOLLARS US ET DÉSIGNÉS EN TANT QUE COUVERTURE DE L'INVESTISSEMENT NET

(non audité - en milliards de dollars)31 mars 2013 31 décembre 2012
Valeur comptable12,1 (11,9 US)11,1 (11,2 US)
Juste valeur15,0 (14,7 US)14,3 (14,4 US)

JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS UTILISÉS POUR COUVRIR NOTRE INVESTISSEMENT LIBELLÉ EN DOLLARS US DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

La juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir nos investissements nets au bilan est classée comme suit :

(non audité - en millions de dollars)31 mars 2013 31 décembre 2012
Autres actifs à court terme47 71
Actifs incorporels et autres actifs22 47
Créditeurs et autres10 6
Autres passifs à long terme55 30

SOMMAIRE DES INSTRUMENTS FINANCIERS NON DÉRIVÉS

31 mars 2013 31 décembre 2012
(non audité - en millions de dollars) Valeur comptable1 Juste valeur2 Valeur comptable1 Juste valeur2
Actifs financiers
Trésorerie et équivalents de trésorerie 443 443 551 551
Débiteurs et autres3 1 269 1 322 1 288 1 337
Actifs disponibles à la vente3 49 49 44 44
1 761 1 814 1 883 1 932
Passifs financiers4
Billets à payer 1 474 1 474 2 275 2 275
Créditeurs et autres passifs à long terme5 1 034 1 034 1 535 1 535
Intérêts courus 352 352 368 368
Dette à long terme 19 926 25 081 18 913 24 573
Billets subordonnés de rang inférieur 1 015 1 083 994 1 054
23 801 29 024 24 085 29 805
(1)Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de 350 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012) au titre de la dette à long terme attribuable au risque couvert qui est constaté à la juste valeur. Cette dette, qui est constatée à la juste valeur de façon récurrente, est classée au deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices fondée sur les taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
(2)L'évaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers constatée au coût après amortissement pour laquelle la juste valeur n'est pas égale à la valeur comptable serait incluse dans le deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices en fonction des taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
(3)Au 31 mars 2013, des actifs financiers de 1,0 milliard de dollars (1,1 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les débiteurs, de 70 millions de dollars (40 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres actifs à court terme et de 217 millions de dollars (240 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient compris dans les actifs incorporels et autres actifs.
(4)L'état consolidé condensé des résultats au premier trimestre de 2013 comprenait des pertes de 10 millions de dollars (pertes de 15 millions de dollars en 2012) en raison d'ajustements de la juste valeur liés à des swaps de taux d'intérêt visant 350 millions de dollars US au 31 mars 2013 (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012) de la dette à long terme. Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.
(5)Au 31 mars 2013, des passifs financiers de 1,0 milliard de dollars (1,5 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les créditeurs et de 41 millions de dollars (38 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres passifs à long terme.

SOMMAIRE DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS

Le tableau suivant fait exclusion des couvertures de notre investissement net dans des établissements étrangers.

2013
(non audité - en millions de
dollars, sauf indication contraire)

Électricité
Gaz naturel Change
Intérêts
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction1
Justes valeurs2
Actifs159 $ 85 $ - $ 13 $
Passifs(206)$ (93)$ (8)$ (13)$
Valeurs nominales
Volumes3
Ventes36 445 71 - -
Achats34 536 102 - -
En dollars canadiens- - - 620
En dollars US- - 1 396 US 200 US
(Pertes) gains net(te)s non réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20134(8)$ 9 $ (6)$ - $
Pertes nettes réalisées du trimestre clos le 31 mars 20134(7)$ (2)$ (1)$ - $
Dates d'échéance2013-2017 2013-2016 2013-2014 2013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture5,6
Justes valeurs2
Actifs70 $ - $ - $ 10 $
Passifs(73)$ (1)$ (36)$ - $
Valeurs nominales
Volumes3
Ventes6 358 - - -
Achats14 400 1 - -
En dollars US- - 23 US 350 US
Swaps de devises- - 136/100 US -
Gains nets réalisés du trimestre clos le 31 mars 2013473 $ - $ - $ 2 $
Dates d'échéance2013-2018 2013 2013-2014 2013-2015
(1)Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par nos stratégies, politiques et limites de gestion des risques. Ils comprennent les dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel nous sommes exposés.
(2)Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3)Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(4)Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5)Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 10 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2013, à 2 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, nous n'avons constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6)Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

Le tableau suivant fait exclusion des couvertures de notre investissement net dans des établissements étrangers.

2012
(non audité - en millions de dollars, sauf indication contraire)

Électricité
Gaz naturel Change
Intérêts
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction1
Justes valeurs2,3
Actifs139 $ 88 $ 1 $ 14 $
Passifs(176)$ (104)$ (2)$ (14)$
Valeurs nominales3
Volumes4
Ventes31 066 65 - -
Achats31 135 83 - -
En dollars canadiens- - - 620
En dollars US- - 1 408 US 200 US
(Pertes) gains net(te)s non réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20125(7)$ (14)$ 6 $ - $
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 2012515 $ (10)$ 9 $ - $
Dates d'échéance2013 -2017 2013-2016 2013 2013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture6,7
Justes valeurs2,3
Actifs76 $ - $ - $ 10 $
Passifs(97)$ (2)$ (38)$ - $
Valeurs nominales3
Volumes4
Ventes7 200 - - -
Achats15 184 1 - -
En dollars US- - 12 US 350 US
Swaps de devises- - 136/100 US -
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20125(32)$ (6)$ - $ 1 $
Dates d'échéance2013-2018 2013 2013-2014 2013-2015
(1)Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par nos stratégies, politiques et limites de gestion des risques. Ils comprennent les dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel nous sommes exposés.
(2)Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3)Au 31 décembre 2012.
(4)Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(5)Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(6)Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 10 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2012, à 2 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, nous n'avons constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7)Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

PRÉSENTATION DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS AU BILAN

La juste valeur des instruments dérivés présentés au bilan s'établit comme suit :

(non audité - en millions de dollars)31 mars 2013 31 décembre 2012
À court terme
Autres actifs à court terme248 259
Créditeurs et autres(302)(283)
À long terme
Actifs incorporels et autres actifs158 187
Autres passifs à long terme(193)(186)

INSTRUMENTS DÉRIVÉS VISÉS PAR DES OPÉRATIONS DE COUVERTURE DE FLUX DE TRÉSORERIE

Les composantes des autres éléments du résultat étendu liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :

Couvertures de flux de trésorerie1 trimestres clos les 31 marsÉlectricité Gaz naturel Change Intérêts
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)2013 2012 20132012 20132012 20132012
Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)36 (66) -(10) 2(3) --
Reclassement des gains et des pertes sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)(11)47 -13 -- 46
Gains et pertes sur les instruments dérivés constatés dans les résultats (partie inefficace)(5)(6) -(2) -- --
(1)Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

DISPOSITIONS LIÉES AU RISQUE DE CRÉDIT ÉVENTUEL

Les contrats dérivés comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui pourraient exiger que nous fournissions des garanties si un événement lié au risque de crédit devait se produire (par exemple, si notre cote de crédit était révisée à la baisse à un niveau de catégorie spéculative).

