CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 4 août 2011) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) ("TransCanada" ou la "société") a annoncé aujourd'hui que le résultat comparable du deuxième trimestre de 2011 s'est établi à 357 millions de dollars (0,51 $ par action). Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffré à 353 millions de dollars (0,50 $ par action). Le conseil d'administration de TransCanada a également déclaré un dividende trimestriel de 0,42 $ par action ordinaire pour le trimestre devant se clôre le 30 septembre 2011, ce qui correspond à un dividende annualisé de 1,68 $ par action.
"Notre résultat demeure solide et nos flux de trésorerie progressent alors que la société profite des avantages conférés par les grands projets entrés en exploitation au cours de la dernière année, a affirmé Russ Gurling, président et chef de la direction de TransCanada. Ces avantages se sont traduits par une majoration de 30 % du résultat comparable au deuxième trimestre de 2011, comparativement à la même période en 2010."
TransCanada a achevé et mis en service des actifs d'une valeur de plus de 10 milliards de dollars dans le cadre du programme de croissance du capital de la société. Plus récemment, le pipeline Guadalajara a commencé à transporter du gaz naturel au Mexique au milieu de juin. Au début du mois de mai, la centrale électrique de Coolidge de TransCanada, située en Arizona, est entrée en production aux termes d'une convention d'achat d'électricité ("CAE") de 20 ans conclue avec un service public local.
Depuis le début de 2011 et en 2010, la société a mis en service les première et deuxième étapes du réseau Keystone, les gazoducs Bison et Groundbirch, le projet éolien de Kibby, soit le plus important projet de la sorte dans l'Etat du Maine, la centrale électrique de Halton Hills en Ontario et le gazoduc du couloir centre-nord dans le nord de l'Alberta.
TransCanada centrera désormais ses efforts sur l'achèvement des autres projets qui font partie de son programme d'investissement, notamment l'expansion de Keystone jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique ("Keystone XL"), des prolongements et expansions supplémentaires du réseau de l'Alberta, le programme de redémarrage de Bruce Power en Ontario et le projet de Cartier énergie éolienne au Québec. Chacun de ses projets devrait produire un résultat et des flux de trésorerie durables à long terme une fois mis en exploitation.
Points saillants des résultats du deuxième trimestre
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
-- Résultat comparable de 357 millions de dollars, soit une augmentation de
30 %.
-- Résultat comparable par action de 0,51 $, soit une majoration de 28 %.
-- Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 353 millions de
dollars (0,50 $ par action).
-- Résultat comparable de 1,139 milliard de dollars, pour une progression
de 23 %.
-- Fonds provenant de l'exploitation totalisant 892 millions de dollars.
-- Dividende sur les actions ordinaires de 0,42 $ par action pour le
trimestre devant se clôre le 30 septembre 2011.
-- Entrée en exploitation commerciale de la centrale électrique de Coolidge
en mai, puis du gazoduc Guadalajara en juin.
-- Réalisation de la vente de participations de 25 % chacune dans Gas
Transmission Northwest LLC et Bison Pipeline LLC à TC PipeLines, LP en
contrepartie de 605 millions de dollars US.
Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2011 s'est chiffré à 357 millions de dollars (0,51 $ par action) comparativement à 275 millions de dollars (0,40 $ par action) pour la même période en 2010. La hausse découle principalement du résultat supplémentaire attribuable aux actifs récemment mis en service, dont Keystone, Halton Hills, Bison et Coolidge. L'accroissement du résultat par rapport à l'exercice précédent est aussi attribuable à la progression du résultat du réseau de l'Alberta et d'ANR, dans le secteur des gazoducs, et du résultat plus élevé des installations énergétiques aux Etats-Unis et de Bruce A, dans le secteur de l'énergie. Ces accroissements ont été contrés en partie par l'augmentation des intérêts débiteurs et l'apport inférieur des installations énergétiques de l'Ouest et de Bruce B.
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 :
-- Le processus d'examen réglementaire de Keystone XL se poursuit. La
période de 45 jours allouée pour les commentaires du public sur l'avant-
projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire s'est terminée
le 6 juin. Le Département d'Etat américain étudie actuellement les
commentaires formulés et il a fait savoir qu'il présentera un énoncé
d'impact environnement final vers la mi-août. Le Département d'Etat
tiendra alors des consultations avec d'autres organismes fédéraux
américains au cours d'une période de 90 jours afin de déterminer s'il
est dans l'intérêt national des Etats-Unis d'approuver Keystone XL. Une
décision finale au sujet du permis présidentiel est attendue d'ici la
fin de l'année.
TransCanada maintient son engagement à construire un pipeline sécuritaire et fiable en faisant appel à la technologie de pointe et aux pratiques de construction les plus perfectionnées. La société a volontairement accepté les 57 conditions supplémentaires préconisées par la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration du Ministère des transports des Etats-Unis et qui assureront que Keystone XL surpasse les normes en vigueur pour le secteur. Ces conditions comprennent des dispositifs de sécurité supplémentaires tels que des vannes d'arrêt supplémentaires et des inspections plus fréquentes des canalisations.
Gazoducs :
-- Le transport de gaz naturel sur le pipeline Guadalajara de 307
kilomètres ("km") (191 milles ) a commencé le 15 juin dernier. Ce projet
de 360 millions de dollars US a la capacité de transporter 500 millions
de pieds cubes par jour ("Mpi(3)/j") de gaz naturel à une centrale
électrique située à proximité et 320 Mpi(3)/j à destination du réseau
pipelinier national détenu par Pemex près de Guadalajara. TransCanada et
la Comisión Federal de Electricidad ont convenu de doter le gazoduc d'un
poste de compression de 60 millions de dollars US qui devrait entrer en
exploitation au début de 2013.
-- TransCanada prépare actuellement une demande tarifaire complète pour le
réseau principal au Canada, qu'elle prévoit déposer auprès de l'Office
national de l'énergie ("ONE") d'ici le 1(er) septembre 2011 afin de
déterminer les droits pour 2012 et 2013. La demande inclura des
modifications à la structure de l'entreprise, à la conception tarifaire
et aux services afin de rehausser le caractère concurrentiel des
infrastructures réglementées de transport de gaz naturel au Canada de
TransCanada et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien ("BSOC").
Le réseau principal est une composante importante du réseau de transport de gaz en Amérique du Nord. Les livraisons ont totalisé en moyenne 5,9 milliards de pieds cubes par jour ("Gpi(3)/j") pour le premier semestre de l'exercice, ce qui en fait le plus important réseau de transport longue distance de gaz naturel sur le continent. La majeure partie des volumes transportés proviennent du BSOC, soit en moyenne 3,6 Gpi(3)/j pour la première moitié de l'exercice avec un volume maximal de 5,4 Gpi(3)/j l'hiver dernier.
Les appels de soumissions fructueux visant une nouvelle capacité pour le réseau principal réalisés au cours des 12 derniers mois ont donné lieu à des ententes contractuelles pour le transport de près de 350 Mpi(3)/j de gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus à destination des marchés de l'Est. Les livraisons de gaz de Niagara à destination du marché de Toronto devraient commencer en novembre 2012 à raison de 230 Mpi(3)/j pour passer à 350 Mpi(3)/j en novembre 2013. La société a déposé auprès de l'ONE, le 18 juillet 2011, une demande d'approbation de la construction de nouvelles infrastructures pipelinières de 130 millions de dollars pour permettre le transport de ces volumes.
Les expéditeurs continuent de manifester de l'intérêt pour une capacité supplémentaire sur le tronçon est du réseau principal au Canada et de nouvelles demandes de service sont prévues.
-- Le projet de gazoduc de Horn River, dont le coût est évalué à 275
millions de dollars, a été approuvé par l'ONE en janvier 2011 et la
construction s'est amorcée en mars 2011. Le projet, dont l'achèvement
est prévu pour le deuxième trimestre de 2012, fera l'objet d'un
agrandissement et prolongement supplémentaires d'environ 100 km ("62
milles") à un coût en capital estimatif de 230 millions de dollars. En
raison du prolongement, des engagements contractuels supplémentaires de
100 Mpi(3)/j devraient être en place à compter de 2014 et ces volumes
seront portés à 300 Mpi(3)/j d'ici 2020. Le total des volumes
contractuels pour Horn River, y compris le prolongement, devrait
atteindre près de 900 Mpi(3)/j en 2020.
Le 24 juin 2011, l'ONE a approuvé la construction et l'exploitation d'un prolongement de 24 km (15 milles) du gazoduc de Groundbirch. La construction devrait être entreprise en août 2011. La mise en service de ce tronçon, d'un coût en capital évalué à environ 60 millions de dollars, est prévue pour le 1(er) avril 2012. Ce projet est nécessaire pour répondre à la demande de 250 Mpi(3)/j aux termes de nouveaux contrats de transport.
TransCanada continue de faire progresser l'aménagement des gazoducs en Colombie-Britannique et en Alberta afin d'assurer le transport du gaz naturel provenant de nouvelles sources. La société a déposé plusieurs demandes auprès de l'ONE en vue de faire approuver des expansions du réseau de l'Alberta pour répondre aux demandes de services de transport de gaz naturel supplémentaires pour le secteur nord-ouest du BSOC. Au 30 juin 2011, l'ONE a approuvé des projets pipeliniers d'un coût en capital estimatif total de 500 millions de dollars. D'autres projets pipeliniers d'un coût en capital total d'environ 700 millions de dollars ont été soumis à l'ONE pour approbation.
Les appels de soumissions fructueux et les activités commerciales ayant cours avec les producteurs de l'Ouest canadien ont donné lieu à d'importants contrats pour les formations schisteuses de Montney et de Horn River. TransCanada a obtenu des engagements fermes pour le transport de 2,9 Gpi(3)/j en provenance de la Colombie-Britannique et du nord-ouest de l'Alberta d'ici 2014. La société a reçu des demandes de transport sur le réseau de l'Alberta d'importants volumes supplémentaires en provenance du secteur nord-ouest du BSOC.
Energie :
-- La centrale électrique de Coolidge, d'une puissance de 575 mégawatts
("MW") et d'un coût de 500 millions de dollars US est entrée en service
le 1(er) mai dernier. Toute la production d'électricité de Coolidge est
vendue aux termes d'une CAE de 20 ans conclue avec Salt River Project,
une société de services publics d'Arizona.
-- Le chargement du combustible dans le réacteur 2 remis à neuf à Bruce A a
commencé au deuxième trimestre de 2011 et s'est terminé en juillet.
L'assemblage du canal de combustible du réacteur 1 s'est terminé au
deuxième trimestre de 2011. Il s'agissait de l'étape finale du travail
d'Energie atomique du Canada limitée sur les réacteurs. Les travaux se
poursuivent dans le cadre de la transition de l'étape de la construction
à celle de la mise en service.
Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires, Bruce Power prévoit atteindre une première synchronisation de la génératrice du réacteur 2 avec le réseau électrique d'ici la fin de 2011. L'exploitation commerciale est prévue pour le premier trimestre de 2012. Le chargement du combustible dans le réacteur 1 devrait commencer au troisième trimestre de 2011 et la première synchronisation de la génératrice devrait avoir lieu au premier trimestre de 2012. L'exploitation commerciale est prévue pour le troisième trimestre de 2012.
La quote-part de TransCanada du coût en capital total est prévue à environ 2,4 milliards de dollars. Au 30 juin 2011, la société avait investi 2,1 milliards de dollars.
-- La construction se poursuit dans le cadre du projet en cinq étapes de
590 MW de Cartier énergie éolienne au Québec. Le projet de Montagne-
Sèche de 58 MW et la première étape de 101 MW du projet de parc éolien
de Gros-Morne devraient entrer en exploitation en décembre 2011. La
deuxième étape de 111 MW du projet de Gros-Morne devrait entrer en
exploitation en décembre 2012. Il s'agit des quatrième et cinquième
parcs éoliens en cours d'aménagement au Québec par Cartier énergie
éolienne, qui appartient à 62 % à TransCanada. Toute l'électricité
produite par Cartier énergie éolienne est vendue à Hydro-Québec aux
termes d'une CAE de 20 ans.
-- La procédure d'arbitrage exécutoire a commencé dans le but de résoudre
le différend au sujet de la convention d'achat d'électricité de Sundance
A découlant de la réclamation de force majeure et de destruction pour
cause économique.
Le groupe d'arbitrage devrait tenir une audience en mars et avril 2012. En présumant que l'audience se termine dans le délai prévu, TransCanada s'attend à ce qu'une décision soit rendue vers le milieu de 2012. Puisque les renseignements limités reçus jusqu'à maintenant n'appuient pas ces réclamations, TransCanada continue de constater les produits et les coûts liés à la CAE comme s'il s'agissait d'un arrêt d'exploitation normal.
-- Le prix au comptant de juillet 2011 pour les ventes de capacité dans le
marché du secteur J de la ville de New York s'est établi à un niveau
bien inférieur à celui de périodes antérieures en raison de la manière
dont le New York Independent System Operator ("NYISO") est intervenu
pour la limitation des prix pour une nouvelle centrale électrique entrée
en exploitation récemment dans ce marché.
TransCanada croit que cette intervention par le NYISO est en violation directe avec une série de décrets de la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") qui dictent la façon de traiter de la capacité d'un nouveau participant aux fins de déterminer le prix de la capacité. TransCanada et plusieurs autres parties ont formulé une série de plaintes auprès de la FERC. Le résultat de ces plaintes et l'incidence à long terme que cette situation pourrait avoir sur l'exploitation de la centrale de Ravenswood par TransCanada ne sont pas connus.
Le processus de réalignement de la courbe de demande se poursuit et le document de conformité déposé par le NYISO le 20 juin 2011 a donné lieu à une courbe de demande supérieure pour la période de 2011 à 2014. La FERC n'a pas encore donné suite à ce document et, par conséquent, nul ne sait lorsque les courbes de demande révisées entreront en vigueur.
Siège social :
-- Le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre
devant se clôre le 30 septembre 2011, un dividende trimestriel de 0,42 $
par action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Le
montant trimestriel est équivalent à 1,68 $ par action ordinaire sur une
base annualisée.
-- En juin, TransCanada a déposé un prospectus préalable de base prévoyant
l'émission au Canada de billets à moyen terme totalisant 2 milliards de
dollars afin de remplacer le prospectus d'avril 2009, échu en mai 2011,
et sur lequel un montant de 2 milliards de dollars n'avait pas été
prélevé.
-- La société croit qu'elle a la capacité de financer son programme
d'investissement en cours grâce aux flux de trésorerie qu'elle génère en
interne, à son accès continu aux marchés financiers et à ses liquidités,
appuyés par des facilités de crédit confirmées de plus de 4 milliards de
dollars. La souplesse financière de TransCanada est étayée par les
occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation
régulière avec TC PipeLines, LP ("PipeLines LP").
-- Le 3 mai 2011, la société a réalisé la vente de participations de 25 %
chacune dans Gas Transmission Northwest LLC ("GTN") et Bison Pipeline
LLC à PipeLines LP à un prix d'achat global de 605 millions de dollars
US, montant qui comprenait une dette à long terme de 81 millions de
dollars US, soit 25 % de l'encours de la dette de GTN et sous réserve
des ajustements habituels à la signature de l'entente.
En mai 2011, PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 7 245 000 parts ordinaires au prix de 47,58 $ US la part pour un produit brut d'environ 345 millions de dollars US. TransCanada a investi un montant supplémentaire d'environ 7 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité de 2 % et elle n'a pas acheté d'autres parts. A la conclusion de cette émission, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été ramenée de 38,2 % à 33,3 %.
Téléconférence et webémission - présentation audio et diaporama :
TransCanada tiendra une téléconférence et une webémission pour discuter de ses résultats financiers du deuxième trimestre de 2011. 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 avant de répondre aux questions des analystes et des membres des médias.
Evénement :
Téléconférence et webémission sur les résultats financiers de TransCanada du deuxième trimestre de 2011.
Date :
Le jeudi 28 juillet 2011
Heure :
14 h 30, heure avancée des Rocheuses ("HAR") / 16 h 30, heure avancée de l'Est ("HAE")
Pour participer :
Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 866-223-7781 ou le 416-340-8018 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera transmise en direct à www.transcanada.com.
La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HAE), le 4 août 2011; il suffira de composer le 800-408-3053 ou le 905-694-9451 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 5762531#.
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 et des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs détenus en propriété exclusive de TransCanada s'étend sur plus de 57 000 kilomètres (35 500 milles) et permet d'accéder à la presque totalité des grands bassins d'approvisionnement gazier en Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes du continent avec une capacité de stockage d'environ 380 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 10 800 mégawatts d'électricité au Canada et aux Etats-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.
Informations prospectives
Le présent communiqué peut contenir certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. 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. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre, notamment, des énoncés au sujet des perspectives commerciales, des projets et de la performance financière anticipés de TransCanada et de ses filiales, des attentes ou des prévisions quant aux événements futurs, aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion, des flux de trésorerie, des coûts, des calendriers (y compris les dates prévues de construction et d'achèvement), des résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que de l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels.
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. Les résultats ou les événements réels pourraient différer de ceux prévus dans les énoncés prospectifs. Les facteurs en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et énergétiques de TransCanada, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les paiements de capacité, les processus réglementaires et décisions des organismes de réglementation, 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'oeuvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés financiers, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, les informations prospectives sont assujetties à des risques et incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient s'écarter considérablement de ceux anticipés ou des attentes exprimées. Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis. 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 ou autrement, 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 pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison, sauf si la loi l'exige.
Mesures non conformes aux PCGR
Dans le présent communiqué, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" ("BAII"), "BAII comparable", "intérêts débiteurs comparables", "intérêts créditeurs et autres comparables", "impôts sur le bénéfice comparables" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures définies prescrites par les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être mieux à même de comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et de comprendre les données sur le rendement d'exploitation, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Ces mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.
Le BAIIA est une mesure approximative des flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et pour mieux évaluer les tendances dans les actifs individuels. Il représente 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 ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées. Le BAII est une mesure du bénéfice tiré des activités poursuivies de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et évaluer les tendances au sein de chaque secteur. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées.
Le résultat comparable, le BAIIA comparable, le BAII comparable, les intérêts débiteurs comparables, les intérêts créditeurs et autres comparables et les impôts sur le bénéfice comparables comprennent respectivement le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires, le BAIIA, le BAII, les intérêts débiteurs, les intérêts créditeurs et autres et la charge d'impôts ajustés en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de jugement pour choisir les postes à exclure du calcul de ces mesures non conformes aux PCGR, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains ajustements de la juste valeur liés aux activités de gestion des risques, des remboursements et ajustements d'impôts sur le bénéfice, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites et des réductions de valeur d'actifs et d'investissements.
Le tableau dans la section sur les mesures non conformes aux PCGR du rapport de gestion fait état du rapprochement des mesures non conformes aux PCGR et du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation pour la période visée.
La direction se sert des fonds provenant de l'exploitation, qui représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation, pour évaluer de manière plus précise les flux de trésorerie d'exploitation consolidés, exception faite des fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau "Points saillants des résultats financiers du deuxième trimestre de 2011" figurant dans le présent communiqué.
Points saillants des résultats financiers du deuxième trimestre de 2011
Résultats d'exploitation
Trimestres clos Semestres clos
(non audité) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 143 1 923 4 386 3 878
BAIIA comparable(1) 1 139 928 2 364 1 929
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le contrôle 367 295 796 598
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 353 285 768 581
Résultat comparable(1) 357 275 782 603
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation(1) 892 935 1 811 1 658
Diminution (augmentation) du fonds de
roulement d'exploitation 8 (310) 98 (201)
--------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 900 625 1 909 1 457
--------------------------------------
--------------------------------------
Dépenses en immobilisations 655 992 1 439 2 268
--------------------------------------
--------------------------------------
Données sur les actions ordinaires
Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(non audité) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action - de base 0,50 $ 0,41 $ 1,10 $ 0,84 $
Résultat comparable par action(1) 0,51 $ 0,40 $ 1,12 $ 0,87 $
Dividendes déclarés par action 0,42 $ 0,40 $ 0,84 $ 0,80 $
Actions ordinaires en circulation (en
millions)
Moyenne de la période 702 689 700 688
Fin de la période 703 690 703 690
--------------------------------------
--------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent communiqué pour un complément d'information sur le
BAIIA comparable, le résultat comparable, les fonds provenant de
l'exploitation et le résultat comparable par action.
