TransCanada annonce les résultats du premier trimestre

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 1^er 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.

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.

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

BAIIA et BAII selon le secteur d'exploitation

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.

BÉNÉFICE NET - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE AU CANADA

DONNÉES SUR L'EXPLOITATION - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE 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.

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.

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.

Volumes de vente et capacité disponible

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

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

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 1^er avril de chaque année en fonction de l'inflation et les coûts de combustible sont récupérés auprès de l'OEO.

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

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.

Volumes de vente et capacité disponible

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.

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 1^er 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

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

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

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

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 :

DONNÉES SUR LES ACTIONS

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.

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

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

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 :

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

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 :

SOMMAIRE DES INSTRUMENTS FINANCIERS NON DÉRIVÉS

SOMMAIRE DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS

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

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

PRÉSENTATION DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS AU BILAN

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

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 :

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.

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 :

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

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 1^er 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 1^er 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 1^er 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)

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

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé du résultat étendu

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé des flux de trésorerie

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

Bilan consolidé condensé

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé des capitaux propres

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

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 1^er 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 1^er 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

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 :

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