Compte tenu des contrats en place et des prix du marché au 31 mars 2013, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 34 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012), et les garanties fournies dans le cadre normal des affaires étaient de néant (néant au 31 décembre 2012). Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 31 mars 2013, nous aurions été tenus de fournir à nos contreparties des garanties de 34 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.

Nous estimons que nous disposons de suffisamment de liquidités sous forme d'encaisse et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

HIÉRARCHIE DE LA JUSTE VALEUR

Les actifs et passifs qui sont constatés à la juste valeur doivent être classés dans l'une de trois catégories en fonction d'une hiérarchie de la juste valeur.

NiveauManière de déterminer la juste valeur
Premier niveauPrix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels nous avons accès à la date d'évaluation.
Deuxième niveauÉvaluations fondées sur l'extrapolation de données autres que les prix cotés inclus dans le premier niveau, pour lesquelles toutes les données importantes peuvent être observées directement ou indirectement.

Il peut s'agir de taux de change officiels, de taux d'intérêt, de courbes de swaps de taux d'intérêt, de courbes de rendement et de prix indiqués par un fournisseur de services de données externe.

Cette catégorie comprend les actifs et les passifs liés à des instruments dérivés portant sur les taux d'intérêt et les taux de change lorsque la juste valeur a été déterminée selon l'approche bénéfices et les instruments financiers dérivés portant sur les produits de base lorsque la juste valeur a été déterminée selon l'approche marché.
Troisième niveauÉvaluation des actifs et des passifs de façon récurrente selon l'approche marché en fonction de données qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur en général. Cette catégorie comprend les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés, lorsque la liquidité est faible. Les prix de l'électricité à long terme sont déterminés au moyen d'un outil de modélisation d'une tierce partie qui tient compte de certaines caractéristiques physiques d'exploitation des centrales se trouvant dans les marchés où nous exerçons nos activités.

Le modèle utilise des données fondamentales du marché, telles que le prix du combustible, les ajouts et les retraits d'approvisionnements en électricité, la demande d'électricité, les conditions hydrologiques saisonnières et les contraintes liées au transport. Les prix du gaz naturel à long terme en Amérique du Nord sont fonction de perspectives relatives à l'offre et à la demande futures, ainsi que des coûts d'exploration et de mise en valeur. Toute baisse importante des prix du combustible ou de la demande d'électricité ou de gaz naturel ou toute hausse de l'offre d'électricité ou de gaz naturel devrait ou pourrait donner lieu à une évaluation inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisième niveau.

La juste valeur de nos actifs et de nos passifs déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme, est classée comme suit :

Prix cotés sur des marchés actifs
(premier niveau)
1
Autres données
importantes observables
(deuxième niveau)
Données importantes
non observables
(troisième niveau)
Total
(non audité - en millions de dollars,
avant les impôts)
31 mars
2013
31 déc. 2012 31 mars
2013
31 déc.
2012
31 mars
2013
31 déc.
2012
31 mars
2013
31 déc.
2012
Actifs liés aux instruments dérivés :
Contrats sur produits de base pour l'électricité- - 224 213 5 2 229 215
Contrats sur produits de base pour le gaz naturel77 75 8 13 - - 85 88
Contrats de change- - 69 119 - - 69 119
Contrats sur taux d'intérêt- - 23 24 - - 23 24
Passifs liés aux instruments dérivés :
Contrats sur produits de base pour l'électricité- - (275)(269)(4)(4) (279)(273)
Contrats sur produits de base pour le gaz naturel(79)(95) (15)(11)- - (94)(106)
Contrats de change- - (109)(76)- - (109)(76)
Contrats sur taux d'intérêt- - (13)(14)- - (13)(14)
Instruments financiers non dérivés :
Actifs disponibles à la vente49 44 - - - - 49 44
47 24 (88)(1)1 (2) (40)21

Le tableau qui suit présente la variation nette dans la catégorie de la juste valeur du troisième niveau.

trimestres clos les 31 marsInstruments dérivés1
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)2013 2012
Solde au 1er janvier(2)(15)
Total des gains comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu3 4
Solde au 31 mars1 (11)
(1)Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, les gains ou les pertes non réalisés inclus dans le bénéfice net attribuable à des instruments dérivés de troisième niveau étant toujours détenus à la date du bilan étaient de néant (néant en 2012).

Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu respectivement à une baisse ou à une hausse de 3 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 31 mars 2013.

Autres renseignements

CONTRÔLES ET PROCÉDURES

Au 31 mars 2013, la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, a évalué l'efficacité de nos contrôles et procédures de communication de l'information, tel qu'il est exigé par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC, et elle a conclu que nos contrôles et procédures de communication de l'information étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable.

Au premier trimestre de 2013, il ne s'est produit aucun changement dans notre contrôle interne à l'égard de l'information financière qui a eu ou qui est susceptible d'avoir une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière.

La direction est en voie de mettre en application un système de planification des ressources de l'entreprise (« PRE ») qui influera probablement sur certains procédés à l'appui des contrôles internes à l'égard de l'information financière au cours des prochains trimestres de 2013. La période d'implantation progressive devrait débuter le 1er juillet 2013.

CONVENTIONS ET ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES ET MODIFICATIONS COMPTABLES

Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR des États-Unis, nous devons faire des estimations et établir des hypothèses qui influent sur le montant des actifs, des passifs, des produits et des charges comptabilisés et sur le moment de leur comptabilisation, parce que ces postes peuvent dépendre d'événements futurs. Nous avons recours à l'information la plus récente et nous faisons preuve du meilleur jugement possible pour établir ces estimations et hypothèses. Nous évaluons aussi régulièrement les actifs et les passifs en tant que tels.

Nos principales conventions comptables et estimations comptables critiques demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2012. Notre rapport annuel 2012 renferme une synthèse de nos principales conventions comptables et estimations comptables critiques.

Modifications de conventions comptables pour 2013

Compensation dans le bilan

Le 1er janvier 2013, nous avons adopté l'Accounting Standards Update (« ASU ») sur la présentation d'informations au sujet de la compensation d'actifs et de passifs publiée par le Financial Accounting Standards Board (« FASB ») pour permettre la compréhension des incidences des accords de compensation sur notre situation financière. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet de certains instruments dérivés qui font l'objet d'une compensation conformément aux PCGR des États-Unis en vigueur ou qui sont visés par un accord de compensation cadre ou une entente semblable.