Rapport trimestriel aux actionnaires
Rapport de gestion
Daté du 28 juillet 2011, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non audités ci-joints de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011. En 2011, la société dressera ses états financiers consolidés conformément aux principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") et qui sont décrits plus en détail sous la rubrique "Modifications de conventions comptables" du présent rapport de gestion. Le présent rapport de gestion doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés audités et des notes y afférentes et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2010 de TransCanada pour l'exercice clos le 31 décembre 2010. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les autres documents d'information continue de la société, sur SEDAR au www.sedar.com, sous le profil de TransCanada Corporation. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "société" englobent TransCanada Corporation et ses filiales. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés et les acronymes qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion le sont dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2010 de TransCanada.
Informations prospectives
Le présent rapport de gestion peut contenir certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. 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. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre, notamment, des énoncés au sujet des perspectives commerciales, des projets et de la performance financière anticipés de TransCanada et de ses filiales, des attentes ou des prévisions quant aux événements futurs, aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion, des flux de trésorerie, des coûts, des calendriers (y compris les dates prévues de construction et d'achèvement) et des résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que de l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels.
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. Les résultats ou les événements réels pourraient différer de ceux prévus dans les énoncés prospectifs. Les facteurs en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et énergétiques de la société, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les paiements de capacité, les processus réglementaires et décisions des organismes de réglementation, 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'oeuvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés financiers, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, les énoncés prospectifs sont assujettis à des risques et à des incertitudes, y compris les risques importants présentés plus en détail sous la rubrique "Instruments financiers et gestion des risques" du présent rapport de gestion, qui pourraient faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient varier considérablement de ceux anticipés. Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission ("SEC") des Etats-Unis. 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 rapport de gestion ou autrement indiquée, 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 pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison, sauf si la loi l'exige.
Mesures non conformes aux PCGR
Dans le présent rapport de gestion, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" ("BAII"), "BAII comparable", "intérêts débiteurs comparables", "intérêts créditeurs et autres comparables", "impôts sur le bénéfice comparables" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures définies prescrites par les PCGR. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être mieux à même de comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et de comprendre les données sur le rendement d'exploitation, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Ces mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.
Le BAIIA est une mesure approximative des flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et pour mieux évaluer les tendances dans les actifs individuels. Il représente 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 ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées. Le BAII est une mesure du bénéfice tiré des activités poursuivies de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et évaluer les tendances au sein de chaque secteur. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées.
Le résultat comparable, le BAIIA comparable, le BAII comparable, les intérêts débiteurs comparables, les intérêts créditeurs et autres comparables et les impôts sur le bénéfice comparables comprennent respectivement le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires, le BAIIA, le BAII, les intérêts débiteurs, les intérêts créditeurs et autres et la charge d'impôts ajustés en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de jugement pour choisir les postes à exclure du calcul de ces mesures non conformes aux PCGR, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains ajustements de la juste valeur liés aux activités de gestion des risques, des remboursements et ajustements d'impôts sur le bénéfice, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites et des réductions de valeur d'actifs et d'investissements.
La société a recours à des activités de gestion des risques afin de réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels elle est exposée. Les activités de gestion des risques, que TransCanada exclut du résultat comparable, constituent des instruments de couverture économique efficace, mais elles ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture et, par conséquent, les variations de leur juste valeur sont imputées au bénéfice net de chaque période. Les gains ou les pertes non réalisés découlant des variations de la juste valeur de ces contrats dérivés et des stocks de gaz naturel ne sont pas jugés comme étant représentatifs des opérations sous-jacentes au cours de la période courante ou de la marge positive qui sera réalisée au moment du règlement. Par conséquent, ces montants ont été exclus de la détermination du résultat comparable.
Le tableau ci-dessous fait état du rapprochement de ces mesures non conformes aux PCGR et du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation pour la période visée.
La direction se sert des fonds provenant de l'exploitation, qui représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation, pour évaluer de manière plus précise les flux de trésorerie d'exploitation consolidés, exception faite des fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau "Fonds provenant de l'exploitation", sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.
Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR
Pour les trimestres clos
les 30 juin
(non audité) Siège
(en millions de Gazoducs Oléoducs Energie social Total
dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA
comparable 711 696 153 - 290 254 (15) (22) 1 139 928
Amortissement (244) (251) (34) - (97) (90) (4) - (379)(341)
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 467 445 119 - 193 164 (19) (22) 760 587
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables (236)(187)
Intérêts débiteurs des coentreprises (11) (15)
Intérêts créditeurs et autres comparables 26 (18)
Impôts sur le bénéfice comparables (140) (60)
Bénéfice net attribuable aux participations sans
contrôle (28) (22)
Dividendes sur les actions privilégiées (14) (10)
-----------
Résultat comparable 357 275
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques(1) (4) 10
-----------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires
ordinaires 353 285
-----------
-----------
Pour les trimestres clos les 30 juin
(non audité)(en millions de dollars, sauf les montants
par action) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables (236) (187)
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) 1 -
----------------------
Intérêts débiteurs (235) (187)
----------------------
----------------------
Intérêts créditeurs et autres comparables 26 (18)
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) (3) -
----------------------
Intérêts créditeurs et autres 23 (18)
----------------------
----------------------
Impôts sur le bénéfice comparables (140) (60)
Poste particulier :
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de
gestion des risques(1) 1 (5)
----------------------
Charge d'impôts (139) (65)
----------------------
----------------------
Résultat comparable par action 0,51 $ 0,40 $
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques (0,01) 0,01
----------------------
Bénéfice net par action 0,50 $ 0,41 $
----------------------
----------------------
(1) Pour les trimestres clos les 30 juin
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains (pertes) lié(e)s aux activités de gestion
des risques :
Instruments dérivés des installations énergétiques
aux Etats-Unis 1 9
Stocks de gaz naturel exclusif et instruments
dérivés connexes (4) 6
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt 1 -
Instruments dérivés visant le change (3) -
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités
de gestion des risques 1 (5)
----------------------
Activités de gestion des risques (4) 10
----------------------
----------------------
Pour les semestres clos
les 30 juin
(non audité) Siège
(en millions de Gazoducs Oléoducs Energie social Total
dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA
comparable 1 507 1 464 252 - 644 513 (39) (48) 2 364 1 929
Amortissement (488) (504) (57) - (197) (180) (7) - (749) (684)
----------------------------------------------------------------------------
BAII
comparable 1 019 960 195 - 447 333 (46) (48) 1 615 1 245
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables (446) (369)
Intérêts débiteurs des coentreprises (27) (31)
Intérêts créditeurs et autres comparables 57 6
Impôts sur le bénéfice comparables (325) (178)
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle (64) (53)
Dividendes sur les actions privilégiées (28) (17)
-----------
Résultat comparable 782 603
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques(1) (14) (22)
-----------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires
ordinaires 768 581
-----------
-----------
Pour les semestres clos les 30 juin
(non audité)(en millions de dollars, sauf les montants
par action) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables (446) (369)
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) - -
----------------------
Intérêts débiteurs (446) (369)
----------------------
----------------------
Intérêts créditeurs et autres comparables 57 6
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) (1) -
----------------------
Intérêts créditeurs et autres 56 6
----------------------
----------------------
Impôts sur le bénéfice comparables (325) (178)
Poste particulier :
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités
de gestion des risques(1) 8 12
----------------------
Charge d'impôts (317) (166)
----------------------
----------------------
Résultat comparable par action 1,12 $ 0,87 $
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques (0,02) (0,03)
Bénéfice net par action 1,10 $ 0,84 $
----------------------
----------------------
(1) Pour les semestres clos les 30 juin
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
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(Pertes) gains lié(e)s aux activités de gestion
des risques :
Instruments dérivés des installations
énergétiques aux Etats-Unis (12) (19)
Stocks de gaz naturel exclusif et instruments
dérivés connexes (9) (15)
Instruments dérivés visant le change (1) -
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités
de gestion des risques 8 12
----------------------
Activités de gestion des risques (14) (22)
----------------------
----------------------
Résultats d'exploitation consolidés
Au deuxième trimestre de 2011, le bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle de TransCanada s'est chiffré à 367 millions de dollars et le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société s'est établi à 353 millions de dollars (0,50 $ par action), comparativement à respectivement 295 millions de dollars et 285 millions de dollars (0,41 $ par action) inscrits au deuxième trimestre de 2010.
Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2011 s'est établi à 357 millions de dollars (0,51 $ par action) comparativement au chiffre de 275 millions de dollars (0,40 $ par action) inscrit pour la même période en 2010. Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2011 ne tient pas compte des pertes nettes non réalisées de 4 millions de dollars après les impôts (5 millions de dollars avant les impôts) (gains de 10 millions de dollars après les impôts (15 millions de dollars avant les impôts) en 2010) découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques.
Le résultat comparable s'est accru de 82 millions de dollars (0,11 $ par action) au deuxième trimestre de 2011, comparativement à la période correspondante de 2010, et il tenait compte de ce qui suit :
-- la progression du BAII comparable du secteur des gazoducs, qui est
principalement attribuable à l'accroissement du résultat d'ANR et du
réseau de l'Alberta, aux résultats supplémentaires provenant de Bison et
de Guadalajara, mis en service respectivement en janvier 2011 et en juin
2011, annulée en partie par l'incidence négative du fléchissement du
dollar US sur les activités aux Etats-Unis ainsi que la hausse des coûts
d'exploitation, d'entretien et d'administration;
-- le BAII comparable du secteur des oléoducs alors que la société a
commencé à constater les résultats de Keystone au premier trimestre de
2011;
-- l'accroissement du BAII comparable du secteur de l'énergie, surtout en
raison de la majoration des volumes et des prix réalisés pour Bruce A,
les résultats supplémentaires attribuables à la mise en service de
Halton Hills en septembre 2010 et de Coolidge en mai 2011 ainsi que
l'augmentation des paiements de capacité et des prix réalisés pour les
installations énergétiques aux Etats-Unis, annulé en partie par le recul
des prix pour les installations énergétiques de l'Ouest ainsi que la
baisse des volumes et des prix réalisés pour Bruce B;
-- la hausse des intérêts débiteurs comparables attribuable avant tout à
une baisse des intérêts capitalisés relativement à Keystone et à Halton
Hills et l'accroissement des intérêts débiteurs dans le cadre des
émissions de nouveaux titres d'emprunt en 2010, annulés en partie par
les gains réalisés au deuxième trimestre de 2011, alors que des pertes
avaient été inscrites au deuxième trimestre de 2010, sur les instruments
dérivés servant à gérer le risque lié aux fluctuations des taux
d'intérêt auquel la société est exposée et l'incidence positive d'une
devise américaine moins forte sur les intérêts débiteurs libellés en
dollars US;
-- les intérêts créditeurs et autres comparables supérieurs, qui
comprennent des gains réalisés au deuxième trimestre de 2011,
comparativement à des pertes au deuxième trimestre de 2010, sur les
instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux
fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US;
-- l'augmentation des impôts sur le bénéfice comparables principalement en
raison de la hausse du résultat avant les impôts au deuxième trimestre
de 2011 comparativement au deuxième trimestre de 2010 et d'ajustements
d'impôts sur le bénéfice favorables supérieurs au deuxième trimestre de
2010.
Au premier semestre de 2011, le bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle de TransCanada s'est chiffré à 796 millions de dollars alors que le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société s'est établi à 768 millions de dollars (1,10 $ par action), comparativement aux chiffres de respectivement 598 millions de dollars et 581 millions de dollars (0,84 $ par action) inscrits pour la même période en 2010.
Le résultat comparable du premier semestre de 2011 a été de 782 millions de dollars (1,12 $ par action) comparativement à 603 millions de dollars (0,87 $ par action) pour la même période en 2010. Le résultat comparable du premier semestre de 2011 ne tient pas compte des pertes nettes non réalisées de 14 millions de dollars après les impôts (22 millions de dollars avant les impôts) (pertes de 22 millions de dollars après les impôts (34 millions de dollars avant les impôts) en 2010) découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques.
Le résultat comparable s'est accru de 179 millions de dollars (0,25 $ par action) entre le premier semestre de 2010 et celui de 2011 et il tenait compte de ce qui suit :
-- l'accroissement du BAII du secteur des gazoducs surtout en raison des
résultats supplémentaires provenant de Bison et de Guadalajara, mis en
service respectivement en janvier 2011 et en juin 2011, la hausse du
résultat provenant du réseau de l'Alberta et le recul des coûts
d'expansion des affaires se rapportant au projet de gazoduc de l'Alaska,
contré en partie par l'incidence négative du fléchissement du dollar US
et la progression des frais d'exploitation, d'entretien et
d'administration;
-- le BAII comparable du secteur des oléoducs alors que la société a
commencé à constater les résultats de Keystone au premier trimestre de
2011;
-- la hausse du BAII du secteur de l'énergie, surtout en raison de
l'accroissement des volumes et de la diminution des charges
d'exploitation compte tenu du nombre réduit de jours d'arrêt
d'exploitation et des prix réalisés supérieurs à Bruce A, des prix
réalisés supérieurs pour l'ensemble des installations énergétiques de
l'Ouest, des résultats supplémentaires provenant de la mise en service
de Halton Hills en septembre 2010, de Coolidge en mai 2011 et du projet
éolien Kibby en octobre 2011 ainsi que des produits supérieurs provenant
des installations énergétiques aux Etats-Unis, annulée en partie par le
recul des prix réalisés et la baisse des volumes à Bruce B ainsi que la
diminution des produits tirés du stockage de gaz naturel exclusif et de
tiers;
-- la hausse des intérêts débiteurs comparables attribuable avant tout à
une baisse des intérêts capitalisés relativement à Keystone et à Halton
Hills et l'accroissement des intérêts débiteurs dans le cadre des
émissions de nouveaux titres d'emprunt en 2010, annulés en partie par
les gains réalisés en 2011, alors que des pertes avaient été inscrites
en 2010, sur les instruments dérivés servant à gérer le risque lié aux
fluctuations des taux d'intérêt auquel la société est exposée et
l'incidence positive d'une devise américaine moins forte sur les
intérêts débiteurs libellés en dollars US et les titres d'emprunt
canadiens échéant en 2011 et en 2010;
-- les intérêts créditeurs et autres comparables supérieurs, qui
comprennent des gains réalisés en 2011, comparativement à des pertes en
2010, sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la
société aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en
dollars US;
-- l'augmentation des impôts sur le bénéfice comparables principalement en
raison de la hausse du résultat avant les impôts en 2011 comparativement
à 2010 et d'ajustements d'impôts sur le bénéfice favorables supérieurs
en 2010;
-- la majoration des dividendes sur les actions privilégiées du fait des
nouvelles émissions d'actions privilégiées en 2010;
Les résultats financiers importants du premier trimestre et du premier semestre de 2011 sont abordés plus en détail sous les rubriques "Gazoducs", "Oléoducs", "Energie" et "Autres postes de l'état des résultats" du présent rapport de gestion.
Soldes libellés en dollars US
Sur une base consolidée, l'incidence des fluctuations de la valeur du dollar US sur les activités aux Etats-Unis est en partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US ainsi qu'en fait état le tableau ci-après. L'exposition nette avant les impôts qui en résulte est gérée au moyen d'instruments dérivés, ce qui permet de réduire davantage l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change entre le dollar CA et la devise américaine. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, le taux de change moyen du dollar canadien par rapport au dollar US s'est chiffré à respectivement 0,97 et 0,98 (respectivement 1,03 et 1,03 en 2010).
Sommaire des principaux montants libellés en dollars US
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
(en millions de dollar US, avant les les 30 juin les 30 juin
impôts) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) 175 147 424 373
BAII comparable des oléoducs aux
Etats-Unis(1) 81 - 132 -
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(1) 65 42 97 81
Intérêts sur la dette à long terme
libellée en dollars US (180) (163) (362) (322)
Intérêts capitalisés sur les dépenses
en immobilisations aux Etats-Unis 25 65 72 133
Participations sans contrôle et autres
aux Etats-Unis (44) (36) (95) (81)
------------------------------------
122 55 268 184
------------------------------------
------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" pour un complément d'information sur le BAII comparable.
Gazoducs
Le BAII comparable du secteur des gazoducs s'est élevé à 467 millions de dollars et à 1,0 milliard de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, alors qu'il avait été de respectivement 445 millions de dollars et 960 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2010.
Résultats du secteur des gazoducs
Trimestres clos Semestres clos
(non audité) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada 267 263 532 528
Réseau de l'Alberta 181 176 366 351
Foothills 32 35 65 68
Autres (TQM, Ventures LP) 13 14 25 27
------------------------------------
BAIIA comparable des gazoducs au
Canada(1) 493 488 988 974
Amortissement (181) (185) (361) (368)
------------------------------------
BAII comparable des gazoducs au
Canada(1) 312 303 627 606
------------------------------------
Gazoducs aux Etats-Unis (en dollars US)
ANR 70 59 181 174
GTN(2) 31 40 76 83
Great Lakes(3) 25 25 55 57
PipeLines LP(4)(5) 23 22 50 47
Iroquois 16 17 35 35
Bison(2)(6) 14 - 27 -
Portland(5)(7) 3 1 13 11
International (Tamazunchale,
Guadalajara,
TransGas, Gas Pacifico/INNERGY)(8) 15 14 25 24
Frais généraux et frais
d'administration et de
soutien(9) (2) (3) (4) (9)
Participations sans contrôle(5) 46 36 96 82
------------------------------------
BAIIA comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) 241 211 554 504
Amortissement (66) (64) (130) (131)
------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) 175 147 424 373
Change (5) 5 (9) 14
------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) (en dollars CA) 170 152 415 387
------------------------------------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires du secteur des gazoducs(1) (15) (10) (23) (33)
------------------------------------
BAII comparable du secteur des
gazoducs(1) 467 445 1 019 960
------------------------------------
------------------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur des
gazoducs(1) 711 696 1 507 1 464
Amortissement (244) (251) (488) (504)
------------------------------------
BAII comparable du secteur des
gazoducs(1) 467 445 1 019 960
------------------------------------
------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) Les résultats rendent compte de la participation directe de 75 % de
TransCanada au 3 mai 2011 et de 100 % avant cette date.
(3) Ces données représentent la participation de 53,6 % de la société.
(4) Le 3 mai 2011, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a
diminué pour passer de 38,2 % à 33,3 %. Par conséquent, les résultats de
PipeLines LP comprennent la participation réduite de TransCanada dans
PipeLines LP et la participation réelle de TransCanada par le truchement
de la participation de 8,3 % de PipeLines LP dans GTN et dans Bison
depuis le 3 mai 2011.
(5) Les participations sans contrôle tiennent compte du BAIIA comparable
pour les tronçons de PipeLines LP et de Portland n'appartenant pas à
TransCanada.
(6) Ces données comprennent l'exploitation du gazoduc Bison depuis janvier
2011.
(7) Ces données représentent la participation de 61,7 % de la société.
(8) Ces données comprennent l'exploitation de Guadalajara depuis le 15 juin
2011.
(9) Ces données représentent les frais généraux et les frais
d'administration et de soutien liés à certains pipelines de la société.
Bénéfice net des gazoducs détenus en propriété exclusive au Canada
Trimestres clos Semestres clos
(non audité) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Réseau principal au Canada 63 64 125 130
Réseau de l'Alberta 50 37 98 75
Foothills 6 7 12 13
--------------------------------------
--------------------------------------
Gazoducs au Canada
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, le bénéfice net du réseau principal au Canada a régressé de respectivement 1 million de dollars et 5 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2010, baisse provenant surtout d'une diminution du taux de rendement du capital-actions ordinaire ("RCA"), que l'Office national de l'énergie ("ONE") a fixé à 8,08 % en 2011 contre 8,52 % en 2010, ainsi que de la baisse de la base tarifaire moyenne. La réduction du RCA et de la base tarifaire moyenne a été annulée en partie par des revenus incitatifs supérieurs en 2011.
Le BAIIA comparable du réseau principal au Canada, à 267 millions de dollars et 532 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, a progressé de 4 millions de dollars comparativement à chacune des périodes respectives en 2010. La hausse des produits découlant des revenus incitatifs et des coûts transférés supérieurs a été partiellement contrée par un rendement généralement inférieur, lié à la réduction du RCA et des charges financières, sur une base tarifaire réduite. Les coûts transférés n'ont aucune incidence sur le bénéfice net et leur accroissement s'explique par les impôts sur le bénéfice supérieurs.
Le bénéfice net du réseau de l'Alberta s'est chiffré à 50 millions de dollars au deuxième trimestre de 2011 et à 98 millions de dollars au premier semestre de 2011, contre respectivement 37 millions de dollars et 75 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2010. L'augmentation tient compte d'un RCA de 9,70 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % approuvé par l'ONE en septembre 2010 dans le cadre de la demande de la société ayant trait au règlement visant les besoins en produits pour la période de 2010 à 2012. Le bénéfice net en 2010 tenait compte d'un RCA de 8,75 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 35 %.
Le BAIIA comparable du réseau de l'Alberta s'est établi à 181 millions de dollars au deuxième trimestre de 2011 et à 366 millions de dollars au premier semestre de 2011, alors qu'il avait été de respectivement 176 millions de dollars et 351 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2010. L'augmentation s'explique avant tout par l'accroissement du RCA compris dans le règlement sur les besoins en produits pour la période de 2010 à 2012.
Gazoducs aux Etats-Unis
Le BAIIA comparable d'ANR, pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, a été de respectivement 70 millions de dollars US et 181 millions de dollars US, alors qu'il s'était chiffré à respectivement 59 millions de dollars US et 174 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2010. Ces progressions s'expliquent avant tout par la progression des produits de transport et de stockage, un règlement conclu avec une contrepartie et l'augmentation des ventes de produits de base connexes, annulée en partie par l'accroissement des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration.
Le BAIIA comparable de GTN pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011 a été de respectivement 31 millions de dollars US et 76 millions de dollars US comparativement à 40 millions de dollars US et à 83 millions de dollars US pour les mêmes périodes en 2010. Ces reculs s'expliquent surtout par le fait que TransCanada ait vendu sa participation de 25 % dans GTN à PipeLines LP en mai 2011.
Le gazoduc Bison a été mis en service en janvier 2011. La quote-part de TransCanada du BAIIA comparable s'est établie à respectivement 14 millions de dollars US et 27 millions de dollars US pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011. Le BAIIA tient compte de la vente par TransCanada de sa participation de 25 % dans le gazoduc Bison à PipeLines LP en mai 2011.
Pour le reste des gazoducs aux Etats-Unis, le BAIIA comparable s'est établi à 157 millions de dollars US et à 346 millions de dollars US respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement à 152 millions de dollars US et à 333 millions de dollars US pour les mêmes périodes en 2010. Les hausses étaient surtout dues aux produits supérieurs de Northern Border, à la compression des frais généraux et des frais d'administration et de soutien ainsi qu'au résultat du gazoduc Guadalajara qui a été mis en service le 15 juin 2011.
Amortissement
L'amortissement des gazoducs a diminué de 7 millions de dollars et de 16 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement aux périodes correspondantes de 2010. Ce recul découle principalement des taux d'amortissement moindres prévus dans les règlements tarifaires pour Great Lakes et le réseau de l'Alberta ainsi que de l'incidence du fléchissement du dollar US sur l'amortissement des actifs aux Etats-Unis, annulé en partie par l'amortissement supplémentaire pour Bison.
Expansion des affaires
Pour ce qui est de l'expansion des affaires dans le secteur des gazoducs, la perte au titre du BAIIA comparable s'est accrue de 5 millions de dollars et a diminué de 10 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement aux mêmes périodes en 2010. Les coûts d'expansion des affaires ont augmenté au deuxième trimestre de 2011 comparativement au deuxième trimestre de 2010, principalement en raison de l'intensification des travaux en 2011 dans le cadre du projet de gazoduc de l'Alaska, mais cette hausse a été partiellement annulée par le remboursement, par l'Etat de l'Alaska, de 90 % des coûts de projet admissibles depuis le 31 juillet 2010, alors que ces frais n'étaient remboursables que dans une proportion de 50 % avant cette date. Le recul des coûts d'expansion des affaires au cours du premier semestre de 2011 s'explique principalement par le remboursement d'un pourcentage supérieur des coûts par l'Etat de l'Alaska. Les frais imputables au projet ainsi que les remboursements sont partagés proportionnellement avec ExxonMobil, l'associé de TransCanada dans la coentreprise dans le cadre du projet de gazoduc de l'Alaska. Le recul des coûts d'expansion des affaires au premier semestre de 2011 a été en partie contré par les droits imputés par l'ONE en mars 2011 afin de recouvrer la quote-part revenant à l'Aboriginal Pipeline Group des coûts liés aux audiences au sujet du gazoduc de la vallée du Mackenzie.
Données sur l'exploitation
Semestres clos Réseau principal Réseau de
les 30 juin au Canada(1) l'Alberta(2) Foothills ANR(3)
(non audité) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne
(en millions de
dollars) 6 328 6 572 4 993 4 975 617 666 s.o. s.o.
Volumes livrés
(en Gpi(3))
Total 1 059 844 1 788 1 723 630 680 870 795
Moyenne quotidienne 5,9 4,7 9,9 9,5 3,5 3,8 4,8 4,4
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
(1) Les volumes de livraison du réseau principal au Canada indiqués tiennent
compte des livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à
l'exportation. Pour le semestre clos le 30 juin 2011, les réceptions
physiques du réseau principal au Canada en provenance de la frontière
albertaine et en Saskatchewan ont totalisé 643 milliards de pieds cubes
("Gpi(3)") (645 Gpi(3) en 2010) pour une moyenne quotidienne de 3,6
Gpi(3) (3,6 Gpi(3) en 2010).
(2) Les volumes reçus sur place pour le réseau de l'Alberta se sont chiffrés
à 1 733 Gpi(3) pour le semestre clos le 30 juin 2011 (1 740 Gpi(3) en
2010) pour une moyenne quotidienne de 9,6 Gpi(3) (9,6 Gpi(3) en 2010).
(3) La base tarifaire moyenne n'influe pas sur les résultats d'ANR puisque
ces réseaux sont exploités conformément à des modèles à tarification
fixe approuvés par la Federal Energy Regulatory Commission des Etats-
Unis.
Oléoducs
Pour le trimestre et la période de cinq mois clos le 30 juin 2011, la société a constaté un BAII comparable de respectivement 119 millions de dollars et 195 millions de dollars relativement au secteur Oléoducs. Vers la fin de janvier 2011, les travaux ont été achevés afin d'accroître la pression d'exploitation de Keystone à la suite de la décision de l'ONE de supprimer la restriction relative à la pression d'exploitation maximale pour le tronçon ayant fait l'objet d'une conversion en décembre 2010. Au début de février 2011, la société a commencé à constater le BAIIA pour le tronçon de Wood River/Patoka de Keystone et le prolongement de Cushing, qui a alors été mis en service.
Résultats du secteur des oléoducs
Période de cinq
Pour la période du 1(er) février au 30 Trimestre clos mois close
juin le 30 juin le 30 juin
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2011
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable du secteur des oléoducs
au Canada(1) 55 90
Amortissement (13) (22)
-----------------------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs
au Canada(1) 42 68
-----------------------------------
BAIIA comparable du secteur des oléoducs
aux Etats-Unis(1) (en dollars US) 103 168
Amortissement (22) (36)
-----------------------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs
aux Etats-Unis(1) 81 132
Change (3) (4)
-----------------------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs
aux Etats-Unis(1)
(en dollars CA) 78 128
-----------------------------------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires du secteur
des oléoducs (1) (1) (1)
-----------------------------------
BAII comparable du secteur des
oléoducs(1) 119 195
-----------------------------------
-----------------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur des
oléoducs(1) 153 252
Amortissement (34) (57)
-----------------------------------
BAII comparable du secteur des
oléoducs(1) 119 195
-----------------------------------
-----------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA comparable et le BAII comparable.
Données sur l'exploitation
Trimestre Période de cinq
clos mois close
Pour la période du 1(er) février au 30 juin le 30 juin le 30 juin
(non audité) 2011 2011
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes livrés (en milliers de barils)(1) :
Total 30 167 52 633
Moyenne quotidienne 332 351
-----------------------------------
-----------------------------------
(1) Les volumes de livraison tiennent compte des livraisons effectuées.
Energie
Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie s'est établi à 193 millions de dollars et à 447 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement à respectivement 164 millions de dollars et 333 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2010.
Résultats du secteur de l'énergie
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques au Canada
Installations énergétiques de
l'Ouest(1) 74 85 194 127
Installations énergétiques de l'Est(2) 71 46 151 98
Bruce Power 56 47 133 110
Frais généraux et frais
d'administration et de
soutien (9) (5) (17) (15)
--------------------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques au Canada(3) 192 173 461 320
Amortissement (69) (58) (136) (118)
--------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques au Canada(3) 123 115 325 202
--------------------------------------
Installations énergétiques aux
Etats-Unis
(en dollars US)
Installations énergétiques du
Nord-Est(4) 99 78 170 151
Frais généraux et frais
d'administration et de
soutien (10) (9) (19) (18)
--------------------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(3) 89 69 151 133
Amortissement (24) (27) (54) (52)
--------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(3) 65 42 97 81
Change (3) 2 (3) 3
--------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(3)
(en dollars CA) 62 44 94 84
--------------------------------------
Stockage de gaz naturel
Installations de stockage en Alberta 21 20 52 73
Frais généraux et frais
d'administration et de
soutien (3) (2) (5) (4)
--------------------------------------
BAIIA comparable des installations de
stockage de gaz naturel(3) 18 18 47 69
Amortissement (4) (4) (8) (8)
--------------------------------------
BAII comparable des installations de
stockage de gaz naturel(3) 14 14 39 61
--------------------------------------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires du secteur de l'énergie(3) (6) (9) (11) (14)
--------------------------------------
BAII comparable du secteur de
l'énergie(3) 193 164 447 333
--------------------------------------
--------------------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur de
l'énergie(3) 290 254 644 513
Amortissement (97) (90) (197) (180)
--------------------------------------
BAII comparable du secteur de
l'énergie(3) 193 164 447 333
--------------------------------------
--------------------------------------
(1) Ces données comprennent Coolidge depuis mai 2011.
(2) Ces données comprennent Halton Hills depuis septembre 2010.
(3) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(4) Ces données comprennent les installations de la deuxième étape du
projet éolien de Kibby à compter d'octobre 2010.
Installations énergétiques au Canada
BAII comparable des installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est du
Canada(1)(2)
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques de l'Ouest 182 202 461 366
Installations énergétiques de l'Est 113 65 231 132
Autres(3) 18 15 41 37
-------------------------------------
313 282 733 535
-------------------------------------
Achats de produits de base revendus
Installations énergétiques de l'Ouest (101) (99) (244) (205)
Autres(4) (4) (7) (9) (12)
-------------------------------------
(105) (106) (253) (217)
-------------------------------------
Coûts d'exploitation des centrales et
autres (63) (45) (135) (93)
Frais généraux et frais
d'administration et
de soutien (9) (5) (17) (15)
-------------------------------------
BAIIA comparable(1) 136 126 328 210
Amortissement (41) (32) (80) (69)
-------------------------------------
BAII comparable(1) 95 94 248 141
-------------------------------------
-------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) Ces données comprennent Coolidge et Halton Hills depuis respectivement
mai 2011 et septembre 2010.
(3) Ces données comprennent les ventes de gaz naturel excédentaire acheté
pour la production d'électricité et de noir de carbone thermique. Les
gains et les pertes réalisés sur les instruments dérivés utilisés pour
l'achat et la vente de gaz naturel aux fins de la gestion des actifs des
installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est sont présentés en tant
que montant net dans les autres produits.
(4) Ces données comprennent le coût du gaz naturel excédentaire n'ayant pas
été utilisé dans le cadre de l'exploitation.
Données sur l'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest et de
l'Est du Canada
Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(non audité) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite
Installations énergétiques de
l'Ouest(1) 626 594 1 307 1 179
Installations énergétiques de
l'Est(2) 770 395 1 848 824
Achats
CAE de Sundance A et B et de
Sheerness(3) 1 855 2 459 3 960 5 114
-------------------------------------
Autres achats 174 73 376 222
-------------------------------------
3 425 3 521 7 491 7 339
-------------------------------------
-------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat
Installations énergétiques de
l'Ouest(1) 2 038 2 573 4 307 4 842
Installations énergétiques de
l'Est(2) 770 395 1 848 840
Electricité vendue au comptant
Installations énergétiques de l'Ouest 617 553 1 336 1 657
-------------------------------------
3 425 3 521 7 491 7 339
-------------------------------------
-------------------------------------
Capacité disponible des centrales(4)
Installations énergétiques de
l'Ouest(1)(5) 97% 94% 97% 94%
Installations énergétiques de
l'Est(2)(6) 92% 97% 95% 97%
-------------------------------------
-------------------------------------
(1) Ces données comprennent Coolidge depuis mai 2011.
(2) Ces données comprennent Halton Hills depuis septembre 2010.
(3) Aucun volume n'a été livré aux termes de la CAE de Sundance A en 2011.
(4) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps
au cours d'une période donnée pendant laquelle la centrale est
disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation
ou non.
(5) Ces données excluent les installations qui fournissent de l'électricité
à TransCanada aux termes de CAE.
(6) La centrale de Bécancour ne fait pas partie du calcul de la capacité
disponible car la production d'électricité y est suspendue depuis 2008.
Au deuxième trimestre de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest s'est établi à 74 millions de dollars et les produits des ventes d'électricité ont été de 182 millions de dollars, soit respectivement 11 millions de dollars et 20 millions de dollars de moins que les chiffres inscrits pour la même période en 2010. Cette baisse provient principalement du recul des prix réalisés pour l'électricité en Alberta, partiellement contrebalancée par les résultats supplémentaires de Coolidge, dont la mise en service a eu lieu en mai 2011 aux termes d'une convention d'achat d'électricité ("CAE") de 20 ans. Les prix moyens de l'électricité sur le marché au comptant en Alberta ont reculé de 35 % pour s'établir à 52 $ le mégawatt-heure ("MWh") au deuxième trimestre de 2011, comparativement à 80 $ le MWh au deuxième trimestre de 2010 lorsque certains arrêts d'exploitation imprévus ont donné lieu à des prix beaucoup plus élevés sur le marché au comptant.
Au premier semestre de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a été de 194 millions de dollars et le produit des ventes d'électricité s'est chiffré à 461 millions de dollars, soit respectivement 67 millions de dollars et 95 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour la même période en 2010. Cette hausse provient surtout de l'augmentation des prix réalisés pour l'électricité dans leur ensemble et des résultats supplémentaires de Coolidge.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest comprenait des résultats à recevoir de respectivement 12 millions de dollars et 51 millions de dollars de la CAE de Sundance A, dont les produits et les coûts ont été constatés comme s'il s'agissait d'arrêts normaux d'exploitation aux groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance A. Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Faits nouveaux" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur l'arrêt d'exploitation à Sundance A.
Les achats de produits de base revendus des installations énergétiques de l'Ouest ont augmenté de 39 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement à la même période en 2010, principalement du fait des volumes supérieurs à Sheerness et de l'augmentation des contrats au détail.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Est, à respectivement 71 millions de dollars et 151 millions de dollars pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, a progressé de respectivement 25 millions de dollars et 53 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2010. Les produits des ventes d'électricité ont totalisé 113 millions de dollars et 231 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, soit respectivement 48 millions de dollars et 99 millions de dollars de plus que pour les périodes correspondantes de 2010. Ces hausses découlent principalement des résultats supplémentaires de Halton Hills, installation mise en service en septembre 2010.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont respectivement chiffrés à 63 millions de dollars et à 135 millions de dollars, soit une hausse de 18 millions de dollars et de 42 millions de dollars comparativement aux chiffres enregistrés pour les périodes correspondantes de 2010. Ces augmentations découlent avant tout du combustible supplémentaire utilisé à Halton Hills.
Comparativement aux mêmes périodes en 2010, l'amortissement s'est accru de 9 millions de dollars et de 11 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, et ce, en raison de l'amortissement supplémentaire pour Halton Hills et Coolidge.
Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction des portefeuilles. Une partie de leurs approvisionnements est vendue sur le marché au comptant en cas d'arrêt d'exploitation imprévu. La quantité globale des volumes vendus sur le marché au comptant dépend de la possibilité de conclure des opérations de vente sur les marchés à terme selon des modalités contractuelles acceptables. Cette méthode de gestion permet aux installations énergétiques de l'Ouest de réduire au minimum leurs coûts si elles devaient être obligées d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de leurs engagements de vente contractuels. Environ 77 % des volumes des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Ouest ont été vendus aux termes de contrats au deuxième trimestre de 2011, comparativement à 82 % au deuxième trimestre de 2010. Afin de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant pour les volumes d'électricité non visés par des contrats, les installations énergétiques de l'Ouest avaient conclu, au 30 juin 2011, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 4 600 gigawatts-heure ("GWh") d'électricité pour le reste de 2011 et 7 500 GWh pour 2012.
Les installations énergétiques de l'Est concentrent leurs activités sur la vente d'électricité au moyen de contrats à long terme. La totalité des volumes de l'électricité vendue par les installations énergétiques de l'Est l'a été aux termes de contrats aux deuxièmes trimestres de 2011 et de 2010, ce qui devrait continuer d'être le cas pour le reste de 2011 et en 2012.
Résultats de Bruce Power
(Quote-part de TransCanada)
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
(en millions de dollars, à moins les 30 juin les 30 juin
d'indication contraire) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits(1) 202 197 415 422
Charges d'exploitation (146) (150) (282) (312)
-------------------------------------
BAIIA comparable(2) 56 47 133 110
-------------------------------------
-------------------------------------
BAIIA comparable de Bruce A(2) 32 10 66 23
BAIIA comparable de Bruce B(2) 24 37 67 87
-------------------------------------
BAIIA comparable(2) 56 47 133 110
Amortissement (28) (26) (56) (49)
-------------------------------------
BAII comparable(2) 28 21 77 61
-------------------------------------
-------------------------------------
Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales
Bruce A 97% 72% 98% 69%
Bruce B 80% 86% 86% 92%
Capacité cumulée de Bruce Power 85% 82% 89% 85%
Jours d'arrêt d'exploitation prévus
Bruce A 8 25 8 60
Bruce B 49 47 70 47
Jours d'arrêt d'exploitation imprévus
Bruce A 5 22 9 48
Bruce B 19 - 27 6
Volume des ventes (en GWh)
Bruce A 1 436 1 121 2 936 2 110
Bruce B 1 760 1 944 3 792 4 099
-------------------------------------
3 196 3 065 6 728 6 209
-------------------------------------
Résultats par MWh
Produits de Bruce A 66 $ 65 $ 66 $ 64 $
Produits de Bruce B(3) 55 $ 59 $ 54 $ 58 $
Produits cumulés de Bruce Power 59 $ 60 $ 58 $ 60 $
-------------------------------------
-------------------------------------
(1) Les produits comprennent les recouvrements de coûts de combustible de
Bruce A, soit 7 millions de dollars et 15 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011
(9 millions de dollars et 14 millions de dollars pour les périodes
respectives en 2010).