Cumul des autres éléments du résultat étendu

Le 1er janvier 2013, nous avons adopté l'ASU sur la déclaration des montants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu publiée par le FASB. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des montants importants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu et reclassés dans le bénéfice net.

Modifications comptables futures

Obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire

En février 2013, le FASB a publié une recommandation concernant la constatation, l'évaluation et la présentation des obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire pour lesquels le montant total de l'obligation est déterminé à la date du bilan. Les conventions d'emprunt, les obligations contractuelles diverses ainsi que les litiges réglés et les décisions judiciaires sont des exemples de ces obligations. L'ASU s'applique rétrospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. Nous évaluons l'incidence de l'adoption de l'ASU sur nos états financiers consolidés, mais nous ne nous attendons pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

Opérations en devises - écarts de conversion cumulés

En mars 2013, le FASB a publié des recommandations modifiées au sujet de l'affectation des écarts de conversion cumulés au bénéfice net lorsqu'une société mère vend en tout ou en partie sa participation dans une entité étrangère ou cesse de détenir une participation financière donnant le contrôle dans une filiale ou un groupe d'actifs représentant une entreprise. L'ASU s'applique prospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. L'adoption par anticipation est permise au début de l'exercice d'une entité. Nous évaluons l'incidence de l'adoption de l'ASU sur nos états financiers, mais nous ne nous attendons pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

RÉSULTATS TRIMESTRIELS

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES TRIMESTRIELLES CONSOLIDÉES

(en millions de dollars, sauf les montants par action)

2013 2012 2011
(non audité) T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3 T2
Produits 2 252 2 089 2 126 1 847 1 945 2 015 2 043 1 851
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 446 306 369 272 352 376 386 353
Données sur les actions
Bénéfice net par action ordinaire - de base et dilué
0,63 $
0,43 $ 0,52 $ 0,39 $ 0,50 $ 0,53 $ 0,55 $ 0,50 $
Dividendes déclarés par action ordinaire 0,46 $ 0,44 $ 0,44 $ 0,44 $ 0,44 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,42 $

FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION TRIMESTRIELLE PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

Les produits et le bénéfice net fluctuent parfois d'un trimestre à l'autre. Les causes de ces fluctuations varient entre les secteurs d'activité.

Dans le secteur des gazoducs, les produits et le bénéfice net trimestriels sont d'ordinaire relativement stables au cours d'un même exercice. À long terme, ils fluctuent toutefois en raison :

  • des décisions rendues par les organismes de réglementation;
  • des règlements négociés avec les expéditeurs;
  • des fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux États-Unis;
  • des acquisitions et des désinvestissements;
  • des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
  • de la mise en service des actifs nouvellement construits.

Dans le secteur des oléoducs, les produits et le bénéfice net annuels sont fonction des contrats de transport de pétrole brut et des services de transport sur le marché au comptant ne faisant pas l'objet de contrats. Les produits et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice.

Dans le secteur de l'énergie, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :

  • des conditions météorologiques;
  • de la demande des clients;
  • des prix du marché;
  • des paiements de capacité et des prix de la capacité;
  • des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif;
  • des acquisitions et des désinvestissements;
  • de certains ajustements de la juste valeur;
  • des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
  • de la mise en service des actifs nouvellement construits.

FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION FINANCIÈRE PAR TRIMESTRE

Premier trimestre de 2013

  • Le BAII comprenait un bénéfice avant les impôts de 42 millions de dollars (84 millions de dollars après les impôts) attribuable à la proposition de restructuration au Canada et visant des pertes non réalisées nettes de 10 millions de dollars avant les impôts (8 millions de dollars après les impôts) en 2012 découlant de certaines activités de gestion des risques.

Quatrième trimestre de 2012

  • Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 17 millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Troisième trimestre de 2012

  • Le BAII incluait des gains non réalisés nets de 31 millions de dollars avant les impôts (20 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Deuxième trimestre de 2012

  • Le BAII incluait une charge de 50 millions de dollars avant les impôts (37 millions de dollars après les impôts) suivant la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A ainsi que des pertes non réalisées nettes de 14 millions de dollars avant les impôts (13 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Premier trimestre de 2012

  • Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 22 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Quatrième trimestre de 2011

  • Le BAII incluait des gains non réalisés nets de 13 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Troisième trimestre de 2011

  • Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 43 millions de dollars avant les impôts (30 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Deuxième trimestre de 2011

  • Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 3 millions de dollars avant les impôts (2 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

État consolidé condensé des résultats

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)2013 2012
Produits
Gazoducs1 157 1085
Oléoducs271 259
Énergie824 601
2 252 1945
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation93 60
Charges d'exploitation et autres charges
Coûts d'exploitation des centrales et autres641 592
Achats de produits de base revendus376 213
Impôts fonciers109 115
Amortissement367 344
1 493 1264
Charges financières (produits financiers)
Intérêts débiteurs258 242
Intérêts créditeurs et autres(13)(31)
245 211
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice607 530
Charge d'impôts
Exigibles79 56
Reportés36 73
115 129
Bénéfice net492 401
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle31 35
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle461 366
Dividendes sur les actions privilégiées15 14
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires446 352
Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué0,63 $ 0,50 $
Dividendes déclarés par action ordinaire0,46 $ 0,44 $
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires (en millions)
De base706 704
Dilué707 705

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État consolidé condensé du résultat étendu

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens)2013 2012
Bénéfice net492 401
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts sur le bénéfice
Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers111
(107
)
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissements net(49)38
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie21 (45)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie(4)
45
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite6

10
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation(1)5
Autres éléments du résultat étendu (note 7)84 (54)
Résultat étendu576 347
Résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle51 18
Résultat étendu attribuable aux participations assurant le contrôle525 329
Dividendes sur les actions privilégiées15 14
Résultat étendu attribuable aux actionnaires ordinaires510 315

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État consolidé condensé des flux de trésorerie

trimestres clos les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens)2013 2012
Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Bénéfice net492 401
Amortissement367 344
Impôts reportés36 73
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation(93)(60)
Bénéfices répartis provenant des participations comptabilisées à la valeur de consolidation84 83
Capitalisation des avantages postérieurs au départ à la retraite inférieure à la charge15 7
Autres15 23
Augmentation du fonds de roulement d'exploitation(210)(169)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation706 702
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations(929)(464)
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation(32)(216)
Montants reportés et autres(20)(37)
Sorties nettes liées aux activités d'investissement(981)(717)
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires et privilégiées(315)(310)
Distributions versées aux participations sans contrôle(35)(33)
Billets à payer remboursés, montant net(829)(46)
Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite des frais d'émission734 492
Remboursements sur la dette à long terme(14)(548)
Actions ordinaires émises, déduction faite des frais d'émission32 14
Actions privilégiées émises, déduction faite des frais d'émission586 -
Rentrées (sorties) nettes liées aux activités de financement159 (431)
Incidence des variations du taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie8
(12
)
Diminution de la trésorerie et des équivalents de trésorerie(108)(458)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Au début de la période551 654
Trésorerie et équivalents de trésorerie
À la fin de la période443 196

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Bilan consolidé condensé

31 mars 31 décembre
(non audité - en millions de dollars canadiens)2013 2012
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie443 551
Débiteurs1 031 1 052
Stocks231 224
Autres746 997
2 451 2 824
Immobilisations corporelles, déduction faite de l'amortissement cumulé de respectivement 16 908 $ et 16 540 $
34 356
33 713
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation5 396 5 366
Écart d'acquisition3 530 3 458
Actifs réglementaires1 915 1 629
Actifs incorporels et autres actifs1 386 1 343
49 034 48 333
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer1 474 2 275
Créditeurs et autres1 971 2 344
Intérêts courus352 368
Tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an1 660 894
5 457 5 881
Passifs réglementaires275 268
Autres passifs à long terme859 882
Passifs d'impôts reportés4 001 3 953
Dette à long terme18 266 18 019
Billets subordonnés de rang inférieur1 015 994
29 873 29 997
CAPITAUX PROPRES
Actions ordinaires sans valeur nominale12 106 12 069
Émises et en circulation : Au 31 mars 2013 : 706 millions d'actions
Au 31 décembre 2012 : 705 millions d'actions
Actions privilégiées1 810 1 224
Surplus d'apport376 379
Bénéfices non répartis4 809 4 687
Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 7)(1 384)(1 448)
Participations assurant le contrôle17 717 16 911
Participations sans contrôle1 444 1 425
19 161 18 336
49 034 48 333
Éventualités et garanties (note 10)

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État consolidé condensé des capitaux propres

Trimestres clos
les 31 mars
(non audité - en millions de dollars canadiens)2013 2012
Actions ordinaires
Solde au début de la période12 069 12 011
Émission d'actions à l'exercice d'options sur actions37 15
Solde à la fin de la période12 106 12 026
Actions privilégiées
Solde au début de la période1 224 1 224
Émission d'actions, déduction faite des frais d'émission586 -
Solde à la fin de la période1 810 1 224
Surplus d'apport
Solde au début de la période379 380
Émission d'options sur actions, déduction faite des options exercées(3)(1)
Solde à la fin de la période376 379
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période4 687 4 628
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle461 366
Dividendes sur les actions ordinaires(324)(310)
Dividendes sur les actions privilégiées(15)(14)
Solde à la fin de la période4 809 4 670
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période(1 448)(1 449)
Autres éléments du résultat étendu64 (37)
Solde à la fin de la période(1 384)(1 486)
Capitaux propres attribuables aux participations assurant le contrôle17 717 16 813
Capitaux propres attribuables aux participations sans contrôle
Solde au début de la période1 425 1 465
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
TC Pipeline, LP19 26
Dividendes sur les actions privilégiées de TCPL6 6
Portland6 3
Autres éléments du résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle20
(17
)
Distributions versées aux participations sans contrôle(35)(33)
Autres3 (3)
Solde à la fin de la période1 444 1 447
Total des capitaux propres19 161 18 260

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Notes afférentes aux états financiers consolidés condensés (non audité)

1. Règles de présentation

Les présents états financiers consolidés condensés de TransCanada Corporation (« TransCanada » ou la « société ») ont été dressés par la direction conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis »). Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont définies dans les états financiers consolidés audités annuels pour l'exercice clos le 31 décembre 2012. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans les présentes ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2012 de TransCanada.

Ces états financiers consolidés condensés tiennent compte de tous les ajustements récurrents habituels, qui, de l'avis de la direction, sont requis pour refléter la situation financière et les résultats d'exploitation des périodes respectives. Les présents états financiers consolidés condensés 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 audités de 2012 compris dans le rapport annuel 2012 de TransCanada. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour en permettre le rapprochement avec ceux de la période considérée.

Les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur des gazoducs de la société en raison du moment des décisions de réglementation et des fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux États-Unis. De plus, les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur de l'énergie de la société en raison de l'incidence des conditions météorologiques saisonnières sur la demande des consommateurs, les prix des marchés pour certaines des participations de la société dans des centrales électriques et des installations de stockage de gaz non réglementées.

RECOURS À DES ESTIMATIONS ET AU JUGEMENT

Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et à des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés condensés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société décrites dans les états financiers consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2012, exception faite de ce qui est décrit dans la note 2, Modifications de conventions comptables.

2. Modifications de conventions comptables

MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES POUR 2013

Compensation dans le bilan

Le 1er janvier 2013, la société a adopté l'Accounting Standards Update (« ASU ») sur la présentation d'informations au sujet de la compensation dans le bilan d'actifs et de passifs publiée par le Financial Accounting Standards Board (« FASB ») pour permettre la compréhension des incidences des accords de compensation sur la situation financière de la société. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet de certains instruments dérivés qui font l'objet d'une compensation conformément aux PCGR des États-Unis en vigueur ou qui sont visés par un accord de compensation cadre ou une entente semblable.

Cumul des autres éléments du résultat étendu

Le 1er janvier 2013, la société a adopté l'ASU sur la déclaration des montants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu publiée par le FASB. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des montants importants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu et reclassés dans le bénéfice net.

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire

En février 2013, le FASB a publié une recommandation concernant la constatation, l'évaluation et la présentation des obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire pour lesquels le montant total de l'obligation est déterminé à la date du bilan. Des exemples d'obligations visées par la portée de l'ASU en question comprennent les conventions d'emprunts, les obligations contractuelles diverses ainsi que les litiges réglés et les décisions judiciaires. L'ASU s'applique rétrospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. La société évalue actuellement l'incidence de l'adoption de l'ASU sur ses états financiers consolidés, mais elle ne s'attend pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

Opérations en devises - écarts de conversion cumulés

En mars 2013, le FASB a publié des recommandations modifiées au sujet de l'affectation des écarts de conversion cumulés au bénéfice net lorsqu'une société mère vend en tout ou en partie sa participation dans une entité étrangère ou cesse de détenir une participation financière donnant le contrôle dans une filiale ou un groupe d'actifs représentant une entreprise. L'ASU s'applique prospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. L'adoption par anticipation est permise au début de l'exercice d'une entité. La société évalue actuellement l'incidence de l'ASU sur ses états financiers consolidés, mais elle ne s'attend pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