(2) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(3) Ces données comprennent les produits reçus conformément au mécanisme de
prix plancher, pour la production réputée, y compris les volumes
associés à la production d'électricité et à la production réputée et
aux règlements de contrats.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce A s'est établie à respectivement 32 millions de dollars et 66 millions de dollars pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, soit respectivement 10 millions de dollars et 23 millions de dollars de plus que pour les mêmes périodes en 2010, en raison de la hausse des volumes et de la baisse des charges d'exploitation puisque les jours d'arrêt d'exploitation prévus et imprévus n'ont pas été aussi nombreux. Les résultats du semestre clos le 30 juin 2010 comprenaient un paiement versé par Bruce B à Bruce A à l'égard de modifications apportées en 2009 à un accord à long terme conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario ("OEO"). L'incidence positive nette reflétait le pourcentage supérieur de la participation de TransCanada dans Bruce A.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce B s'est chiffrée à respectivement 24 millions de dollars et 67 millions de dollars pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, soit un repli de respectivement 37 millions de dollars et 87 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes en 2010, et ce, principalement en raison de la baisse des volumes et de l'accroissement des coûts d'exploitation puisque les jours d'arrêt d'exploitation ont été plus nombreux ainsi que des prix réalisés moins élevés compte tenu de l'échéance des contrats à prix fixe assortis de prix plus élevés. Les résultats du semestre clos le 30 juin 2010 comprenaient le paiement susmentionné versé à Bruce A au premier trimestre de 2010.
Aux termes d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production de Bruce A du deuxième trimestre de 2011 a été vendue au prix fixe de 66,33 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 64,71 $ le MWh au deuxième trimestre de 2010. Egalement aux termes d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production des réacteurs de Bruce B a fait l'objet d'un prix plancher de 50,18 $ le MWh au deuxième trimestre de 2011 et de 48,96 $ le MWh au deuxième trimestre de 2010. Les prix contractuels de Bruce A et de Bruce B sont ajustés 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. Pour ce qui est de 2011, TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants inscrits dans les produits du premier semestre de 2011 ne devrait être remboursé.
Bruce B conclut des contrats de vente à prix fixe selon lesquels Bruce B reçoit ou paie l'écart entre le prix contractuel et le prix du marché au comptant. Le prix réalisé de Bruce B a diminué pour s'établir à respectivement 55 $ le MWh et 54 $ le MWh pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, soit un recul de 4 $ le MWh comparativement à chacune des périodes correspondantes de 2010, et il rend compte des produits constatés aux termes du mécanisme de prix plancher et des ventes contractuelles. Les baisses sont attribuables au fait que la majeure partie des contrats à prix plus élevés conclus au cours des années précédentes sont arrivés à échéance à la fin de décembre 2010. Au fur et à mesure que ces contrats à prix plus élevés arriveront à échéance, les prix réalisés de Bruce B au cours d'exercices futurs devraient baisser davantage.
La capacité disponible générale des centrales en 2011 devrait se situer à environ 85 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A et s'établir à environ 85 % pour les quatre réacteurs de Bruce B. Bruce B a amorcé un arrêt d'exploitation d'environ trois semaines au réacteur 6 vers la fin de juillet 2011. Pour un complément d'information sur les arrêts d'exploitation prévus à des fins d'entretien, il y a lieu de se reporter au rapport de gestion du rapport annuel 2010 de TransCanada.
Au 30 juin 2011, Bruce A avait engagé des coûts d'environ 4,4 milliards de dollars dans le cadre de la remise à neuf et en exploitation des réacteurs 1 et 2, et d'environ 0,3 milliard de dollars pour la remise à neuf des réacteurs 3 et 4.
BAII comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)(2)
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars US) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques(3) 224 237 479 469
Capacité 74 66 113 106
Autres(4) 13 15 43 40
-------------------------------------
311 318 635 615
Achats de produits de base revendus (84) (112) (215) (248)
Coûts d'exploitation des centrales et
autres(4) (128) (128) (250) (216)
Frais généraux et frais
d'administration et
de soutien (10) (9) (19) (18)
-------------------------------------
BAIIA comparable(1) 89 69 151 133
Amortissement (24) (27) (54) (52)
-------------------------------------
BAII comparable(1) 65 42 97 81
-------------------------------------
-------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) Ces données comprennent les installations de la deuxième étape du projet
éolien de Kibby à compter d'octobre 2010.
(3) Les gains et les pertes réalisés sur les instruments dérivés financiers
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité, de gaz naturel et de
mazout aux fins de la gestion des actifs des installations énergétiques
aux Etats-Unis sont présentés en tant que montant net dans les produits
tirés des installations énergétiques.
(4) Ces données comprennent les produits et les coûts de la centrale de
Ravenswood associés à un accord de service avec un tiers.
Données sur l'exploitation des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)
Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(non audité) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes physiques (en GWh)
Offre
Electricité produite 1 941 1 789 3 232 2 680
Achats 1 181 2 061 3 120 4 547
-------------------------------------
3 122 3 850 6 352 7 227
-------------------------------------
-------------------------------------
Capacité disponible des
centrales(2)(3) 86% 92% 84% 89%
-------------------------------------
-------------------------------------
(1) Ces données comprennent les installations de la deuxième étape du projet
éolien de Kibby à compter d'octobre 2010.
(2) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps
au cours d'une période donnée pendant laquelle la centrale est
disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation
ou non.
(3) La capacité disponible a diminué au cours du trimestre et du semestre
clos le 30 juin 2011 en raison de l'incidence des arrêts d'exploitation
prévus à Ravenswood et à OSP.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques des Etats-Unis, à respectivement 89 millions de dollars US et 151 millions de dollars US pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011 a progressé de respectivement 20 millions de dollars US et de 18 millions de dollars US comparativement aux mêmes périodes en 2010. Ces hausses proviennent principalement de l'accroissement des produits tirés de la capacité et des prix réalisés pour l'électricité ainsi que des résultats supplémentaires de la deuxième étape du projet éolien de Kibby entrée en service en octobre 2010.
Pour le trimestre clos le 30 juin 2011, les produits des installations énergétiques aux Etats-Unis se sont chiffrés à 224 millions de dollars US, soit 13 millions de dollars US de moins que pour la même période en 2010, principalement en raison de la baisse des volumes physiques d'électricité vendus. Ce repli a été annulé en partie par la hausse des prix réalisés pour l'électricité, les produits supplémentaires tirés de la deuxième étape du projet éolien de Kibby, les nouvelles ventes dans le secteur de PJM Interconnection ("PJM") et l'accroissement du nombre de clients commerciaux dans l'Etat de New York. Pour le semestre clos le 30 juin 2011, les produits des installations énergétiques aux Etats-Unis se sont chiffrés à 479 millions de dollars US, soit un accroissement de 10 millions de dollars US comparativement à la période correspondante de 2010, en raison de la progression des prix réalisés pour l'électricité et des produits supplémentaires découlant de la deuxième étape du projet éolien de Kibby ainsi que des produits supplémentaires provenant de PJM et des clients commerciaux dans l'Etat de New York, accroissement partiellement contré par le recul des volumes d'électricité vendus.
Les produits tirés de la capacité ont été de respectivement 74 millions de dollars US et 113 millions de dollars US pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, en hausse de respectivement 66 millions de dollars US et de 106 millions de dollars US comparativement aux périodes correspondantes de 2010. Cette augmentation découle principalement de la réduction des arrêts d'exploitation imprévus à Ravenswood, partiellement contrée par le recul des prix de la capacité sur le marché de l'électricité en Nouvelle-Angleterre.
Les achats de produits de base revendus, à respectivement 84 millions de dollars US et 215 millions de dollars US pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, affichent un recul de respectivement 112 millions de dollars US et de 248 millions de dollars US comparativement aux périodes correspondantes de 2010, et ce, surtout en raison de la réduction des volumes d'électricité achetés afin d'être revendus, annulé en partie par l'augmentation des prix de l'électricité par MWh acheté.
Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 128 millions de dollars US au deuxième trimestre de 2011, montant comparable à celui inscrit au deuxième trimestre de 2010. Pour le semestre clos le 30 juin 2011, les coûts d'exploitation des centrales et autres, à 250 millions de dollars US, sont de 34 millions de dollars US supérieurs à ceux de la période correspondante de 2010, principalement en raison des coûts de combustible supérieurs du fait de la production accrue, des coûts d'exploitation supplémentaires dans le cadre de la deuxième étape du projet éolien de Kibby et de la réduction des coûts de location liés à Ravenswood en 2010.
Les installations énergétiques aux Etats-Unis concentrent leurs activités sur la vente d'électricité au moyen de contrats à court et à long termes conclus avec des clients des secteurs industriel, commercial et de gros sur les marchés de New York, de la Nouvelle-Angleterre et de PJM. Pour réduire l'exposition aux fluctuations des prix au comptant, ces contrats de vente d'électricité sont couverts par un amalgame de contrats d'achat à terme d'électricité, de contrats d'achat à terme de combustible pour produire l'électricité et de contrats financiers. Au 30 juin 2011, les installations énergétiques aux Etats-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 3 100 GWh d'électricité, ou 67 %, de leur production prévue pour le reste de 2011. 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 et les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients. La nature saisonnière des installations énergétiques aux Etats-Unis donne généralement lieu à des volumes de production supérieurs pendant les mois d'été.
Stockage de gaz naturel
Le BAIIA comparable tiré du stockage de gaz naturel s'est élevé à respectivement 18 millions de dollars et 47 millions de dollars pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement aux chiffres de 18 millions de dollars et de 69 millions de dollars enregistrés pour les périodes correspondantes de 2010. La baisse du BAIIA comparable pour le semestre clos le 30 juin 2011 par rapport à la même période en 2010 est surtout attribuable au recul des produits tirés du stockage exclusif et de tiers en raison du rétrécissement des écarts dans les prix réalisés pour le gaz naturel.
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables(1)
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts sur la dette à long terme(2)
Libellée en dollars CA 122 129 244 260
Libellée en dollars US 180 163 362 322
Change (5) 5 (8) 11
-------------------------------------
297 297 598 593
Intérêts divers et amortissement 7 33 13 53
Intérêts capitalisés (68) (143) (165) (277)
-------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables(1) 236 187 446 369
-------------------------------------
-------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur
les intérêts débiteurs comparables.
(2) Ces données comprennent les intérêts sur les billets subordonnés de rang
inférieur.
Au deuxième trimestre de 2011, les intérêts débiteurs comparables ont augmenté de 49 millions de dollars pour passer de 187 millions de dollars au deuxième trimestre de 2010 à 236 millions de dollars. Les intérêts débiteurs comparables pour le semestre clos le 30 juin 2011 ont progressé de 77 millions de dollars pour atteindre 446 millions de dollars, alors qu'ils avaient été de 369 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2010. Ces augmentations sont le résultat de la baisse des intérêts capitalisés pour Keystone et Halton Hills en raison de la mise en service de ces actifs, et des intérêts débiteurs supplémentaires sur les émissions de titres d'emprunt pour un montant de 1,25 milliard de dollars US en juin 2010 et de 1,0 milliard de dollars US en septembre 2010. Ces hausses ont été partiellement annulées par les gains réalisés en 2011, alors que des pertes avaient été inscrites en 2010 au titre des instruments dérivés servant à gérer le risque lié aux fluctuations des taux d'intérêt auquel la société est exposée, l'incidence favorable d'une devise américaine moins forte sur l'intérêt libellé en dollars US et les échéances de titres d'emprunt libellés en dollars CA en 2011 et en 2010.
Les intérêts créditeurs et autres comparables ont totalisé 26 millions de dollars au deuxième trimestre de 2011. Il s'agit d'une augmentation de 44 millions de dollars comparativement aux intérêts débiteurs de 18 millions de dollars affichés au deuxième trimestre de 2010. Pour le semestre clos le 30 juin 2011, les intérêts créditeurs et autres comparables se sont chiffrés à 57 millions de dollars, soit 6 millions de dollars de plus que le chiffre de 51 millions de dollars inscrit pour le semestre clos le 30 juin 2010. Cette hausse tient compte des gains réalisés en 2011, comparativement aux pertes inscrites en 2010, sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition nette de la société aux fluctuations des taux de change sur les produits libellés en dollars US et provenant de la conversion des soldes du fonds de roulement compte tenu du fléchissement du dollar US.
Les impôts sur le bénéfice comparables sont passés de 60 millions de dollars au deuxième trimestre de 2010 à 140 millions de dollars au deuxième trimestre de 2011. Les impôts sur le bénéfice comparables du semestre clos le 30 juin 2011 étaient de 325 millions de dollars alors qu'ils avaient été de 178 millions de dollars pour la même période de 2010. S'ils sont plus élevés, c'est surtout que le résultat avant les impôts a augmenté en 2011 comparativement à 2010 et que des ajustements favorables d'impôts sur le bénéfice plus élevés ont eu lieu en 2010 comparativement à 2011.
Situation de trésorerie et sources de financement
TransCanada croit que sa situation financière et sa capacité de générer des liquidités à même son exploitation, à court et à long termes, ainsi que de maintenir la solidité et la souplesse financières requises pour concrétiser ses plans de croissance, demeurent bonnes et sont comparables à ce qu'elles étaient au cours des derniers exercices. La situation de trésorerie de TransCanada est appuyée par des flux de trésorerie provenant de l'exploitation prévisibles, par des soldes de caisse et par des lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées inutilisées de 1,0 milliard de dollars US, 2,0 milliards de dollars, 1,0 milliard de dollars US et 200 millions de dollars US arrivant à échéance respectivement en novembre 2011, décembre 2012, décembre 2012 et février 2013. Ces facilités appuient par ailleurs les programmes de papier commercial de la société. En outre, au 30 juin 2011, la quote-part de TransCanada de la capacité inutilisée aux termes des facilités bancaires confirmées de sociétés affiliées exploitées par TransCanada s'établissait à 169 millions de dollars et les échéances tombaient en 2011 et en 2012. Toujours au 30 juin 2011, TransCanada disposait encore de fonds de 1,75 milliard de dollars, 2,0 milliards de dollars et 1,75 milliard de dollars US, respectivement en capitaux propres, en titres d'emprunt au Canada et aux termes de ses prospectus préalables aux Etats-Unis. Les risques à l'égard de la situation de trésorerie de TransCanada, des marchés et autres sont décrits plus en détail sous la rubrique "Gestion des risques et instruments financiers" du présent rapport de gestion.
Au 30 juin 2011, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la société s'établissaient à 468 millions de dollars, comparativement à 764 millions de dollars au 31 décembre 2010. Le recul de la trésorerie et des équivalents de trésorerie s'explique surtout par les dépenses engagées dans le cadre du programme d'investissement de la société, les remboursements sur la dette et les paiements de dividendes, annulé en partie par l'accroissement des fonds provenant de l'exploitation.
Activités d'exploitation
Fonds provenant de l'exploitation(1)
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation(1) 892 935 1 811 1 658
Diminution (augmentation) du fonds de
roulement d'exploitation 8 (310) 98 (201)
--------------------------------------
Rentrées nettes liées aux activités
d'exploitation 900 625 1 909 1 457
--------------------------------------
--------------------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur les fonds provenant de l'exploitation.
Les rentrées nettes liées à l'exploitation se sont accrues de 275 millions de dollars et de 452 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, comparativement aux mêmes périodes en 2010, et ce, essentiellement en raison des variations du fonds de roulement d'exploitation. Les résultats du semestre clos le 30 juin 2011 tiennent compte également d'une hausse des fonds provenant de l'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011 se sont élevés à respectivement 892 millions de dollars et 1,8 milliard de dollars, comparativement à 935 millions de dollars et à 1,7 milliard de dollars pour les mêmes périodes en 2010. Le recul affiché pour le trimestre clos le 30 juin 2011 est essentiellement attribuable aux économies d'impôts, au deuxième trimestre de 2010, en raison de l'amortissement imprévu aux fins de l'impôt aux Etats-Unis des actifs de Keystone mis en service en juin 2010. Les liquidités générées par le résultat se sont accrues entre le deuxième trimestre de 2010 et celui de 2011, exclusion faite des économies d'impôts en 2010 attribuables à l'amortissement imprévu. L'augmentation constatée pour le semestre clos le 30 juin 2011 découle principalement des liquidités générées par le résultat, mais elle a été partiellement contrée par les économies d'impôts en 2010 attribuables à l'amortissement imprévu.
Au 30 juin 2011, le passif à court terme de TransCanada atteignait 4,6 milliards de dollars alors que son actif à court terme s'établissait à 2,8 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à un fonds de roulement négatif de 1,8 milliard de dollars. Exclusion faite de billets à payer totalisant 1,6 milliard de dollars, aux termes des programmes de papier commercial de la société, et des retraits sur ses facilités de crédit, le fonds de roulement négatif s'établissait à 0,2 milliard de dollars. La société est d'avis que cet écart peut être géré compte tenu de sa capacité à générer des flux de trésorerie provenant de l'exploitation ainsi que de son accès continu aux marchés financiers.
Activités d'investissement
TransCanada maintient son engagement à mener à bien le reste de son programme d'investissement de 11 milliards de dollars. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 0,7 milliard de dollars et 1,4 milliard de dollars (1,0 milliard de dollars et 2,3 milliards de dollars en 2010). Elles ont été affectées principalement à la construction de Keystone, à la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A et à l'expansion du réseau de l'Alberta.
Activités de financement
Le 13 juillet 2011, PipeLines LP a conclu une facilité de crédit renouvelable consortiale de premier rang de 500 millions de dollars US de cinq ans, échéant en juillet 2016. Le produit de la facilité de crédit a été affecté à la réduction de l'emprunt à terme et de la facilité de crédit renouvelable de premier rang de PipeLines LP ainsi qu'au remboursement de son prêt-relais. Le solde de 300 millions de dollars US de l'emprunt à terme de PipeLines LP échoit en décembre 2011.
En juin 2011, TCPL a racheté pour 60 millions de dollars de billets à moyen terme à 9,5 % et, en janvier 2011, elle a racheté pour 300 millions de dollars de billets à moyen terme à 4,3 %.
En juin 2011, PipeLines LP a émis des billets de premier rang à 4,65 % d'un montant de 350 millions de dollars US échéant en 2021 et elle a annulé un montant de 175 millions de dollars US de sa facilité de crédit consortiale de premier rang non garantie.
En mai 2011, PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 7 245 000 parts ordinaires au prix de 47,58 $ US la part pour un produit brut de près de 345 millions de dollars US. TransCanada a investi un montant supplémentaire d'environ 7 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité, mais elle n'a pas acheté d'autres parts. A la conclusion de cette émission, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été ramenée de 38,2 % à 33,3 %. De plus, PipeLines LP a effectué des prélèvements de 61 millions de dollars US sur un prêt-relais et de 125 millions de dollars US sur sa facilité de crédit renouvelable de premier rang.
En juin 2011, TCPL a déposé un prospectus préalable de base prévoyant l'émission au Canada de billets à moyen terme totalisant 2,0 milliards de dollars afin de remplacer le prospectus préalable de base canadien d'avril 2009, échu en mai 2011, et sur lequel un montant de 2,0 milliards de dollars n'avait pas été prélevé.
La société croit qu'elle a la capacité de financer son programme d'investissement en cours grâce aux flux de trésorerie qu'elle génère en interne, à son accès continu aux marchés financiers et à ses liquidités, appuyés par des facilités de crédit confirmées de plus de 4 milliards de dollars. La souplesse financière de TransCanada est étayée par les occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation régulière avec PipeLines LP.
Dividendes
Le 28 juillet 2011, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre devant se clôre le 30 septembre 2011, un dividende trimestriel de 0,42 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 31 octobre 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2011. De plus, des dividendes trimestriels de 0,2875 $ et de 0,25 $ par action privilégiée ont été déclarés respectivement pour les actions privilégiées de série 1 et de série 3, pour le trimestre devant se clôre le 30 septembre 2011. Les dividendes sont payables le 30 septembre 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 août 2011. Par ailleurs, un dividende trimestriel de 0,275 $ par action privilégiée a été déclaré pour les actions privilégiées de série 5 pour la période devant se clôre le 30 octobre 2011. Le dividende est payable le 31 octobre 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2011.