3. Informations sectorielles

trimestres clos les 31 marsGazoducs Oléoducs Énergie Siège social Total
(non audité - en millions de
dollars canadiens)2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012
Produits1 157 1 085 271 259 824 601 - - 2 252 1 945
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation40 46 - - 53 14 - - 93 60
Coûts d'exploitation des centrales et autres
(318
)
(327
)
(79
)
(69
)
(210
)
(167
)(34)(29)(641)(592)
Achats de produits de base revendus- - - - (376)(213)- - (376)(213)
Impôts fonciers(78)(79)(13)(17)(18)(19)- (109)(115)
Amortissement(253)(232)(37)(36)(74)(73)(3)(3)(367)(344)
548 493 142 137 199 143 (37)(32)852 741
Intérêts débiteurs (258)(242)
Intérêts créditeurs et autres 13 31
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice 607 530
Charge d'impôts (115)(129)
Bénéfice net 492 401
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle (31)(35)
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle 461 366
Dividendes sur les actions privilégiées (15)(14)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 446 352
TOTAL DE L'ACTIF
(non audité - en millions de dollars canadiens)31 mars 201331 décembre 2012
Gazoducs23 78523 210
Oléoducs10 78610 485
Énergie13 17313 157
Siège social1 2901 481
49 03448 333

4. Impôts sur le bénéfice

Au 31 mars 2013, l'avantage fiscal non constaté total de positions fiscales incertaines était d'environ 50 millions de dollars (49 millions de dollars au 31 décembre 2012). TransCanada impute aux charges d'impôts l'intérêt et les pénalités liés aux incertitudes en matière de fiscalité. Les charges fiscales nettes du trimestre clos le 31 mars 2013 comprennent 1 million de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités (1 million de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 31 mars 2012). Au 31 mars 2013, la société avait constaté 6 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités (5 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 31 décembre 2012).

Les taux d'intérêt effectifs pour les trimestres clos les 31 mars 2013 et 2012 étaient de respectivement 19 % et 24 %. Le taux d'intérêt effectif inférieur en 2013 découle de l'incidence de la décision de l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada.

TransCanada prévoit que la mise en vigueur de certaines lois fiscales fédérales canadiennes aura lieu au cours des 12 prochains mois, ce qui devrait donner lieu à un ajustement favorable des impôts sur le bénéfice d'environ 25 millions de dollars. D'autre part, sous réserve des résultats des travaux de vérification par les autorités fiscales et d'autres modifications législatives, TransCanada ne prévoit pas, au cours des 12 prochains mois, apporter d'autres ajustements aux économies d'impôts non comptabilisées qui auraient une incidence importante sur ses états financiers.

5. Dette à long terme

Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, la société a capitalisé des intérêts de 55 millions de dollars (74 millions de dollars au 31 mars 2012) relativement aux projets d'investissement.

En janvier 2013, TransCanada PipeLines Limited a émis des billets de premier rang échéant en 2016 et comportant un taux d'intérêt de 0,75 % pour une valeur de 750 millions de dollars US.

6. Capital-actions

ÉMISSION D'ACTIONS PRIVILÉGIÉES

En mars 2013, aux termes de son prospectus préalable de base déposé en novembre 2011, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 24 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif, de série 7. Les actions privilégiées de série 7 ont été émises à 25 $ l'action, pour un produit brut de 600 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées de série 7 ont le droit de recevoir des dividendes cumulatifs fixes de 1,00 $ par action par année, payables trimestriellement, pour la période initiale se terminant le 30 avril 2019, le premier versement de dividendes étant prévu pour le 30 avril 2013. Le taux de dividende sera ajusté le 30 avril 2019 et tous les cinq ans par la suite à un taux de rendement annuel égal à la somme du taux des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur et de 2,38 %. Les actions privilégiées sont rachetables par TransCanada le ou après le 30 avril 2019 et le 30 avril tous les cinq ans par la suite au prix de 25 $ par action majoré des dividendes courus et impayés. Le produit net de cette émission devrait servir à financer en partie des projets d'investissement, à d'autres fins générales de la société et au remboursement d'emprunts à court terme.

Les porteurs d'actions privilégiées de série 7 auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 8 le 30 avril 2019 et le 30 avril tous les cinq ans par la suite. Les porteurs des actions privilégiées de série 8 auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable pour un taux de rendement annuel égal à la somme du taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours alors en vigueur et de 2,38 %.

7. Autres éléments du résultat étendu et cumul des autres éléments du résultat étendu

Les autres éléments du résultat étendu, y compris les participations sans contrôle et les incidences fiscales connexes s'établissent comme suit :


trimestre clos le 31 mars 2013
(non audité - en millions de dollars canadiens)
Montant
avant les
impôts
(Charge)
recouvrement
d'impôts
Montant
après les
impôts
Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers
77

34

111
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net(66)17 (49)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie38 (17)21
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes surles couvertures de flux de trésorerie
(7
)
3

(4
)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite

10


(4
)

6
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation
(1
)
-

(1
)
Autres éléments du résultat étendu51 33 84

trimestre clos le 31 mars 2012
(non audité - en millions de dollars canadiens)
Montant
avant les
impôts
(Charge)
recouvrement
d'impôts
Montant
après les
impôts
Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers
(85
)
(22
)
(107
)
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net49 (11)38
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie(79)34 (45)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes surles couvertures de flux de trésorerie
66

(21
)
45
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite

6


4


10
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation
6

(1
)
5
Autres éléments du résultat étendu(37)(17)(54)

Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, les variations du cumul des autres éléments du résultat étendu, par composante, s'établissent comme suit :







(non audité - en millions de dollars canadiens)





Écart de
conversion




Couvertures
de flux de
trésorerie
Ajustements
des régimes
de retraite et
d'avantages
postérieurs au
départ à la
retraite






Total1
Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 1er janvier 2013
(707
)
(110
)
(631
)
(1 448
)
Autres éléments du résultat étendu avantre classement2
42

19

1

62
Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu3
-

(4
)
6

2
Autres éléments du résultat étendu de la période considérée, montant net
42

15

7

64
Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 31 mars 2013
(665
)
(95
)
(624
)
(1 384
)
(1)Tous les montants sont présentés déduction faite des impôts. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes.
(2)Les autres éléments du résultat étendu avant le reclassement des écarts de conversion sont présentés déduction faite d'une participation sans contrôle de 20 millions de dollars.
(3)Les pertes liées aux couvertures de flux de trésorerie déclarées dans le cumul des autres éléments du résultat étendu qui devraient être reclassées dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois sont évaluées à 24 millions de dollars (16 millions de dollars après les impôts). Ces estimations présument que le prix des produits de base, les taux d'intérêt et les taux de change demeureront constants; cependant, les montants reclassés varieront en fonction de la valeur réelle de ces facteurs à la date du règlement.

Les reclassements hors des autres éléments du résultat étendu, pour le trimestre clos le 31 mars 2013, se détaillent comme suit :


Détail au sujet des composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu
(non audité - en millions de dollars canadiens)
Montants reclassés du
cumul des autres
éléments du résultat
étendu1

Poste visé à l'état
consolidé condensé
des résultats
Couvertures de flux de trésorerie
Installations énergétiques11 Produits (Énergie)
Intérêts(4) Intérêts débiteurs
Total avant les
7 impôts
(3) Charge d'impôts
4 Après les impôts
Ajustements des régimes de retraite et d'avantages postérieurs audépart à la retraite
Amortissement de la perte nette2
(10
) Total avant les
impôts
4 Charge d'impôts
(6) Après les impôts
(1)Tous les montants entre parenthèses indiquent des charges constatées dans l'état consolidé condensé des résultats.
(2)Ces composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu sont incluses dans le calcul du coût net des avantages sociaux. Il y a lieu de se reporter à la note 8 pour un complément d'information.

8. Avantages postérieurs au départ à la retraite

Le coût net des prestations constaté au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs au départ à la retraire de la société se présente comme suit :




trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars canadiens)


Régimes de
retraite
Avantages
postérieurs
au départ à
la retraite
2013 2012 20132012
Coût des services rendus19 16 11
Intérêts débiteurs24 23 22
Rendement prévu des actifs des régimes(29)(28)--
Amortissement de la perte actuarielle9 5 1-
Amortissement de l'actif réglementaire7 5 --
Coût net des prestations constaté30 21 43

9. Gestion des risques et instruments financiers

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

À la date du bilan, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements en portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et des billets ainsi qu'aux prêts et avances à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous les postes Débiteurs et autres et Actifs disponibles à la vente présentés dans le tableau ci-après du sommaire des instruments financiers non dérivés. La majeure partie des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée ou le risque couvert par des garanties financières fournies par des parties possédant une cote de solvabilité élevée. La société passe en revue ses débiteurs régulièrement et constate une provision pour créances douteuses au besoin en ayant recours à la méthode du coût réel d'entrée. Au 31 mars 2013, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur ni aucune créance irrécouvrable importante au cours de l'exercice.

Au 31 mars 2013, la concentration du risque de crédit de la société était de 256 millions de dollars (259 millions de dollars au 31 décembre 2012) à recevoir d'une contrepartie. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.

INVESTISSEMENT NET DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers après les impôts.

TITRES D'EMPRUNT LIBELLÉS EN DOLLARS US ET DÉSIGNÉS EN TANT QUE COUVERTURE DE
L'INVESTISSEMENT NET

(non audité - en milliards de dollars)31 mars 2013 31 décembre 2012
Valeur comptable12,1 (11,9 US)11,1 (11,2 US)
Juste valeur15,0 (14,7 US)14,3 (14,4 US)

JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS UTILISÉS POUR COUVRIR L'INVESTISSEMENT
LIBELLÉ EN DOLLARS US DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS
(non audité - en millions de dollars)31 mars 201331 décembre 2012
Autres actifs à court terme4771
Actifs incorporels et autres actifs2247
Créditeurs et autres106
Autres passifs à long terme5530

Les justes valeurs ainsi que le montant nominal ou en capital pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :

31 mars 201331 décembre 2012

Juste
valeur1
Montant
nominal ou
en capital

Juste
valeur1
Montant
nominal ou
en capital
Actif (passif)
(non audité - en millions de dollars canadiens)
Swaps de devises en dollars US(échéant de 2013 à 2019)2
5

3 800 US

82

3 800

US
Contrats de change à terme en dollars US(échéant en 2013)
(1
)
850 US

-

250

US
4 4 650 US824 050 US
(1)Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2)Le bénéfice net du trimestre clos le 31 mars 2013 comprenait des gains réalisés nets de 7 millions de dollars (gains de 7 millions de dollars en 2012) liés à l'intérêt se rapportant aux règlements de swaps de devises.

INSTRUMENTS FINANCIERS

Sommaire des instruments financiers non dérivés

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

31 mars 201331 décembre 2012

(non audité - en millions de dollars canadiens)
Valeur
comptable1
Juste
valeur2
Valeur
comptable1
Juste
valeur2
Actifs financiers
Trésorerie et équivalents de trésorerie443443551551
Débiteurs et autres31 2691 3221 2881 337
Actifs disponibles à la vente49494444
1 7611 8141 8831 932
Passifs financiers4
Billets à payer1 4741 4742 2752 275
Créditeurs et autres passifs à long terme51 0341 0341 5351 535
Intérêts courus352352368368
Dette à long terme19 92625 08118 91324 573
Billets subordonnés de rang inférieur1 0151 0839941 054
23 80129 02424 08529 805
(1)Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de 350 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012) au titre de la dette à long terme attribuable au risque couvert et constaté à la juste valeur. Cette dette, qui est constatée à la juste valeur de façon récurrente, est classée au deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices fondée sur les taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
(2)L'évaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers constatée au coût après amortissement pour laquelle la juste valeur n'est pas égale à la valeur comptable serait incluse dans le deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices en fonction des taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
(3)Au 31 mars 2013, des actifs financiers de 1,0 milliard de dollars (1,1 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les débiteurs, de 70 millions de dollars (40 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres actifs à court terme et de 217 millions de dollars (240 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient compris dans les actifs incorporels et autres actifs.
(4)L'état consolidé condensé des résultats du trimestre clos le 31 mars 2013 comprend des pertes de 10 millions de dollars (15 millions de dollars en 2012) au titre des ajustements de la juste valeur attribuables au risque de taux d'intérêt couvert lié aux relations de couverture de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt visant des titres d'emprunt à long terme de 350 millions de dollars US au 31 mars 2013 (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012). Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.
(5)Au 31 mars 2013, des passifs financiers de 1,0 milliard de dollars (1,5 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les créditeurs et de 41 millions de dollars (38 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres passifs à long terme.

Sommaire des instruments dérivés

Les renseignements sur les instruments dérivés de la société pour 2013, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers, s'établissent comme suit :

(non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)
Électricité

Gaz naturel

Change

Intérêts
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction1
Justes valeurs2
Actifs159 $85 $- $13 $
Passifs(206)$(93)$(8)$(13)$
Valeurs nominales
Volumes3
Ventes36 44571--
Achats34 536102--
En dollars canadiens---620
En dollars US--1 396 US200 US
(Pertes) gains net(te)s non réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20134
(8)$

9 $

(6)$

- $
Pertes nettes réalisées du trimestre clos le 31 mars 20134
(7)$

(2)$

(1)$

- $
Dates d'échéance2013-20172013-20162013-20142013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture5,6



Justes valeurs2
Actifs70 $- $- $10 $
Passifs(73)$(1)$(36)$- $
Valeurs nominales
Volumes3
Ventes6 358---
Achats14 4001--
En dollars US--23 US350 US
Swaps de devises--136/100 US-
Gains nets réalisés du trimestre clos le 31 mars 2013473 $- $- $2 $
Dates d'échéance2013-201820132013-20142013-2015
(1)Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
(2)Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3)Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(4)Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 10 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2013, à 2 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