A compter des dividendes déclarés le 28 avril 2011, les actions ordinaires achetées au moyen de dividendes au comptant réinvestis aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RDA") de TransCanada ne seront plus des actions émises sur le capital autorisé à escompte, mais elles seront acquises sur le marché libre à un cours qui correspond à 100 % du prix d'achat moyen pondéré. Le RDA continue d'être offert pour les dividendes payables sur les actions ordinaires et les actions privilégiées de TransCanada et sur les action privilégiées de TCPL. Au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2011, TransCanada a émis respectivement 2,8 millions d'actions ordinaires et 5,4 millions d'actions ordinaires (2,6 millions et 4,9 millions d'actions ordinaires en 2010) aux termes du RDA plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant totalisant respectivement 109 millions de dollars et 202 millions de dollars (92 millions de dollars et 170 millions de dollars en 2010).
Obligations contractuelles
Au cours du premier semestre de 2011, TransCanada a affiché une réduction nette de ses obligations d'achat, principalement en raison du règlement de ses engagements dans le cours normal des affaires. Il n'y a eu aucun autre changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2010 et le 30 juin 2011, y compris les paiements exigibles pour les cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur les obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada.
Principales conventions comptables et estimations comptables critiques
Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR, TransCanada doit 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 constatation, 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.
Les principales conventions comptables et estimations comptables d'importance critique de TransCanada demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2010. Le rapport de gestion, paraissant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les conventions et estimations comptables.
Modifications de conventions comptables
Les conventions comptables de la société ne diffèrent pas de façon significative de celles décrites dans le rapport annuel 2010 de TransCanada, exception faite de ce qui est énoncé ci-après.
Modifications de conventions comptables pour 2011
Regroupements d'entreprises, états financiers consolidés et participations sans contrôle
Le 1(er) janvier 2011, la société a adopté les exigences du chapitre 1582 du Manuel de l'ICCA intitulé "Regroupements d'entreprises", qui s'applique aux regroupements d'entreprises dont la date d'acquisition est postérieure au 1(er) janvier 2011. Cette norme a été modifiée pour exiger également le recours aux évaluations de la juste valeur, la constatation d'actifs et de passifs supplémentaires et la présentation accrue d'informations. L'adoption de cette norme devrait avoir une incidence importante sur la façon dont la société comptabilise les regroupements d'entreprises futurs. Les entités qui adoptent le chapitre 1582 étaient également tenues d'adopter le chapitre 1601 du Manuel de l'ICCA intitulé "Etats financiers consolidés" et le chapitre 1602 du Manuel de l'ICCA intitulé "Participations ne donnant pas le contrôle". Les chapitres 1601 et 1602 exigent la présentation des participations sans contrôle en tant que capitaux propres au bilan. En outre, l'état des résultats de la société mère ayant le contrôle inclut désormais 100 % des résultats de la filiale et présente la ventilation du bénéfice entre les participations assurant le contrôle et les participations sans contrôle. Les changements découlant de l'adoption du chapitre 1582 ont été appliqués prospectivement et les changements découlant des chapitres 1601 et 1602 ont été appliqués rétrospectivement.
Modifications comptables futures
PCGR des Etats-Unis / Normes internationales d'information financière
Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'ICCA avait précédemment annoncé qu'à compter du 1(er) janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes sont tenues d'adopter les normes internationales d'information financière ("IRFS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB").
Conformément aux PCGR, TransCanada applique des conventions comptables particulières qui sont propres aux activités à tarifs réglementés. Selon ces normes sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés ("CATR"), pour traduire adéquatement l'incidence économique des décisions des organismes de réglementation au sujet des produits et des droits de la société, le moment de la constatation de certains produits et de certaines charges peut différer de celui qui est autrement prévu aux termes des PCGR pour les activités dont les tarifs ne sont pas réglementés.
En juillet 2009, l'IASB a publié un exposé-sondage sur les activités à tarifs réglementés qui proposait une certaine norme de CATR conformément aux IFRS. A sa réunion de septembre 2010, l'IASB a conclu que l'élaboration de la CATR aux termes des IFRS doit faire l'objet d'une analyse plus approfondie et a supprimé le projet de CATR de son programme actuel. TransCanada ne prévoit pas qu'une norme de CATR définitive aux termes des IFRS sera en vigueur dans un avenir prévisible.
En octobre 2010, le CNC et les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ont modifié leurs politiques visant les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes qui appliquent la CATR afin de permettre à ces entités de reporter l'adoption des IFRS pendant une année. TransCanada a reporté l'adoption des IFRS et, par conséquent, continuera de préparer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada en 2011, ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'ICCA, afin de poursuivre l'application de la CATR.
A titre de société inscrite à la SEC, TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" et elle a l'option de préparer et de déposer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR des Etats-Unis. En raison des faits dont il est question ci-dessus, le conseil d'administration de la société a approuvé l'adoption des PCGR des Etats-Unis à compter du 1(er) janvier 2012.
Projet de conversion aux PCGR des Etats-Unis
Le 1(er) janvier 2012, la société commencera à présenter ses résultats conformément aux PCGR des Etats-Unis. L'équipe chargée du projet de passage aux IFRS de TransCanada a été réaffectée au soutien de la conversion aux PCGR des Etats-Unis. L'équipe de conversion est dirigée par un comité directeur multidisciplinaire qui assure une orientation dans le cadre de l'adoption des PCGR des Etats-Unis. De plus, la direction informe le comité d'audit de TransCanada de l'évolution du projet de PCGR des Etats-Unis à chaque réunion du comité d'audit et informe régulièrement le conseil d'administration de la société de l'état d'avancement du projet de conversion.
Une formation aux PCGR des Etats-Unis est dispensée au personnel de TransCanada qui est touché par la conversion et elle continuera de l'être au besoin tout au long de 2011. Il n'est pas nécessaire d'apporter des changements importants aux systèmes et procédés en place pour appliquer les PCGR des Etats-Unis en tant que principales normes comptables en raison du fait que TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis". L'incidence des contrôles internes sur les contrôles et procédures de communication de l'information financière sera examinée d'ici la fin de 2011.
Les différences cernées entre les PCGR du Canada et les PCGR des Etats-Unis qui sont importantes pour la société sont expliquées ci-dessous et sont conformes à l'information que présente actuellement la société dans le "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" déposé auprès du public.
Coentreprises
Aux termes des PCGR du Canada, la société doit comptabiliser certains placements selon la méthode de consolidation proportionnelle aux termes de laquelle la quote-part des actifs, passifs, produits, charges et flux de trésorerie de TransCanada est incluse dans les états financiers de la société. Les PCGR des Etats-Unis ne permettent pas le recours à la consolidation proportionnelle des coentreprises de TransCanada et ils exigent que de tels placements soient constatés selon la méthode de la comptabilisation à la valeur de consolidation.
Stocks
Les PCGR du Canada permettent à la société de constater les stocks de gaz naturel exclusif détenus à leur juste valeur. Conformément aux PCGR des Etats-Unis, les stocks sont constatés au coût ou à la valeur du marché, selon le moins élevé des deux montants.
Impôts sur le bénéfice
Les PCGR du Canada exigent d'une entité qu'elle constate les actifs et passifs d'impôts sur le bénéfice découlant de la législation fiscale pratiquement en vigueur. Aux termes des PCGR des Etats-Unis, les lois doivent être entièrement en vigueur avant que des ajustements d'impôts sur le bénéfice puissent être constatés.
Avantages sociaux
Les PCGR du Canada exigent qu'une entité constate un actif ou un passif au titre des prestations constituées relativement aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi. Les PCGR des Etats-Unis exigent d'un employeur qu'il constate dans son bilan le montant de surcapitalisation ou le déficit de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées et autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi en tant qu'actif ou que passif au bilan et qu'il comptabilise les variations de la situation de capitalisation à l'état des autres éléments du résultat étendu dans l'exercice au cours duquel elles surviennent.
Frais d'émission de titres d'emprunt
Les PCGR du Canada exigent que les frais d'émission de titres d'emprunt soient inclus dans la dette à long terme. Aux termes des PCGR des Etats-Unis, ces coûts sont classés en tant qu'actifs reportés.
Instruments financiers et gestion des risques
TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de crédit lié aux contreparties, d'illiquidité et de marché auxquels elle est exposée.
Risque de crédit lié aux contreparties et risque d'illiquidité
A la date du bilan, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements de portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous les postes Débiteurs et autres et Actifs disponibles à la vente du sommaire des instruments financiers non dérivés présenté dans le tableau ci-dessous. Des garanties, des lettres de crédit et des liquidités sont les principaux types de garanties pour ces montants. La majeure partie des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée. Au 30 juin 2011, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.
Au 30 juin 2011, la concentration du risque de crédit de la société était de 286 millions de dollars à recevoir d'une contrepartie solvable. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.
La société continue de gérer le risque d'illiquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles.
Risque lié au prix des stocks de gaz naturel
Au 30 juin 2011, la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif, déterminée à l'aide d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente, s'établissait à 47 millions de dollars (49 millions de dollars au 31 décembre 2010). La variation de l'ajustement de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011 a donné lieu respectivement à des pertes non réalisées nettes de 1 million de dollars avant les impôts et à des gains de 1 million de dollars avant les impôts (gains de 4 millions de dollars et pertes de 20 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010), lesquels ont été constatés en tant d'ajustements aux produits et aux stocks. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à des pertes non réalisées nettes de respectivement 3 millions de dollars et 10 millions de dollars avant les impôts (gains de 2 millions de dollars et de 5 millions de dollars pour les période respectives en 2010), montants constatés dans les produits.
Analyse de la valeur à risque
TransCanada a recours à la méthode de valeur à risque ("VaR") pour estimer l'incidence de son exposition au risque de marché sur ses positions ouvertes liquides. La VaR représente la variation potentielle du résultat avant les impôts pour un horizon temporel déterminé. Elle est calculée en présumant d'un intervalle de confiance de 95 % que la variation quotidienne découlant des fluctuations normales de ses positions ouvertes sur le marché ne sera pas supérieure à la VaR déclarée. Bien que les pertes ne devraient pas être supérieures aux estimations statistiques de la VaR dans 95 % des cas, il est possible, dans 5 % des cas, qu'elles soient beaucoup plus importantes que la VaR estimative. La Var consolidée de TransCanada était de 11 millions de dollars au 30 juin 2011, montant comparable à la VaR de 12 millions de dollars au 31 décembre 2010.
Investissement net dans des établissements étrangers autonomes
La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers autonomes après les impôts. Au 30 juin 2011, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 9,5 milliards de dollars (9,8 milliards de dollars US) et une juste valeur de 10,8 milliards de dollars (11,2 milliards de dollars US). Au 30 juin 2011, un montant de 279 millions de dollars (181 millions de dollars au 31 décembre 2010) a été inclus dans les actifs incorporels et autres actifs à court terme et dans les autres actifs pour la juste valeur des contrats à terme et des swaps utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars US de la société dans des établissements étrangers.
Les justes valeurs ainsi que le montant nominal ou en capital pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :
Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net
dans des établissements étrangers autonomes
30 juin 2011 31 décembre 2010
-----------------------------------------------
-----------------------------------------------
Actif (passif) Montant Montant
(non audité) Juste nominal ou Juste nominal ou
(en millions de dollars) valeur(1) en capital valeur(1) en capital
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2011 à 2018) 276 3 550 US 179 2 800 US
Contrats de change à
terme en dollars US
(échéant en 2011) 3 600 US 2 100 US
-----------------------------------------------
279 4 150 US 181 2 900 US
-----------------------------------------------
-----------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non
dérivés s'établissent comme suit :
Sommaire des instruments financiers non dérivés
30 juin 2011 31 décembre 2010
----------------------------------------
----------------------------------------
(non audité) Valeur Juste Valeur Juste
(en millions de dollars) comptable valeur comptable valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actifs financiers(1)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie 468 468 764 764
Débiteurs et autres(2)(3) 1 488 1 520 1 555 1 595
Actifs disponibles à la vente(2) 22 22 20 20
----------------------------------------
1 978 2 010 2 339 2 379
----------------------------------------
----------------------------------------
Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 1 628 1 628 2 092 2 092
Créditeurs et montants reportés(4) 1 076 1 076 1 436 1 436
Intérêts courus 347 347 367 367
Dette à long terme 17 340 20 498 17 922 21 523
Dette à long terme de coentreprises 839 946 866 971
Billets subordonnés de rang
inférieur 955 962 985 992
----------------------------------------
22 185 25 457 23 668 27 381
----------------------------------------
----------------------------------------
(1) Le bénéfice net consolidé du trimestre et du semestre clos le 30 juin
2011 comprenait respectivement des pertes de 2 millions de dollars et de
11 millions de dollars (pertes de 2 millions de dollars et de 9 millions
de dollars pour les périodes respectives de 2010) en raison
d'ajustements de la juste valeur liée à des swaps de taux d'intérêt
visant 350 millions de dollars US (150 millions de dollars US en 2010)
de la dette à long terme. Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni
aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de la juste
valeur des instruments financiers.
(2) Au 30 juin 2011, le bilan consolidé comprenait des actifs financiers de
1 167 millions de dollars (1 271 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les débiteurs, de 38 millions de dollars (40 millions de
dollars au 31 décembre 2010) dans les autres actifs à court terme et
de 305 millions de dollars (264 millions de dollars au 31 décembre 2010)
dans les actifs incorporels et autres actifs.
(3) Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de
350 millions de dollars US (250 millions de dollars US au 31 décembre
2010) au titre de la dette à long terme qui est ajusté à la juste
valeur.
(4) Au 30 juin 2011, le bilan consolidé comprenait des passifs financiers
de 1 041 millions de dollars (1 406 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les créditeurs et de 35 millions de dollars (30 millions de
dollars au 31 décembre 2010) dans les montants reportés.
Sommaire des instruments financiers dérivés
Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :
30 juin 2011
(non audité)
(tous les montants sont en
millions, Gaz
sauf indication contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
détenus à des fins de
transaction(1)
Justes valeurs(2)
Actifs 149 $ 118 $ 6 $ 18 $
Passifs (114)$ (146)$ (15)$ (19)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 21 569 155 - -
Ventes 23 961 123 - -
En dollars CA - - - 634
En dollars US - - 1 622 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
Gains (pertes) net(te)s non
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin 2011 4 $ (9)$ (2)$ 1 $
Semestre clos le 30 juin 2011 3 $ (26)$ - $ - $
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin 2011 8 $ (15)$ 12 $ 3 $
Semestre clos le 30 juin 2011 11 $ (41)$ 33 $ 5 $
Dates d'échéance 2011-2018 2011-2016 2011-2012 2012-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 57 $ 5 $ - $ 11 $
Passifs (197)$ (17)$ (56)$ (14)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 18 524 14 - -
Ventes 9 187 - - -
En dollars US - - 120 US 1 000 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées de la
période(4)
Trimestre clos le 30 juin 2011 (8)$ (5)$ - $ (4)$
Semestre clos le 30 juin 2011 (46)$ (8)$ - $ (9)$
Dates d'échéance 2011-2017 2011-2013 2011-2014 2011-2015
-------------------------------------------
-------------------------------------------
(1) Tous les instruments financiers dérivés faisant partie de la catégorie
d'instruments détenus à des fins de transaction ont été conclus à des
fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques
et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les
instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures
ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui
ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le
risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3).
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de
11 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars
US au 30 juin 2011. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011,
s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 4 millions de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2011, la société n'a constaté dans le
bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour
les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2011
comprenait respectivement des gains de 2 millions de dollars et des
pertes de 1 million de dollars au titre des variations de la juste
valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité
et le gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la
juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2011, le bénéfice net ne reflète aucun gain
ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie
abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité
des couvertures.
2010
(non audité)
(tous les montants sont en
millions, Gaz
sauf indication contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
détenus à des fins de
transaction
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 169 $ 144 $ 8 $ 20 $
Passifs (129)$ (173)$ (14)$ (21)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 15 610 158 - -
Ventes 18 114 96 - -
En dollars CA - - - 736
En dollars US - - 1 479 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin 2010 (10)$ 3 $ (11)$ (13)$
Semestre clos le 30 juin 2010 (26)$ 5 $ (11)$ (17)$
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin 2010 15 $ (17)$ (6)$ (6)$
Semestre clos le 30 juin 2010 37 $ (29)$ 2 $ (10)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2015 2011-2012 2011-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 112 $ 5 $ - $ 8 $
Passifs (186)$ (19)$ (51)$ (26)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 16 071 17 - -
Ventes 10 498 - - -
En dollars US - - 120 US 1 125 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées de la
période(4)
Trimestre clos le 30 juin 2010 (36)$ (6)$ - $ (9)$
Semestre clos le 30 juin 2010 (43)$ (9)$ - $ (19)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2013 2011-2014 2011-2015
-------------------------------------------
-------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 31 décembre 2010.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3).
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 8
millions de dollars et une valeur nominale de 250 millions de dollars US
au 31 décembre 2010. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2010,
s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à 2 millions de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2010, la société n'a constaté dans le
bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour
les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2010
comprenait respectivement des gains de 7 millions de dollars et des
pertes de 1 million de dollars au titre des variations de la juste
valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité
et le gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la
juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2010, le bénéfice net ne reflète aucun gain
ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie
abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité
des couvertures.
Présentation des instruments financiers dérivés au bilan
La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de la
société s'établit comme suit :
(non audité) 30 juin 31 décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
A court terme
Autres actifs à court terme 299 273
Créditeurs (314) (337)
A long terme
Actifs incorporels et autres 374
actifs 344
Montants reportés (264) (282)
-------------------------------
-------------------------------
Autres risques
Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2010.
Contrôles et procédures
Au 30 juin 2011, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des règles adoptées par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable au 30 juin 2011.
Au cours du trimestre clos le 30 juin 2011, il ne s'est produit aucun changement dans le contrôle interne de TransCanada, à l'égard de la communication de l'information financière, qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière de TransCanada.
Perspectives
Depuis leur présentation dans le rapport annuel 2010 de TransCanada, les perspectives générales de la société au sujet du résultat pour 2011 se sont améliorées en raison du raffermissement des prix réalisés pour l'électricité pour les installations énergétiques de l'Ouest au premier semestre de 2011 et du fait que des prix relativement élevés devraient se maintenir d'ici la fin de 2011. Les perspectives de la société pour ce qui est du résultat pourraient par ailleurs être touchées par l'incertitude et la résolution finale des questions entourant le prix des ventes de capacité dans l'Etat de New York, ainsi qu'il est commenté sous la rubrique "Faits nouveaux" du présent rapport de gestion. Pour un complément d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada.
Faits nouveaux
Gazoducs
Réseau principal au Canada
Droits définitifs pour 2011
En avril 2011, TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande sollicitant l'approbation des droits définitifs du réseau principal au Canada pour 2011, déterminés conformément au règlement tarifaire en vigueur pour la période de 2007 à 2011.
TransCanada a proposé de continuer de prélever les droits provisoires pour 2011 pour le reste de 2011 et de reporter à 2012 l'écart entre les produits qui auraient été générés par les droits définitifs et les produits effectivement générés par les droits provisoires. Les droits provisoires de 2011 ont été mis en vigueur le 1(er) mars 2011, et ils tiennent compte des droits de transport garanti depuis Empress, en Saskatchewan, jusqu'à Dawn, en Ontario, soit 1,89 $ le gigajoule. L'ajustement des droits en 2012 pour tenir compte de cet écart rehaussera la certitude et la stabilité des droits pour le réseau principal au Canada.
En mai 2011, l'ONE a sollicité des commentaires sur la demande d'approbation des droits définitifs auprès des intéressés, notamment leur position et leurs recommandations au sujet du processus à adopter pour le traitement de la demande. Par la suite, l'ONE a sollicité des commentaires supplémentaires au sujet de la demande et a instruit TransCanada de déposer une réponse au plus tard le 29 juillet 2011.