Sommaire des instruments dérivés

Les renseignements sur les instruments dérivés de la société pour 2012, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers, s'établissent comme suit :

2012
(non audité - en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire)

Électricité

Gaz naturel

Change

Intérêts
Instruments dérivés détenus à des fins de transaction1



Justes valeurs2,3
Actifs139 $88 $1$14 $
Passifs(176)$(104)$(2)$(14)$
Valeurs nominales3
Volumes4
Ventes31 06665 --
Achats31 13583 --
En dollars canadiens-- -620
En dollars US--1 408 US200 US
(Pertes) gains net(te)s non réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20125
(7)$

(14)$

6 $

- $
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20125
15 $

(10)$

9 $

- $
Dates d'échéance2013 -20172013-201620132013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture 6,7



Justes valeurs2,3
Actifs76 $- $- $10 $
Passifs(97)$(2)$(38)$- $
Valeurs nominales3
Volumes4
Ventes7 200- --
Achats15 1841 --
En dollars US--12 US350 US
Swaps de devises--136/100 US-
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s du trimestre clos le 31 mars 20125(32)$(6)$- $1 $
Dates d'échéance2013-201820132013-20142013-2015
(1) Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Au 31 décembre 2012.
(4) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(5)Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(6)Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 10 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2012, à 2 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7)Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

PRÉSENTATION DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS AU BILAN

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

(non audité - en millions de dollars canadiens)31 mars 2013 31 décembre 2012
À court terme
Autres actifs à court terme248 259
Créditeurs et autres(302)(283)
À long terme
Actifs incorporels et autres actifs158 187
Autres passifs à long terme(193)(186)

INSTRUMENTS DÉRIVÉS VISÉS PAR DES OPÉRATIONS DE COUVERTURE DE FLUX DE TRÉSORERIE

Les composantes des autres éléments du résultat étendu liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :

Couvertures de flux de trésorerie1
trimestres clos les 31 marsÉlectricité Gaz naturel Change Intérêts
(non audité - en millions de dollars
canadiens, avant les impôts)

2013

2012

2013

2012

2013

2012

2013

2012
Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)


36



(66
)


-



(10
)


2



(3
)


-



-
Reclassement de gains et de pertes sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)


(11
)


47



-



13



-



-



4



6
Gains et pertes sur les instruments dérivés constatés dans les résultats (partie inefficace)

(5
)

(6
)

-


(2
)

-


-


-


-
(1)Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

COMPENSATION DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS

La société conclut des contrats d'instruments dérivés assortis d'un droit de compensation dans le cours normal des affaires ainsi qu'en cas de défaut. TransCanada ne dispose d'aucun accord de compensation cadre, mais elle conclut des contrats semblables renfermant des droits de compensation. La société a choisi de présenter au bilan la juste valeur des montants bruts des instruments dérivés assortis d'un droit de compensation. Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats :



au 31 mars 2013
(non audité - en millions de dollars canadiens)
Montants bruts
des instruments
dérivés présentés
au bilan
Montants
disponibles à des
fins de
compensation1


Montants
nets
Instruments dérivés - actifs
Électricité229 (140)89
Gaz naturel85 (74)11
Change69 (40)29
Intérêts23 (4)19
Total406 (258)148
Instruments dérivés - passifs
Électricité(279)140 (139)
Gaz naturel(94)74 (20)
Change(109)40 (69)
Intérêts(13)4 (9)
Total(495)258 (237)
(1)Les montants disponibles à des fins de compensation ne comprennent pas les garanties en trésorerie accordées ou reçues.

Pour ce qui est de tous les arrangements financiers, y compris les instruments dérivés présentés ci-dessus, au 31 mars 2013, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 166 millions de dollars et des lettres de crédit de 45 millions de dollars. La société détenait une garantie en trésorerie de 1 million de dollars et des lettres de crédit de 6 millions de dollars relativement aux risques liés aux actifs au 31 mars 2013.

Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats au 31 décembre 2012 :



au 31 décembre 2012
(non audité - en millions de dollars canadiens)
Montants bruts
des instruments
dérivés présentés
au bilan
Montants
disponibles à des
fins de

compensation1


Montants
nets
Instruments dérivés - actifs
Électricité215 (132)83
Gaz naturel88 (83)5
Change119 (37)82
Intérêts24 (6)18
Total446 (258)188
Instruments dérivés - passifs
Électricité(273)132 (141)
Gaz naturel(106)83 (23)
Change(76)37 (39)
Intérêts(14)6 (8)
Total(469)258 (211)
(1)Les montants disponibles à des fins de compensation ne comprennent pas les garanties en trésorerie accordées ou reçues.

Pour ce qui est de tous les arrangements financiers, y compris les instruments dérivés présentés ci-dessus, au 31 décembre 2012, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 189 millions de dollars et des lettres de crédit de 45 millions de dollars. La société détenait une garantie en trésorerie de 2 millions de dollars et des lettres de crédit de 5 millions de dollars relativement aux risques liés aux actifs au 31 décembre 2012.

DISPOSITIONS LIÉES AU RISQUE DE CRÉDIT ÉVENTUEL

Les instruments dérivés qui ont pour objet de gérer le risque de marché comportent souvent des dispositions relatives à des assurances financières qui permettent aux parties de gérer le risque de crédit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un événement lié au risque de crédit devait se produire, tel que la révision à la baisse de la cote de crédit de la société à un niveau de catégorie spéculative.

Compte tenu des contrats en place et des prix du marché au 31 mars 2013, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 34 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012), et la société avait fourni à ce titre des garanties de néant (néant au 31 décembre 2012) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats étaient déclenchées au 31 mars 2013, la société aurait été tenue de fournir à ses contreparties des garanties supplémentaires de 34 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.

La société estime qu'elle dispose de suffisamment de liquidités sous forme d'encaisse et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

HIÉRARCHIE DE LA JUSTE VALEUR

Les actifs et les passifs de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie de la juste valeur.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau est déterminée en fonction des prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels la société avait accès à la date d'évaluation.