Demande de droits pour 2012-2013
Dans sa demande de droits définitifs pour 2011, TransCanada a informé l'ONE de son intention de déposer, d'ici le 31 octobre 2011, une demande de droits pour 2012 et 2013 qui inclura des modifications à la structure de l'entreprise, à la conception tarifaire et aux services. Ces modifications ont pour objet de rehausser le caractère concurrentiel des infrastructures réglementées de transport de gaz naturel au Canada de TransCanada et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien ("BSOC").
En juin 2011, l'ONE a instruit TransCanada de déposer sa demande de droits définitifs pour 2012 et 2013 au plus tard le 1(er) septembre 2011. TransCanada se conformera aux directives de l'ONE, mais certains éléments de la demande, qui ne peuvent être obtenus d'ici le 1(er) septembre 2011, seront déposés d'ici la fin d'octobre 2011.
Expansion des installations de Marcellus
La société a réalisé des appels de soumissions visant une nouvelle capacité pour le réseau principal au Canada qui ont donné lieu à des ententes contractuelles prévoyant le transport d'environ 350 millions de pieds cubes par jour ("Mpi(3)/j") de gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus à destination des marchés de l'Est et à des livraisons qui commenceront en 2012 et 2013. Une demande a été déposée auprès de l'ONE le 18 juillet 2011 pour solliciter la construction de nouvelles installations d'environ 130 millions de dollars qui sont requises pour assurer ce service.
L'intérêt que continuent de manifester les expéditeurs devrait donner lieu à de nouvelles demandes d'ajout de capacité sur le tronçon est du réseau principal au Canada.
Réseau de l'Alberta
Le réseau de l'Alberta continue d'être exploité selon les modalités des droits provisoires de 2011, approuvés par l'ONE en 2010. En mai 2011, TransCanada a déposé une demande de droits définitifs pour 2011 qui tient compte des modalités du règlement sur les besoins en produits du réseau de l'Alberta pour 2010-2012 et de l'intégration commerciale du réseau d'ATCO Pipelines.
Le projet de gazoduc de Horn River du réseau de l'Alberta a été approuvé par l'ONE en janvier 2011. La construction a commencé en mars 2011 et l'achèvement des travaux est prévu pour le deuxième trimestre de 2012, à un coût en capital de 275 millions de dollars. De plus, la société a conclu un accord prévoyant le prolongement du gazoduc de Horn River sur environ 100 kilomètres ("km") (62 milles) à un coût en capital évalué à 230 millions de dollars. A la suite du prolongement, des engagements contractuels supplémentaires de 100 Mpi(3)/j devraient être en place à compter de 2014 et ces volumes seront portés à 300 Mpi(3)/j d'ici 2020. Le total des volumes contractuels pour Horn River, y compris le prolongement, devrait atteindre près de 900 Mpi(3)/j en 2020.
Le 24 juin 2011, l'ONE a approuvé la construction et l'exploitation d'un prolongement de 24 km (15 milles) du gazoduc de Groundbirch. La construction devrait être entreprise en août 2011. La mise en service de ce tronçon, d'un coût en capital évalué à environ 60 millions de dollars, est prévue pour le 1(er) avril 2012. Ce projet est nécessaire pour répondre à la demande de 250 Mpi(3)/j aux termes de nouveaux contrats de transport.
TransCanada continue de faire progresser l'aménagement de gazoducs en Colombie-Britannique et en Alberta afin d'assurer le transport du gaz naturel provenant de nouvelles sources. La société a déposé plusieurs demandes auprès de l'ONE en vue de faire approuver de nouvelles expansions du réseau de l'Alberta pour répondre aux demandes de service de transport de gaz naturel supplémentaire dans le secteur nord-ouest du BSOC. En date du 30 juin 2011, l'ONE avait approuvé, outre les projets énoncés précédemment, des projets de gazoducs ayant un coût en capital de près de 500 millions de dollars. D'autres projets pipeliniers d'un coût en capital total d'environ 700 millions de dollars au 30 juin 2011 ont été présentés à l'ONE pour approbation.
Les appels de soumissions fructueux pour le réseau principal au Canada et les activités commerciales ayant cours avec les producteurs de l'Ouest canadien ont donné lieu à de nouveaux contrats pour les formations schisteuses de Montney et de Horn River. Comte tenu des projets décrits ci-dessus, TransCanada a obtenu des engagements fermes pour le transport de 2,9 Gpi(3)/j en provenance du nord-ouest de l'Alberta et du nord-est de la Colombie-Britannique d'ici 2014. La société a reçu des demandes de transport sur le réseau de l'Alberta d'importants volumes supplémentaires en provenance du secteur nord-ouest du BSOC.
Guadalajara
Le gazoduc de Guadalajara de 360 millions de dollars US et de 307 km (191 milles) de TransCanada est entré en service le 15 juin 2011. La capacité totale du gazoduc fait l'objet d'un contrat de 25 ans conclu avec la Comisión Federal de Electricidad ("CFE"), société d'électricité d'Etat du Mexique. TransCanada et CFE ont convenu de doter le gazoduc d'un poste de compression de 60 millions de dollars US qui devrait entrer en exploitation au début de 2013.
PipeLines LP
Le 3 mai 2011, la société a réalisé la vente d'une participation de 25 % chacune dans Gas Transmission Northwest LLC ("GTN LLC") et Bison Pipeline LLC ("Bison LLC") à PipeLines LP à un prix d'achat global de 605 millions de dollars US, sous réserve d'ajustements à la signature de l'entente, montant qui comprenait une dette à long terme de 81 millions de dollars US, soit 25 % de l'encours de la dette de GTN LLC. GTN LLC et Bison LLC détiennent respectivement les gazoducs GTN et Bison.
Le 3 mai 2011, PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne par voie de prise ferme de 7 245 000 parts ordinaires, y compris les 945 000 parts ordinaires achetées par les preneurs fermes aux termes de l'option d'achat de parts supplémentaires qui leur avait été accordée au prix de 47,58 $ US la part. Le produit brut de cet appel public à l'épargne, soit environ 345 millions de dollars US, a servi à financer en partie l'acquisition. L'acquisition a aussi été financée par des prélèvements de 61 millions de dollars US sur le prêt-relais de PipeLines LP et de 125 millions de dollars US sur sa facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US.
Dans le cadre de cet appel public à l'épargne, TransCanada fera un apport de capital d'environ 7 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité de 2 % dans PipeLines LP et la société n'a pas acheté d'autres parts. A la suite de l'émission des parts ordinaires, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été ramenée de 38,2 % à 33,3 % et elle a été constatée dans le surplus d'apport déduction faite d'un gain de dilution de 30 millions de dollars après les impôts (50 millions de dollars avant les impôts).
Oléoducs
Keystone
Le 1(er) mai 2011, des droits fixes révisés sont entrés en vigueur pour le tronçon Wood River/Patoka du réseau. Les droits révisés tiennent compte des coûts de projet définitif du tronçon Wood River/Patoka de Keystone.
Au deuxième trimestre de 2011, deux incidents de surface sont survenus le long de Keystone. Il s'agissait dans les deux cas du déversement de petites quantités de pétrole brut aux stations de pompage du Dakota du Nord et du Kansas. Dans chacun des cas, le système de surveillance de Keystone a fonctionné comme il se doit et il a permis d'effectuer l'arrêt d'exploitation de tout le réseau en quelques minutes. A la suite de ces incidents, la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration ("PHMSA") du Ministère des transports des Etats-Unis a rendu une ordonnance de mesures correctrices le 3 juin 2011 qui demandait à TransCanada d'élaborer et de soumettre par écrit un plan de remise en fonctionnement avant que le pipeline ne puisse être remis en exploitation. Le plan de remise en fonctionnement de TransCanada, qui comprenait les étapes requises pour réaliser le nettoyage voulu, une enquête et des améliorations et modifications au réseau, a été approuvé par la PHMSA le 4 juin 2011. En raison de ces arrêts d'exploitation, Keystone n'a pas été en mesure de transporter tous les volumes désignés des expéditeurs en mai et en juin 2011. Toutefois, l'incidence sur le BAIIA n'a pas été considérable. TransCanada maintient son engagement à construire et à exploiter un pipeline sécuritaire et fiable. Des travaux supplémentaires se poursuivront en juillet et en août 2011 pour améliorer et modifier le réseau et ils entraîneront une réduction de la capacité disponible du pipeline d'environ 20 % pour chacun de ces mois. L'incidence sur le BAIIA ne devrait pas être considérable.
L'expansion du réseau Keystone de TransCanada jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique ("Keystone XL") en est maintenant rendue aux dernières étapes du processus d'examen réglementaire. Le 15 avril 2011, le Département d'Etat américain, principal organisme chargé des approbations réglementaires fédérales aux Etats-Unis, a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire en réponse aux commentaires reçus à la suite de la publication de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental en avril 2010 et pour traiter les nouvelles données et les renseignements supplémentaires reçus. L'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire fournit un complément d'information sur les questions environnementales clés, mais n'apporte aucun changement à la conclusion tirée de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental, soit que le projet rehausserait la sécurité énergétique des Etats-Unis, serait bénéfique pour l'économie américaine et aurait un impact environnemental limité. La période de commentaires de 45 jours sur l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire s'est terminée le 6 juin 2011. Le Département d'Etat étudie actuellement les commentaires formulés et il a fait savoir qu'il présentera un énoncé d'impact environnemental final au troisième trimestre de 2011. A la suite de la publication de l'énoncé d'impact environnemental final, le Département d'Etat tiendra des consultations avec d'autres organismes fédéraux américains au cours d'une période de 90 jours afin de déterminer s'il est dans l'intérêt national d'approuver Keystone XL. Le Département d'Etat a indiqué qu'il rendrait une décision finale relativement au permis présidentiel d'ici la fin de 2011.
Le coût en capital de Keystone, y compris Keystone XL, est évalué à 13 milliards de dollars US. Au 30 juin 2011, un montant de 7,9 milliards US avait été investi, y compris 1,7 milliard de dollars US pour Keystone XL. Le solde devrait être investi d'ici la date de mise en service de l'expansion, qui est prévue pour 2013. Les coûts en capital liés à la construction de Keystone sont soumis à un barème de partage des coûts en capital avec les expéditeurs de capacité garantie sous contrats à long terme de Keystone, en fonction des risques et des avantages.
Energie
Coolidge
Située près de Phoenix, en Arizona, la centrale électrique de Coolidge, de 500 millions de dollars US est entrée en service le 1(er) mai 2011. L'électricité produite par cette centrale de pointe à cycle simple alimentée au gaz naturel, et d'une puissance de 575 MW, est vendue à Salt River Project Agricultural Improvement and Power District aux termes d'une CAE de 20 ans.
Sundance A
La procédure d'arbitrage exécutoire a commencé dans le but de résoudre le différend au sujet de la CAE de Sundance A découlant de la réclamation de force majeure et de destruction pour cause économique. Le groupe d'arbitrage devrait tenir une audience en mars et avril 2012 au sujet de ces réclamations. En présumant que l'audience se termine dans le délai prévu, TransCanada s'attend à ce qu'une décision soit rendue vers le milieu de 2012. Puisque les renseignements limités reçus jusqu'à maintenant par TransCanada n'appuient pas ces réclamations, TransCanada constitue de constater les produits et les coûts liés à la CAE comme s'il s'agissait d'un arrêt d'exploitation normal.
Ravenswood
Le prix au comptant de juillet 2011 pour les ventes de capacité dans le marché du secteur J de la ville de New York s'est établi à un niveau bien inférieur à celui de périodes antérieures en raison de la manière dont le New York Independent System Operator ("NYISO") est intervenu pour la limitation des prix pour une nouvelle centrale électrique entrée en exploitation récemment dans ce marché. TransCanada croit que cette intervention par le NYISO est en violation directe avec une série de décrets de la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") qui dictent la façon de traiter de la capacité d'un nouveau participant aux fins de déterminer le prix de la capacité. TransCanada et plusieurs autres parties ont formulé une série de plaintes auprès de la FERC. Le résultat de ces plaintes et l'incidence à long terme que cette situation pourrait avoir sur l'exploitation de la centrale de Ravenswood par TransCanada ne sont pas connus.
Le processus de réalignement de la courbe de demande se poursuit et le document de conformité déposé par le NYISO le 20 juin 2011 a donné lieu à une courbe de demande supérieure pour la période de 2011 à 2014. La FERC n'a pas encore donné suite à ce document et, par conséquent, nul ne sait lorsque les courbes de demande révisées entreront en vigueur.
Bruce Power
Le chargement du combustible dans le réacteur 2 remis à neuf à Bruce A a commencé au deuxième trimestre de 2011 et s'est terminé en juillet. L'assemblage du canal de combustible du réacteur 1 s'est terminé au deuxième trimestre de 2011. Il s'agissait de l'étape finale du travail d'Energie atomique du Canada limitée sur les réacteurs. La démobilisation des travaux de remise à neuf se poursuit alors que les travaux s'orientent de la construction vers la mise en service.
Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, Bruce Power prévoit atteindre une première synchronisation du réacteur 2 avec le réseau électrique d'ici la fin de 2011. L'exploitation commerciale est prévue pour le premier trimestre de 2012. Bruce Power prévoit charger le combustible dans le réacteur 1 au troisième trimestre de 2011 et réaliser une première synchronisation de la génératrice avec le réseau électrique pendant le premier trimestre de 2012. L'exploitation commerciale est prévue pour le troisième trimestre de 2012. La quote-part de TransCanada du coût en capital total est prévue à environ 2,4 milliards de dollars, dont 2,1 milliards de dollars avaient été engagés au 30 juin 2011.
Bécancour
En juin 2011, Hydro-Québec a informé TransCanada qu'elle avait l'intention de se prévaloir de son option de prolonger l'entente visant à interrompre complètement la production d'électricité à la centrale de Bécancour pendant toute l'année 2012. Aux termes de l'entente initiale signée en juin 2009, Hydro-Québec a l'option, sous réserve de certaines conditions, de prolonger l'interruption chaque année, jusqu'à ce que la demande régionale d'électricité se rétablisse. Aux termes de cette entente, TransCanada continue de toucher des paiements d'un montant semblable à ceux qui auraient été reçus si les activités avaient poursuivi leur cours normal.
Oakville
En octobre 2010, le gouvernement de l'Ontario a annoncé qu'il n'ira pas de l'avant avec la centrale électrique d'Oakville de 1,2 milliard de dollars. La société continue de négocier un règlement avec le gouvernement de l'Ontario et les organismes qui en relèvent visant à résilier le contrat d'approvisionnement en énergie propre de 20 ans antérieurement octroyé à TransCanada et à indemniser TransCanada pour les conséquences économiques associées à cette résiliation.
Zephyr
En juin 2011, Zephyr a mis fin aux ententes préalables conclues avec les expéditeurs potentiels puisque les parties ne sont pas parvenues à résoudre les questions commerciales fondamentales. En juillet 2011, l'un des expéditeurs potentiels de Zephyr a exercé ses droits contractuels d'acquérir 100 % du projet de Zephyr auprès de TransCanada.
Cartier énergie éolienne
La construction se poursuit dans le cadre du projet en cinq étapes de 590 MW de Cartier énergie éolienne au Québec. Le projet de Montagne-Sèche de 58 MW et la première étape de 101 MW du projet de parc éolien de Gros-Morne devraient entrer en exploitation en décembre 2011. La deuxième étape de 111 MW du projet de Gros-Morne devrait entrer en exploitation en décembre 2012. Il s'agit des quatrième et cinquième parcs éoliens en cours d'aménagement au Québec par Cartier énergie éolienne, qui appartient à 62 % à TransCanada. Toute l'électricité produite par Cartier énergie éolienne est vendue à Hydro-Québec aux termes d'une CAE de 20 ans.
Renseignements sur les actions
Au 25 juillet 2011, TransCanada avait 703 millions d'actions ordinaires émises et en circulation et 22 millions d'actions privilégiées de série 1, 14 millions d'actions privilégiées de série 3 et 14 millions d'actions privilégiées de série 5 émises et en circulation pouvant être converties en respectivement 22 millions d'actions privilégiées de série 2, 14 millions d'actions privilégiées de série 4 et 14 millions d'actions privilégiées de série 6. En outre, la société avait en circulation huit millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont six millions d'options qui pouvaient être exercées au 25 juillet 2011.
Principales données financières trimestrielles consolidées (1)
(non audité)
(en millions de dollars, 2011 2010
sauf les montants par action) T2 T1 T4 T3
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 143 2 243 2 057 2 129
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 367 429 283 391
Données sur les actions
Bénéfice net par action ordinaire
- de base et dilué 0,50 $ 0,59 $ 0,39 $ 0,54 $
Dividendes déclarés par action
ordinaire 0,42 $ 0,42 $ 0,40 $ 0,40 $
-----------------------------------------
-----------------------------------------
(non audité)
(en millions de dollars, 2010 2009
sauf les montants par action) T2 T1 T4 T3
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 923 1 955 1 986 2 049
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 295 303 387 345
Données sur les actions
Bénéfice net par action ordinaire
- de base et dilué 0,41 $ 0,43 $ 0,56 $ 0,50 $
Dividendes déclarés par action
ordinaire 0,40 $ 0,40 $ 0,38 $ 0,38 $
-----------------------------------------
-----------------------------------------
(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées ont été
établies selon les PCGR du Canada et présentées en dollars CA.
Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle
Dans le secteur des gazoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans des gazoducs réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits annuels, le BAII et le bénéfice net fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Pour le secteur des oléoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans l'oléoduc Keystone, les produits 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, le BAII et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours du même exercice et les fluctuations découlent des arrêts d'exploitation prévus et imprévus ainsi que de modifications des volumes transportés sur le marché au comptant et des droits connexes imputés. Les volumes transportés sur le marché au comptant dépendent de la demande des clients, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus pour les raffineries, installations terminales et pipelines ainsi que de circonstances hors du cours normal de l'exploitation.
Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits, le BAII et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des paiements de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Les principaux faits nouveaux ayant influé sur le BAII et le bénéfice net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit :
-- Au deuxième trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs
comprenait le résultat supplémentaire de Guadalajara, mis en service en
juin 2011. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait le résultat
supplémentaire de Coolidge, mis en service en mai 2011. Le BAII
comprenait des pertes nettes non réalisées de 5 millions de dollars
avant les impôts (4 millions de dollars après les impôts) découlant des
variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de
certaines activités de gestion des risques.
-- Au premier trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs comprenait
le résultat supplémentaire de Bison, mis en service en janvier 2011. Le
secteur des oléoducs a commencé à constater le BAII pour Wood
River/Patoka et le prolongement de Keystone jusqu'à Cushing en février
2011. Le BAII comprenait des pertes non réalisées nettes de 17 millions
de dollars avant les impôts (10 millions de dollars après les impôts)
découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel
exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
-- Au quatrième trimestre de 2010, le BAII du secteur des gazoducs
affichait un recul en raison de la constatation d'une provision au titre
de l'évaluation de 146 millions de dollars avant les impôts (127
millions de dollars après les impôts) relativement aux avances à l'APG
dans le cadre du GVM. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait
l'apport de la deuxième phase du projet éolien de Kibby, qui est entrée
en service en octobre 2010, et des gains non réalisés nets de 22
millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après les
impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz
naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
-- Au troisième trimestre de 2010, le BAII de l'entreprise de gazoducs a
augmenté en raison de la constatation, sur neuf mois, d'un résultat
supplémentaire lié au règlement sur les besoins en produits du réseau de
l'Alberta pour la période de 2010 à 2012, ce qui a fait augmenter le
bénéfice net de 33 millions de dollars. Le BAII du secteur de l'énergie
comprenait l'apport de Halton Hills, installation entrée en service en
septembre 2010, et des gains non réalisés nets de 4 millions de dollars
avant les impôts (3 millions de dollars après les impôts) découlant des
variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de
certaines activités de gestion des risques.