La juste valeur des dérivés utilisés pour gérer le risque lié aux fluctuations des taux de change et des taux d'intérêt compris dans les actifs et les passifs inclus dans le deuxième niveau est déterminée selon l'approche bénéfices. La juste valeur des dérivés sur produits de base visant l'électricité et le gaz compris dans les actifs et les passifs est déterminée selon l'approche marché. Selon ces deux approches, l'évaluation est fondée sur une extrapolation des données, autres que les prix cotés inclus dans le premier niveau, pour lesquelles toutes les données sont observables directement ou indirectement. Ces données comprennent les taux de change publiés, les taux d'intérêt, les courbes des swaps de taux d'intérêt, les courbes de rendement et les prix indiqués par les fournisseurs externes de services de données. En présence d'une évolution des conditions du marché, des transferts entre le premier niveau et le deuxième niveau auraient lieu. Pour le premier trimestre de 2013 et de 2012, il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxième niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau évaluée de façon récurrente est déterminée selon l'approche marché en fonction de données qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur en général. Les actifs et les passifs évalués à la juste valeur peuvent fluctuer entre le deuxième niveau et le troisième niveau selon la proportion de la valeur du contrat dont la durée se prolonge au-delà de la période pour laquelle il est jugé que les données sont observables. Lorsqu'ils approchent de leur échéance et que les données de marché observables deviennent disponibles, les contrats sont transférés du troisième niveau au deuxième niveau. Pour le premier trimestre de 2013 et de 2012, il n'y a eu aucun transfert entre le deuxième niveau et le troisième niveau.

Les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés à faible liquidité sont incluses dans le troisième niveau de la hiérarchie de la juste valeur, puisque les prix des produits de base connexes ne sont pas facilement observables. Les prix de l'électricité à long terme sont estimés au moyen d'un outil de modélisation d'une tierce partie qui se fonde sur les caractéristiques d'exploitation des installations de production dans les marchés sur lesquels la société est présente. Les données du modèle comprennent les mécanismes principaux du marché tels que les prix du combustible, les ajouts et les retraits à l'alimentation en énergie, la demande d'électricité, les conditions hydrologiques saisonnières et les contraintes de transport. À long terme, les prix du gaz naturel en Amérique du Nord sont fondés sur une perspective de l'offre et de la demande futures de gaz naturel ainsi que des coûts d'exploration et de mise en valeur. La direction et le conseil d'administration passent périodiquement en revue les prix à long terme. Une baisse marquée des prix du combustible ou de la demande d'électricité ou de gaz naturel ou une augmentation de l'offre d'électricité ou de gaz naturel devrait ou pourrait donner lieu à une évaluation inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisième niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs de la société déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme, est classée comme suit :


Prix cotés sur
des
marchés actifs
(premier niveau)

Autres données
importantes
observables
(deuxième niveau)
Données
importantes
non observables
(troisième
niveau)




Total

(non audité - en millions de dollars
canadiens, avant les impôts)
31
mars
2013
31
déc.
2012
31
mars
2013
31
déc.
2012
31
mars
2013
31
déc.
2012
31
mars
2013
31
déc.
2012
Actifs liés aux instruments dérivés :
Contrats sur produits de base pourl'électricité
-

-

224

213

5

2

229

215
Contrats sur produits de base pourle gaz naturel
77

75

8

13

-

-

85

88
Contrats de change- - 69 119 - - 69 119
Contrats sur taux d'intérêt- - 23 24 - - 23 24
Passifs liés aux instruments dérivés :
Contrats sur produits de base pourl'électricité
-

-

(275

)

(269

)

(4

)

(4

)

(279

)

(273

)
Contrats sur produits de base pourle gaz naturel
(79

)

(95

)

(15

)

(11

)

-

-

(94

)

(106

)
Contrats de change- - (109)(76)- - (109)(76)
Contrats sur taux d'intérêt- - (13)(14)- - (13)(14)
Instruments financiers non dérivés :
Actifs disponibles à la vente49 44 - - - - 49 44
47 24 (88)(1)1 (2)(40)21

Le tableau qui suit présente la variation nette dans la catégorie de juste valeur de troisième niveau :

trimestres clos les 31 marsInstruments dérivés1
(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)2013 2012
Solde au 1er janvier(2)(15)
Total des gains comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu3 4
Solde au 31 mars1 (11)
(1)Pour le trimestre clos le 31 mars 2013, les gains ou les pertes non réalisés inclus dans le bénéfice net attribuable à des instruments dérivés de troisième niveau étant toujours détenus à la date du bilan étaient de néant (néant en 2012).

Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu respectivement à une baisse ou à une hausse de 3 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 31 mars 2013.

10. Éventualités et garanties

TransCanada et ses filiales sont l'objet de diverses actions en justice, procédures d'arbitrage et poursuites dans le cadre de leurs activités courantes. Bien qu'il ne soit pas possible de prédire avec certitude le résultat final de ces procédures et poursuites, la direction estime que leur règlement n'aura pas de conséquences importantes sur la situation financière consolidée ni sur les résultats d'exploitation consolidés de la société.

Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Pour ce qui est de 2013, TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants inscrits dans les produits pour le premier trimestre de 2013 ne devrait être remboursé.

GARANTIES

TransCanada et ses partenaires en coentreprise pour Bruce Power, Cameco Corporation et BPC Generation Infrastructure Trust (« BPC ») ont garanti solidairement le tiers de certaines obligations financières conditionnelles de Bruce B relativement aux conventions de ventes d'électricité, à un contrat de location et aux services contractuels. Toutes les garanties relatives à Bruce B s'étendent jusqu'en 2018 sauf une d'une durée illimitée et à laquelle aucun risque n'est lié. En outre, TransCanada et BPC ont individuellement garanti solidairement la moitié de certaines obligations financières conditionnelles de Bruce A liées à une entente de sous-location, à l'entente conclue avec l'OEO prévoyant la remise en service des réacteurs de Bruce A ainsi qu'à d'autres obligations financières. Les garanties pour Bruce A échoient en 2019. La quote-part de TransCanada du risque inhérent aux garanties de Bruce A et de Bruce B était évaluée à 887 millions de dollars au 31 mars 2013. La valeur comptable de ces garanties de Bruce Power au 31 mars 2013 était de 10 millions de dollars, montant inclus dans les autres passifs à long terme. Le risque de la société aux termes de certaines de ces garanties est illimité.

Outre les garanties pour Bruce Power, la société et ses associés dans certaines des entités qu'elle détient en partie ont soit (i) conjointement et solidairement, (ii) conjointement ou (iii) solidairement garanti la performance financière de ces entités, principalement dans le contexte du réacheminement du gaz naturel, des paiements dans le cadre de CAE et du paiement des obligations. La durée des garanties varie de 2013 à 2040. Au 31 mars 2013, la quote-part estimative de TransCanada à l'égard du risque éventuel découlant des garanties s'établissait à 42 millions de dollars. La valeur comptable de ces garanties au 31 mars 2013 était de 9 millions de dollars, montant inclus dans les autres passifs à long terme. Pour certaines de ces entités, tout paiement effectué par TransCanada, au titre des garanties précitées, supérieur à la quote-part de la société compte tenu de son degré de participation sera remboursé par ses associés.

Renseignements

  • TransCanada
    Renseignements aux médias:
    Shawn Howard ou Grady Semmens
    403.920.7859 ou 800.608.7859

    TransCanada
    Renseignements aux investisseurs et analystes:
    David Moneta ou Lee Evans
    403.920.7911 ou 800.361.6522
    www.transcanada.com