-- Au deuxième trimestre de 2010, le BAII du secteur de l'énergie
comprenait des gains non réalisés nets de 15 millions de dollars avant
les impôts (10 millions de dollars après les impôts) découlant des
variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de
certaines activités de gestion des risques. Le bénéfice net tient compte
d'une diminution de 58 millions de dollars après les impôts puisque des
pertes ont été constatées en 2010 comparativement aux gains inscrits en
2009 découlant des instruments dérivés portant sur les taux de change et
les taux d'intérêt qui n'étaient pas admissibles à la comptabilité de
couverture et de la conversion des soldes du fonds de roulement libellés
en dollars US.
-- Au premier trimestre de 2010, le BAII du secteur de l'énergie comprenait
des pertes non réalisées nettes de 49 millions de dollars avant les
impôts (32 millions de dollars après les impôts) découlant des
variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de
certaines activités de gestion des risques.
-- Au quatrième trimestre de 2009, le BAII du secteur des gazoducs
comprenait un gain de dilution de 29 millions de dollars avant les
impôts (18 millions de dollars après les impôts) attribuable à la
participation réduite de TransCanada dans PipeLines LP découlant de
l'émission de parts ordinaires de PipeLines LP dans le cadre d'un appel
public à l'épargne. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait des gains
non réalisés nets de 7 millions de dollars avant les impôts (5 millions
de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur
des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion
des risques. Le bénéfice net comprenait des ajustements d'impôts
favorables de 30 millions de dollars découlant de réductions des taux
d'imposition des sociétés dans la province d'Ontario.
-- Au troisième trimestre de 2009, le BAII du secteur de l'énergie
comprenait des gains non réalisés nets de 14 millions de dollars avant
les impôts (10 millions de dollars après les impôts) découlant des
variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de
certaines activités de gestion des risques.
Etat consolidé des résultats
(non audité) Trimestres clos Semestres clos
(en millions de dollars, sauf les les 30 juin les 30 juin
montants par action) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 143 1 923 4 386 3 878
----------------------------------------
Charges d'exploitation et
autres charges
Coûts d'exploitation des
centrales et autres 822 764 1 581 1 511
Achats de produits de base revendus 185 216 462 472
Amortissement 379 341 749 684
----------------------------------------
1 386 1 321 2 792 2 667
----------------------------------------
Charges financières (produits
financiers)
Intérêts débiteurs 235 187 446 369
Intérêts débiteurs des coentreprises 11 15 27 31
Intérêts créditeurs et autres (23) 18 (56) (6)
----------------------------------------
223 220 417 394
----------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur
le bénéfice 534 382 1 177 817
----------------------------------------
Charge d'impôts
Exigibles 42 (199) 146 (118)
Futurs 97 264 171 284
----------------------------------------
139 65 317 166
----------------------------------------
Bénéfice net 395 317 860 651
Bénéfice net attribuable aux
participations sans
contrôle 28 22 64 53
----------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 367 295 796 598
Dividendes sur les actions
privilégiées 14 10 28 17
----------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 353 285 768 581
----------------------------------------
----------------------------------------
Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué 0,50 $ 0,41 $ 1,10 $ 0,84 $
----------------------------------------
----------------------------------------
Nombre moyen d'actions ordinaires
en circulation
- de base (en millions) 702 689 700 688
----------------------------------------
----------------------------------------
Nombre moyen d'actions ordinaires
en circulation
- dilué (en millions) 703 690 701 689
----------------------------------------
----------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé du résultat étendu
Trimestres clos Semestres clos
(non audité) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 395 317 860 651
----------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu,
déduction faite des impôts sur le
bénéfice
Variation des gains et des pertes
de conversion sur les
investissements nets dans des
établissements étrangers(1) (30) 227 (128) 80
Variation des gains et des pertes
sur les instruments financiers
dérivés pour couvrir les
investissements nets dans des
établissements étrangers(2) 23 (79) 72 (20)
Variation des gains et des pertes
sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures
de flux de trésorerie(3) (41) (44) (92) (120)
Reclassement dans le bénéfice net
des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie se rapportant à des
périodes antérieures(4) 18 (5) 62 (6)
----------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu (30) 99 (86) (66)
----------------------------------------
Résultat étendu 365 416 774 585
Résultat étendu attribuable aux
participations sans contrôle 33 20 72 50
----------------------------------------
Résultat étendu attribuable aux
participations assurant
le contrôle 332 396 702 535
Dividendes sur les actions
privilégiées 14 10 28 17
----------------------------------------
Résultat étendu attribuable aux
actionnaires ordinaires 318 386 674 518
----------------------------------------
----------------------------------------
(1) Déduction faite d'une charge d'impôts de 11 millions de dollars et de 40
millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos
le 30 juin 2011 (recouvrement de 45 millions de dollars et de 15
millions de dollars pour les périodes respectives en 2010).
(2) Déduction faite d'une charge d'impôts de 8 millions de dollars et de 27
millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos
le 30 juin 2011 (recouvrement de 34 millions de dollars et de 8 millions
de dollars pour les périodes respectives en 2010).
(3) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 21 millions de dollars et
de 39 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le
semestre clos le 30 juin 2011 (recouvrement de 27 millions de dollars et
de 84 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010).
(4) Déduction faite d'une charge d'impôts de 10 millions de dollars et de 34
millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre clos
le 30 juin 2011 (charge de 16 millions de dollars et de 17 millions de
dollars pour les périodes respectives en 2010).
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé des flux de trésorerie
Trimestres clos Semestres clos
(non audité) les 30 juin les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net 395 317 860 651
Amortissement 379 341 749 684
Impôts futurs 97 264 171 284
Capitalisation des avantages
sociaux futurs inférieure
(supérieure) aux charges 3 (12) (8) (44)
Autres 18 25 39 83
----------------------------------------
892 935 1 811 1 658
Diminution (augmentation) du
fonds de roulement d'exploitation 8 (310) 98 (201)
----------------------------------------
Rentrées nettes liées aux activités
d'exploitation 900 625 1 909 1 457
----------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (655) (992) (1 439) (2 268)
Montants reportés et autres 5 7 10 (209)
----------------------------------------
Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (650) (985) (1 429) (2 477)
----------------------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires
et privilégiées (198) (195) (398) (383)
Distributions versées aux
participations sans contrôle (27) (28) (54) (55)
Remboursement de billets à payer,
montant net (548) (441) (415) (9)
Titres d'emprunt à long terme émis,
déduction faite des frais d'émission 519 1 306 519 1 316
Réduction de la dette à long terme (419) (142) (740) (283)
Titres d'emprunt à long terme émis
par des coentreprises 31 70 31 78
Réduction de la dette à long terme
des coentreprises (38) (113) (49) (139)
Actions ordinaires émises 4 5 25 14
Parts de société en nom collectif
émises par une filiale, déduction
faite des frais d'émission 321 - 321 -
Actions privilégiées émises, déduction
faite des frais d'émission - 340 - 679
----------------------------------------
(Sorties) rentrées nettes liées
aux activités de financement (355) 802 (760) 1 218
----------------------------------------
Incidence des variations du
taux de change sur la trésorerie
et les équivalents de trésorerie (3) 33 (16) 16
----------------------------------------
(Diminution) augmentation de la
trésorerie et des équivalents de
trésorerie (108) 475 (296) 214
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
Au début de la période 576 736 764 997
----------------------------------------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
A la fin de la période 468 1 211 468 1 211
----------------------------------------
----------------------------------------
Informations supplémentaires sur
les flux de trésorerie
Impôts sur le bénéfice (remboursés)
payés, remboursements inclus (47) 39 41 43
Intérêts payés 232 119 485 358
----------------------------------------
----------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Bilan consolidé
(non audité) 30 juin 31 décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 468 764
Débiteurs 1 167 1 271
Stocks 427 425
Autres 692 777
-------------------------------
2 754 3 237
Immobilisations corporelles 36 234 36 244
Ecart d'acquisition 3 461 3 570
Actifs réglementaires 1 449 1 512
Actifs incorporels et autres actifs 1 989 2 026
-------------------------------
45 887 46 589
-------------------------------
-------------------------------
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer 1 628 2 092
Créditeurs 1 884 2 243
Intérêts courus 347 367
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an 537 894
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 159 65
-------------------------------
4 555 5 661
Passifs réglementaires 340 314
Montants reportés 710 694
Impôts futurs 3 357 3 222
Dette à long terme 16 803 17 028
Dette à long terme des coentreprises 680 801
Billets subordonnés de rang inférieur 955 985
-------------------------------
27 400 28 705
-------------------------------
CAPITAUX PROPRES
Participations assurant le contrôle 17 071 16 727
Participations sans contrôle 1 416 1 157
-------------------------------
18 487 17 884
-------------------------------
45 887 46 589
-------------------------------
-------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Cumul des autres éléments du résultat étendu consolidé
Couvertures
de flux de
(non audité) Ecart de trésorerie
(en millions de dollars) conversion et autres Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2010 (683) (194) (877)
Variation des gains et des
pertes de conversion sur les
investissements dans des
établissements étrangers(1) (128) - (128)
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
financiers dérivés pour
couvrir les investissements
nets dans des établissements
étrangers(2) 72 - 72
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie(3) - (95) (95)
Reclassement dans le bénéfice
net des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant
que couvertures de flux de
trésorerie se rapportant à
des périodes antérieures(4)(5) - 57 57
----------------------------------------
Solde au 30 juin 2011 (739) (232) (971)
----------------------------------------
----------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2009 (592) (40) (632)
Variation des gains et des
pertes de conversion sur les
investissements dans des
établissements étrangers(1) 80 - 80
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
financiers dérivés pour
couvrir les investissements
nets dans des établissements
étrangers(2) (20) - (20)
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie(3) - (121) (121)
Reclassement dans le bénéfice
net des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant
que couvertures de flux de
trésorerie se rapportant à
des périodes antérieures(4) - (2) (2)
----------------------------------------
Solde au 30 juin 2010 (532) (163) (695)
----------------------------------------
----------------------------------------
(1) Déduction faite d'une charge d'impôts de 40 millions de dollars pour le
semestre clos le 30 juin 2011 (recouvrement de 15 millions de dollars en
2010).
(2) Déduction faite d'une charge d'impôts de 27 millions de dollars pour le
semestre clos le 30 juin 2011 (recouvrement de 8 millions de dollars en
2010).
(3) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 39 millions de dollars
pour le semestre clos le 30 juin 2011 (recouvrement d'impôts de 84
millions de dollars en 2010).
(4) Déduction faite d'une charge d'impôts de 34 millions de dollars pour le
semestre clos le 30 juin 2011 (charge de 17 millions de dollars en
2010).
(5) Les pertes liées aux couvertures de flux de trésorerie présentées dans
le cumul des autres éléments du résultat étendu qui devraient être
reclassées dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois sont
évaluées à 103 millions de dollars (68 millions de dollars, déduction
faite des impôts). Ces estimations présument que le prix des produits de
base, les taux d'intérêt et les taux de change demeureront constants;
cependant, les montants reclassés varieront en fonction de la valeur
réelle de ces facteurs à la date du règlement.
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé des capitaux propres
(non audité) Semestres clos les 30 juin
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de la période 11 745 11 338
Actions émises aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes 202 170
Produit de l'émission d'actions à l'exercice
d'options sur actions 26 14
-------------------------------
Solde à la fin de la période 11 973 11 522
-------------------------------
Actions privilégiées
Solde au début de la période 1 224 539
Emission d'actions aux termes d'un appel
public à l'épargne, déduction faite des
frais d'émission - 685
-------------------------------
Solde à la fin de la période 1 224 1 224
-------------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de la période 331 328
Emission d'options sur actions, déduction
faite des options exercées 1 2
Gain de dilution découlant des parts émises
de PipeLines LP 30
-------------------------------
Solde à la fin de la période 362 330
-------------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 4 304 4 186
Bénéfice net attribuable aux participations
assurant le contrôle 796 598
Dividendes sur les actions ordinaires (589) (552)
Dividendes sur les actions privilégiées (28) (17)
-------------------------------
Solde à la fin de la période 4 483 4 215
-------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période (877) (632)
Autres éléments du résultat étendu (94) (63)
-------------------------------
Solde à la fin de la période (971) (695)
-------------------------------
3 512 3 520
-------------------------------
Capitaux propres attribuables aux
participations assurant le contrôle 17 071 16 596
-------------------------------
Capitaux propres attribuables aux
participations sans contrôle
Solde au début de la période 1 157 1 174
Bénéfice net attribuable aux participations
sans contrôle
PipeLines LP 49 39
Dividendes sur les actions privilégiées d'une
filiale 11 11
Portland 4 3
Autres éléments du résultat étendu
attribuable aux participations sans
contrôle 8 (3)
Vente de parts de PipeLines LP
Produit, déduction faite des frais d'émission 321 -
Diminution de la participation de TransCanada (50) -
Distributions versées aux participations sans
contrôle (54) (55)
Autres (30) 17
-------------------------------
Solde à la fin de la période 1 416 1 186
-------------------------------
Total des capitaux propres 18 487 17 782
-------------------------------
-------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Notes afférentes aux états financiers consolidés
(non audité)
1. Principales conventions comptables
Les états financiers consolidés de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") et qui sont décrits plus en détail à la note 2. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont présentées dans les états financiers consolidés audités annuels de TransCanada pour l'exercice clos le 31 décembre 2010. Ces états financiers consolidés tiennent compte de tous les ajustements récurrents habituels qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle de la situation financière et des résultats d'exploitation des périodes considérées. Les présents états financiers consolidés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers consolidés audités de 2010 compris dans le rapport annuel 2010 de TransCanada. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "société" englobe TransCanada Corporation et ses filiales. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2010 de TransCanada. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.
Dans le secteur des gazoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans des gazoducs réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits annuels et le bénéfice net fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Pour le secteur des oléoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans l'oléoduc Keystone, les produits 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 du même exercice et les fluctuations découlent des arrêts d'exploitation prévus et imprévus ainsi que de modifications des volumes transportés sur le marché au comptant et des droits connexes imputés. Les volumes transportés sur le marché au comptant dépendent de la demande des clients, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus pour les raffineries, installations terminales et pipelines ainsi que de circonstances hors du cours normal de l'exploitation.
Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des paiements de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
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 ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société.
2. Modifications de conventions comptables
Modifications de conventions comptables pour 2011
Regroupements d'entreprises, états financiers consolidés et participations sans contrôle
Le 1(er) janvier 2011, la société a adopté les exigences du chapitre 1582 du Manuel de l'ICCA intitulé "Regroupements d'entreprises", qui s'applique aux regroupements d'entreprises dont la date d'acquisition est postérieure au 1(er) janvier 2011. Cette norme a été modifiée pour exiger également le recours aux évaluations de la juste valeur, la constatation d'actifs et de passifs supplémentaires et la présentation accrue d'informations. L'adoption de cette norme devrait avoir une incidence importante sur la façon dont la société comptabilise les regroupements d'entreprises futurs. Les entités qui adoptent le chapitre 1582 étaient également tenues d'adopter le chapitre 1601 du Manuel de l'ICCA intitulé "Etats financiers consolidés" et le chapitre 1602 du Manuel de l'ICCA intitulé "Participations ne donnant pas le contrôle". Les chapitres 1601 et 1602 exigent la présentation des participations sans contrôle en tant que capitaux propres au bilan. En outre, l'état des résultats de la société mère ayant le contrôle inclut désormais 100 % des résultats de la filiale et présente la ventilation du bénéfice entre les participations assurant le contrôle et les participations sans contrôle. Les changements découlant de l'adoption du chapitre 1582 ont été appliqués prospectivement et les changements découlant des chapitres 1601 et 1602 ont été appliqués rétrospectivement.
Modifications comptables futures
PCGR des Etats-Unis / Normes internationales d'information financière
Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'ICCA avait précédemment annoncé qu'à compter du 1(er) janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB").
Conformément aux PCGR, TransCanada applique des conventions comptables particulières qui sont propres aux activités à tarifs réglementés. Selon ces normes sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés ("CATR"), pour traduire adéquatement l'incidence économique des décisions des organismes de réglementation au sujet des produits et des droits de la société, le moment de la constatation de certains produits et de certaines charges peut différer de celui qui est autrement prévu aux termes des PCGR pour les activités dont les tarifs ne sont pas réglementés. L'IASB a conclu que l'élaboration de la CATR aux termes des IFRS doit faire l'objet d'une analyse plus approfondie et a supprimé le projet de CATR de son programme actuel. TransCanada ne prévoit pas qu'une norme de CATR définitive aux termes des IFRS sera en vigueur dans un avenir prévisible.
En octobre 2010, le CNC et les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ont modifié leurs politiques visant les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes qui appliquent la CATR afin de permettre à ces entités de reporter l'adoption des IFRS pendant une année. TransCanada a reporté l'adoption des IFRS et, par conséquent, continuera de préparer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada en 2011, ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'ICCA, afin de poursuivre l'application de la CATR.
A titre de société inscrite à la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis, TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" et elle a l'option de préparer et de déposer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR des Etats-Unis. En raison des faits dont il est question ci-dessus, le conseil d'administration de la société a approuvé l'adoption des PCGR des Etats-Unis à compter du 1(er) janvier 2012. Les conventions comptables et l'incidence financière de l'adoption, par TransCanada, des PCGR des Etats-Unis sont conformes à l'information que présente actuellement la société dans le "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" et, de ce fait, il ne sera pas nécessaire d'apporter des changements importants aux systèmes et procédés en place pour appliquer les PCGR des Etats-Unis en tant que principales normes comptables.
3. Informations sectorielles
Pour les trimestres clos
les 30 juin Siège
(non audité) Gazoducs Oléoducs(1) Energie social
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 067 1 061 211 - 865 862 - -
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (356) (365) (58) - (393) (377) (15) (22)
Achats de produits de base
revendus - - - - (185) (216) - -
Amortissement (244) (251) (34) - (97) (90) (4) -
--------------------------------------------------
467 445 119 - 190 179 (19) (22)
--------------------------------------------------
--------------------------------------------------
Intérêts débiteurs
Intérêts débiteurs des coentreprises
Intérêts créditeurs et autres
Charge d'impôts
Bénéfice net
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle
Dividendes sur les actions privilégiées
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
Pour les trimestres clos
les 30 juin
(non audité) Total
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 143 1 923
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (822) (764)
Achats de produits de base
revendus (185) (216)
Amortissement (379) (341)
------------------
757 602
Intérêts débiteurs (235) (187)
Intérêts débiteurs des coentreprises (11) (15)
Intérêts créditeurs et autres 23 (18)
Charge d'impôts (139) (65)
------------------
Bénéfice net 395 317
Bénéfice net attribuable aux participations sans
contrôle (28) (22)
------------------
Bénéfice net attribuable aux participations assurant
le contrôle 367 295
Dividendes sur les actions privilégiées (14) (10)
------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 353 285
------------------
------------------
Pour les semestres clos
les 30 juin Siège
(non audité) Gazoducs Oléoducs(1) Energie social
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 196 2 190 346 - 1 844 1 688 - -
Coûts d'exploitation des
centrales et autres
coûts (689) (726) (94) - (759) (737) (39) (48)
Achats de produits de
base revendus - - - - (462) (472) - -
Amortissement (488) (504) (57) - (197) (180) (7) -
-----------------------------------------------------
1 019 960 195 - 426 299 (46) (48)
-----------------------------------------------------
-----------------------------------------------------
Intérêts débiteurs
Intérêts débiteurs des coentreprises
Intérêts créditeurs et autres
Charge d'impôts
Bénéfice net
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle
Dividendes sur les actions privilégiées
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
Pour les semestres clos
les 30 juin
(non audité) Total
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 4 386 3 878
Coûts d'exploitation des
centrales et autres
coûts (1 581) (1 511)
Achats de produits de
base revendus (462) (472)
Amortissement (749) (684)
------------------
1 594 1 211
Intérêts débiteurs (446) (369)
Intérêts débiteurs des coentreprises (27) (31)
Intérêts créditeurs et autres 56 6
Charge d'impôts (317) (166)
------------------
Bénéfice net 860 651
Bénéfice net attribuable aux participations sans
contrôle (64) (53)
------------------
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le
contrôle 796 598
Dividendes sur les actions privilégiées (28) (17)
------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 768 581
------------------
------------------
(1) Depuis février 2011, TransCanada comptabilise le résultat lié aux
installations de Wood River/Patoka et au prolongement Cushing de
Keystone.
Total de l'actif
(non audité) 30 juin 31 décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs 22 903 23 592
Oléoducs 8 781 8 501
Energie 12 788 12 847
Siège social 1 415 1 649
-------------------------------
45 887 46 589
-------------------------------
-------------------------------
4. Dette à long terme
Le 13 juillet 2011, PipeLines LP a conclu une facilité de crédit renouvelable consortiale de premier rang d'une durée de cinq ans de 500 millions de dollars US, échéant en juillet 2016. Le produit de la facilité de crédit a été affecté à la réduction de l'emprunt à terme et de la facilité de crédit renouvelable de premier rang de PipeLines LP ainsi qu'au remboursement de son prêt-relais. Le solde de l'emprunt à terme de PipeLines LP, soit 300 millions de dollars US, échoit en décembre 2011.
En juin 2011, TCPL a racheté pour 60 millions de dollars de billets à moyen terme à 9,5 % et, en janvier 2011, elle a racheté pour 300 millions de dollars de billets à moyen terme à 4,3 %.
En juin 2011, PipeLines LP a émis des billets de premier rang à 4,65 % d'un montant de 350 millions de dollars US échéant en 2021 et elle a annulé un montant de 175 millions de dollars US de sa facilité de crédit consortiale de premier rang non garantie.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, la société a capitalisé des intérêts de respectivement 68 millions de dollars et 165 millions de dollars (143 millions de dollars et 277 millions de dollars en 2010) relativement aux projets d'investissement.
5. Capitaux propres et capital-actions
En mai 2011, PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 7 245 000 parts ordinaires au prix de 47,58 $ US la part, pour un produit brut d'environ 345 millions de dollars US. TransCanada a investi un montant supplémentaire d'environ 7 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité mais elle n'a pas acheté d'autres parts. A la conclusion de cette émission, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été ramenée de 38,2 % à 33,3 %. De plus, PipeLines LP a effectué des prélèvements de 61 millions de dollars US sur un prêt-relais et de 125 millions de dollars US sur sa facilité de crédit renouvelable de premier rang.
Au cours du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2011, TransCanada a émis respectivement 2,8 millions d'actions ordinaires et 5,4 millions d'actions ordinaires (2,6 millions et 4,9 millions en 2010) aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RDA") plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant totalisant respectivement 109 millions de dollars et 202 millions de dollars (92 millions de dollars et 170 millions de dollars en 2010). A compter de la date de déclaration du dividende du 28 avril 2011, les dividendes à payer aux actionnaires qui participent au RDA seront versés sous forme d'actions ordinaires achetées sur le marché libre en fonction de la moyenne pondérée du prix d'achat de ces actions ordinaires. Auparavant, les actions ordinaires émises en remplacement de dividendes au comptant aux termes du RDA étaient émises sur le capital autorisé.
6. Instruments financiers et gestion des risques
TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de crédit lié aux contreparties, d'illiquidité et de marché auxquels elle est exposée.
Risque de crédit lié aux contreparties et risque d'illiquidité
A la date du bilan, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements de portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous les postes Débiteurs et autres et Actifs disponibles à la vente du sommaire des instruments financiers non dérivés présenté dans le tableau ci-après. Des garanties, des lettres de crédit et des liquidités sont les principaux types de garanties pour ces montants. La majeure partie des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée. Au 30 juin 2011, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.
Au 30 juin 2011, la concentration du risque de crédit de la société était de 286 millions de dollars à recevoir d'une contrepartie solvable. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.
La société continue de gérer le risque d'illiquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles.
Risque lié au prix des stocks de gaz naturel
Au 30 juin 2011, la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif, déterminée à l'aide d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente, s'établissait à 47 millions de dollars (49 millions de dollars au 31 décembre 2010). La variation de l'ajustement de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011 a donné lieu respectivement à des pertes non réalisées nettes de 1 million de dollars avant les impôts et à des gains de 1 million de dollars avant les impôts (gains de 4 millions de dollars et pertes de 20 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010), lesquels ont été constatés en tant qu'ajustements aux produits et aux stocks. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à des pertes non réalisées nettes de respectivement 3 millions de dollars et 10 millions de dollars avant les impôts (gains de 2 millions de dollars et de 5 millions de dollars pour les période respectives en 2010), montants constatés dans les produits.
Analyse de la valeur à risque
TransCanada a recours à la méthode de valeur à risque ("VaR") pour estimer l'incidence de son exposition au risque de marché sur ses positions ouvertes liquides. La VaR représente la variation potentielle du résultat avant les impôts pour un horizon temporel déterminé. Elle est calculée en présumant d'un intervalle de confiance de 95 % que la variation quotidienne découlant des fluctuations normales de ses positions ouvertes sur le marché ne sera pas supérieure à la VaR déclarée. Bien que les pertes ne devraient pas être supérieures aux estimations statistiques de la VaR dans 95 % des cas, il est possible, dans 5 % des cas, qu'elles soient beaucoup plus importantes que la VaR estimative. La Var consolidée de TransCanada était de 11 millions de dollars au 30 juin 2011, montant comparable à la VaR de 12 millions de dollars au 31 décembre 2010.
Investissement net dans des établissements étrangers autonomes
La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers autonomes après les impôts. Au 30 juin 2011, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 9,5 milliards de dollars (9,8 milliards de dollars US) et une juste valeur de 10,8 milliards de dollars (11,2 milliards de dollars US). Au 30 juin 2011, un montant de 279 millions de dollars (181 millions de dollars au 31 décembre 2010) a été inclus dans les actifs incorporels et autres actifs à court terme et dans les autres actifs pour la juste valeur des contrats à terme et des swaps utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars US de la société dans des établissements étrangers.
Les justes valeurs ainsi que le montant nominal ou en capital pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :
Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net dans
des établissements étrangers autonomes
30 juin 2011 31 décembre 2010
------------------------------------------
------------------------------------------
Actif (passif) Montant Montant
(non audité) Juste nominal ou Juste nominal ou
(en millions de dollars) valeur(1) en capital valeur(1) en capital
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2011 à 2018) 276 3 550 US 179 2 800 US
Contrats de change à terme en
dollars US (échéant en 2011) 3 600 US 2 100 US
------------------------------------------
279 4 150 US 181 2 900 US
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non
dérivés s'établissent comme suit :
Sommaire des instruments financiers non dérivés
30 juin 2011 31 décembre 2010
------------------------------------------
------------------------------------------
(non audité) Valeur Juste Valeur Juste
(en millions de dollars) comptable valeur comptable valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actifs financiers(1)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie 468 468 764 764
Débiteurs et autres(2)(3) 1 488 1 520 1 555 1 595
Actifs disponibles à la vente(2) 22 22 20 20
------------------------------------------
1 978 2 010 2 339 2 379
------------------------------------------
------------------------------------------
Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 1 628 1 628 2 092 2 092
Créditeurs et montants reportés(4) 1 076 1 076 1 436 1 436
Intérêts courus 347 347 367 367
Dette à long terme 17 340 20 498 17 922 21 523
Dette à long terme de coentreprises 839 946 866 971
Billets subordonnés de rang
inférieur 955 962 985 992
------------------------------------------
22 185 25 457 23 668 27 381
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Le bénéfice net consolidé du trimestre et du semestre clos le 30 juin
2011 comprenait respectivement des pertes de 2 millions de dollars et
de 11 millions de dollars (pertes de 2 millions de dollars et de 9
millions de dollars pour les périodes respectives de 2010) en raison
d'ajustements de la juste valeur liée à des swaps de taux d'intérêt
visant 350 millions de dollars US (150 millions de dollars US en 2010)
de la dette à long terme. Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni
aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de la juste
valeur des instruments financiers.
(2) Au 30 juin 2011, le bilan consolidé comprenait des actifs financiers de
1 167 millions de dollars (1 271 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les débiteurs, de 38 millions de dollars (40 millions de
dollars au 31 décembre 2010) dans les autres actifs à court terme et de
305 millions de dollars (264 millions de dollars au 31 décembre 2010)
dans les actifs incorporels et autres actifs.
(3) Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de
350 millions de dollars US (250 millions de dollars US au 31 décembre
2010) au titre de la dette à long terme qui est ajusté à la juste
valeur.
(4) Au 30 juin 2011, le bilan consolidé comprenait des passifs financiers de
1 041 millions de dollars (1 406 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les créditeurs et de 35 millions de dollars (30 millions de
dollars au 31 décembre 2010) dans les montants reportés.
Sommaire des instruments financiers dérivés
Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société,
exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans
des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :
30 juin 2011
(non audité)
(tous les montants sont en
millions, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers
dérivés détenus à des
fins de transaction(1)
Justes valeurs(2)
Actifs 149 $ 118 $ 6 $ 18 $
Passifs (114)$ (146)$ (15)$ (19)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 21 569 155 - -
Ventes 23 961 123 - -
En dollars CA - - - 634
En dollars US - - 1 622 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
Gains (pertes) net(te)s non
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin
2011 4 $ (9)$ (2)$ 1 $
Semestre clos le 30 juin 2011 3 $ (26)$ - $ - $
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin
2011 8 $ (15)$ 12 $ 3 $
Semestre clos le 30 juin 2011 11 $ (41)$ 33 $ 5 $
Dates d'échéance 2011-2018 2011-2016 2011-2012 2012-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 57 $ 5 $ - $ 11 $
Passifs (197)$ (17)$ (56)$ (14)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 18 524 14 - -
Ventes 9 187 - - -
En dollars US - - 120 US 1 000 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées de la
période(4)
Trimestre clos le 30 juin
2011 (8)$ (5)$ - $ (4)$
Semestre clos le 30 juin 2011 (46)$ (8)$ - $ (9)$
Dates d'échéance 2011-2017 2011-2013 2011-2014 2011-2015
----------------------------------------------
----------------------------------------------
(1) Tous les instruments financiers dérivés faisant partie de la catégorie
d'instruments détenus à des fins de transaction ont été conclus à des
fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques
et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les
instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures
ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui
ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le
risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en gigawatts-heure ("GWh") et en
milliards de pieds cubes ("Gpi(3)").
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de
11 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars
US au 30 juin 2011. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011,
s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 4 millions de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2011, la société n'a constaté dans le
bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour
les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2011
comprenait respectivement des gains de 2 millions de dollars et des
pertes de 1 million de dollars au titre des variations de la juste
valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité
et le gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la
juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2011, le bénéfice net ne reflète aucun gain
ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie
abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité
des couvertures.
2010
(non audité)
(tous les montants sont en
millions, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers
dérivés détenus à des
fins de transaction
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 169 $ 144 $ 8 $ 20 $
Passifs (129)$ (173)$ (14)$ (21)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 15 610 158 - -
Ventes 18 114 96 - -
En dollars CA - - - 736
En dollars US - - 1 479 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin
2010 (10)$ 3 $ (11)$ (13)$
Semestre clos le 30 juin 2010 (26)$ 5 $ (11)$ (17)$
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 juin
2010 15 $ (17)$ (6)$ (6)$
Semestre clos le 30 juin 2010 37 $ (29)$ 2 $ (10)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2015 2011-2012 2011-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 112 $ 5 $ - $ 8 $
Passifs (186)$ (19)$ (51)$ (26)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 16 071 17 - -
Ventes 10 498 - - -
En dollars US - - 120 US 1 125 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées de la
période(4)
Trimestre clos le 30 juin
2010 (36)$ (6)$ - $ (9)$
Semestre clos le 30 juin 2010 (43)$ (9)$ - $ (19)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2013 2011-2014 2011-2015
----------------------------------------------
----------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 31 décembre 2010.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3).
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 8
millions de dollars et une valeur nominale de 250 millions de dollars US
au 31 décembre 2010. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2010,
s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à 2 millions de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2010, la société n'a constaté dans le
bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour
les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2010
comprenait respectivement des gains de 7 millions de dollars et des
pertes de 1 million de dollars au titre des variations de la juste
valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité
et le gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la
juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre et
le semestre clos le 30 juin 2010, le bénéfice net ne reflète aucun gain
ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie
abandonnées. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité
des couvertures.
Présentation des instruments financiers dérivés au bilan
La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de la
société s'établit comme suit :
(non audité) 30 juin 31 décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
A court terme
Autres actifs à court terme 299 273
Créditeurs (314) (337)
A long terme
Actifs incorporels et autres actifs 344 374
Montants reportés (264) (282)
-------------------------------
-------------------------------
Hiérarchie de la juste valeur
Les actifs et les passifs financiers de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie de la juste valeur. La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau est déterminée en fonction des prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le deuxième niveau comprennent des évaluations déterminées au moyen de données d'entrée autres que les prix cotés pour lesquelles toutes les données d'entrée importantes peuvent être observées, directement ou indirectement. Cette catégorie comprend la juste valeur déterminée au moyen de techniques d'évaluation telles que des modèles d'établissement du prix d'options et d'extrapolation à l'aide de données d'entrée observables. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau sont déterminées en fonction de données d'entrée qui ne sont pas facilement observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur dans son ensemble. Les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés sont incluses dans cette catégorie. Les prix des produits de base faisant l'objet d'opérations à échéance éloignée sont déterminés au moyen d'un outil de modélisation d'une tierce partie qui se fonde sur les données fondamentales du marché pour établir des prix à long terme.
Il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxième niveau pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011. Les actifs et les passifs financiers évalués à la juste valeur, y compris les tranches à court terme et à long terme, sont classés comme suit :
Autres Données
Prix cotés données d'entrée
sur des d'entrée importantes
marchés importantes non
actifs observables observables
(premier (deuxième (troisième
Actifs (passifs) niveau) niveau) niveau) Total
---------------------------------------------------
---------------------------------------------------
(non audité) 30 31 30 31 30 31 30 31
(en millions de dollars, juin déc. juin déc. juin déc. juin déc.
avant les impôts) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Stocks de gaz naturel - - 47 49 - - 47 49
Actifs liés aux
instruments financiers
dérivés :
Contrats sur taux
d'intérêt - - 29 28 - - 29 28
Contrats de change 11 10 278 179 - - 289 189
Contrats sur produits de
base pour l'électricité - - 194 269 3 5 197 274
Contrats sur produits de
base pour le gaz
naturel 68 93 53 56 - - 121 149
Passifs liés aux
instruments financiers
dérivés:
Contrats sur taux
d'intérêt - - (32) (47) - - (32) (47)
Contrats de change (17) (11) (59) (54) - - (76) (65)
Contrats sur produits de
base pour l'électricité - - (272) (299) (30) (8) (302) (307)
Contrats sur produits de
base pour le gaz
naturel (133) (178) (28) (15) - - (161) (193)
Instruments financiers
non dérivés :
Actifs disponibles à la
vente 22 20 - - - - 22 20
---------------------------------------------------
(49) (66) 210 166 (27) (3) 134 97
---------------------------------------------------
---------------------------------------------------
Le tableau qui suit présente la variation nette des actifs et des passifs
financiers évalués à la juste valeur et inclus dans la catégorie de juste
valeur de troisième niveau :
(non audité)
(en millions de dollars, Instruments dérivés(1)
avant les impôts) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 1(er) janvier (3) (2)
Nouveaux contrats(2) 1 (10)
Transferts du troisième niveau(3) (4) (15)
Règlements - (2)
Variation des gains non réalisés comptabilisés
dans le bénéfice net 1 14
Variation des gains (pertes) non réalisé(e)s
comptabilisé(e)s dans les autres éléments
du résultat étendu (22) 10
----------------------------
Solde au 30 juin (27) (5)
----------------------------
----------------------------
(1) La juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés
est présentée sur une base nette.
(2) Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2011, il n'y a eu aucun
montant (gain de 1 million de dollars et de néant pour les périodes
respectives en 2010) inclus dans le bénéfice net attribuable aux
instruments dérivés conclus au cours de la période considérée et
toujours détenus à la date du bilan.
(3) Lorsqu'ils approchent de leur échéance, les contrats sont transférés du
troisième niveau au deuxième 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 12 millions de dollars de la juste valeur des instruments financiers dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 30 juin 2011.
7. Avantages sociaux futurs
La charge nette au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi de la société se présente comme suit :
Autres régimes
Régimes de d'avantages
Trimestres clos les 30 juin retraite sociaux
---------------------------------------
---------------------------------------
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de
la période 13 13 1 1
Intérêts débiteurs 22 22 2 2
Rendement prévu des actifs des
régimes (28) (27) (1) (1)
Amortissement de l'obligation
transitoire liée à l'entreprise
réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte
actuarielle nette 5 2 1 1
Amortissement des coûts au titre des
services passés 1 1 - -
---------------------------------------
Coût net constaté au titre des
avantages 13 11 4 4
---------------------------------------
---------------------------------------
Autres régimes
Régimes de d'avantages
Semestres clos les 30 juin retraite sociaux
---------------------------------------
---------------------------------------
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de
la période 27 25 1 1
Intérêts débiteurs 45 45 4 4
Rendement prévu des actifs des
régimes (56) (54) (1) (1)
Amortissement de l'obligation
transitoire liée à l'entreprise
réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte
actuarielle nette 11 4 1 1
Amortissement des coûts au titre des
services passés 2 2 - -
---------------------------------------
Coût net constaté au titre des
avantages 29 22 6 6
---------------------------------------
---------------------------------------
8. Cessions
Le 3 mai 2011, la société a réalisé la vente d'une participation de 25 % chacune dans Gas Transmission Northwest LLC ("GTN LLC") et Bison Pipeline LLC ("Bison LLC") à PipeLines LP à un prix d'achat global de 605 millions de dollars US, sous réserve d'ajustements à la signature de l'entente, montant qui comprenait une dette à long terme de 81 millions de dollars US, soit 25 % de l'encours de la dette de GTN LLC. GTN LLC et Bison LLC détiennent respectivement les gazoducs GTN et Bison.
Le 3 mai 2011, PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne par voie de prise ferme de 7 245 000 parts ordinaires, y compris les 945 000 parts ordinaires achetées par les preneurs fermes aux termes du plein exercice de l'option de surallocation qui leur avait été accordée au prix de 47,58 $ US la part. Le produit brut de cet appel public à l'épargne, soit environ 345 millions de dollars US, a servi à financer en partie l'acquisition. L'acquisition a aussi été financée par des prélèvements de 61 millions de dollars US sur le prêt-relais de PipeLines LP et de 125 millions de dollars US sur sa facilité de crédit renouvelable de premier rang de 250 millions de dollars US.
Dans le cadre de cet appel public à l'épargne, TransCanada fera un apport de capital d'environ 7 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité de 2 % dans PipeLines LP et la société n'a pas acheté d'autres parts. A la suite de l'émission des parts ordinaires, la participation de TransCanada dans PipeLines LP a été ramenée de 38,2 % à 33,3 % et elle a été constatée dans le surplus d'apport déduction faite d'un gain de dilution de 30 millions de dollars après les impôts (50 millions de dollars avant les impôts).
9. Eventualités
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. La société estime que les montants constatés dans les produits au cours des six premiers mois de 2011 ne seront pas remboursés.
TransCanada est heureuse de répondre aux questions des actionnaires et des investisseurs éventuels. Renseignements :
Relations avec les investisseurs, au 800-361-6522 (Canada et Etats continentaux des Etats-Unis). Numéro d'accès direct : David Moneta/Terry Hook/Lee Evans au 403-920-7911. Télécopieur pour les investisseurs : 403-920-2457. Relations avec les médias : James Millar/Terry Cunha/Shawn Howard au 403-920-7859 ou au 800-608-7859.
Site Web de TransCanada : www.transcanada.com
Renseignements:
Renseignements aux médias
Terry Cunha/Shawn Howard
403-920-7859 or 800-608-7859
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Renseignements aux analystes
David Moneta/Terry Hook/Lee Evans
403-920-7911 or 800-361-6522
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