CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 4 nov. 2011) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) ("TransCanada" ou la "société") a annoncé aujourd'hui que le résultat comparable du troisième trimestre de 2011 s'est établi à 417 millions de dollars (0,59 $ par action). Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffré à 384 millions de dollars (0,55 $ par action). Le conseil d'administration de TransCanada a également déclaré un dividende trimestriel de 0,42 $ par action ordinaire pour le trimestre devant être clos le 31 décembre 2011, ce qui correspond à un dividende annualisé de 1,68 $ par action.
"TransCanada a connu un autre solide trimestre grâce au résultat généré par nos nouveaux actifs ainsi que le portefeuille varié et de premier ordre d'infrastructures énergétiques de la société, a affirmé Russ Gurling, président et chef de la direction de TransCanada. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2011, à 1,71 $ par action, représente une hausse de 20 % comparativement à la même période de l'exercice précédent."
Depuis le printemps 2010, TransCanada a mis en service des projets de croissance d'une valeur de 10 milliards de dollars, notamment les première et deuxième étapes du réseau d'oléoducs Keystone, les gazoducs Bison et Guadalajara, les prolongements et expansions du réseau de l'Alberta, la deuxième étape du projet éolien de Kibby dans le Maine, la centrale électrique de Halton Hills en Ontario et la centrale électrique de Coolidge en Arizona.
La société prévoit achever de nouveaux projets d'une valeur de 11 milliards de dollars, qui entreront en service d'ici 2013, y compris 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 ainsi que les deux dernières étapes du projet de Cartier énergie éolienne au Québec. TransCanada estime que ces projets produiront un résultat et des flux de trésorerie supérieurs et durables et qu'ils se traduiront par un rendement supérieur pour nos actionnaires.
Points saillants des résultats du troisième trimestre
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
-- Résultat comparable de 417 millions de dollars, soit une augmentation de
11 %.
-- Résultat comparable par action de 0,59 $, soit une majoration de 9 %.
-- Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 384 millions de
dollars (0,55 $ par action).
-- BAIIA comparable de 1,258 milliard de dollars, pour une progression de
25 %.
-- Fonds provenant de l'exploitation totalisant 971 millions de dollars, en
hausse de 13 %.
-- Dividende sur les actions ordinaires de 0,42 $ par action déclaré pour
le trimestre devant être clos le 31 décembre 2011.
-- Enoncé des incidences environnementales final ("EIEF") favorable reçu du
Département d'Etat américain pour Keystone XL.
-- Dépôt auprès de l'Office national de l'énergie ("ONE") d'une demande
tarifaire globale pour le réseau principal au Canada en 2012 et 2013.
Le résultat comparable du troisième trimestre de 2011 s'est chiffré à 417 millions de dollars (0,59 $ par action) comparativement à 374 millions de dollars (0,54 $ par action) pour la même période en 2010. L'apport des actifs de production d'électricité et des pipelines récemment mis en service, jumelé à l'accroissement des prix réalisés pour l'électricité en Alberta, sont les principaux facteurs à l'origine de la hausse du résultat comparable au cours des 12 derniers mois. Ces gains ont été annulés en partie par l'augmentation des intérêts débiteurs et l'apport inférieur des installations énergétiques aux Etats-Unis et de l'entreprise de stockage de gaz naturel en Alberta. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2010 comprenait l'incidence positive de la constatation du règlement au sujet des besoins en produits du réseau de l'Alberta pour la période allant de 2010 à 2012 depuis la date de son entrée en vigueur, le 1er janvier 2010.
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 26 août 2011, le Département d'Etat américain, principal organisme
chargé des approbations réglementaires fédérales aux Etats-Unis, a
publié l'EIEF pour Keystone XL. L'EIEF a établi que le projet aurait des
incidences environnementales limitées et que le tracé proposé
entraînerait moins d'incidences environnementales que tout autre tracé
étudié.
-- A la suite de la publication de l'EIEF, le Département d'Etat a amorcé
un processus de 90 jours visant à déterminer si le projet sert les
meilleurs intérêts des Etats-Unis ("DPMI"). Dans le cadre du processus
DPMI, le Département d'Etat a tenu neuf rencontres publiques en
septembre et octobre pour connaître les commentaires du public et il
consultera d'autres organismes fédéraux américains afin de déterminer
si l'approbation de Keystone XL sert les meilleurs intérêts des
Etats-Unis. Le processus DPMI prendra fin le 25 novembre 2011 et la
décision au sujet du permis présidentiel est attendue d'ici la fin de
l'année.
-- En août 2011, TransCanada a lancé deux appels de soumissions exécutoires
qui ont pris fin le 17 octobre 2011. Le premier offrait une capacité
visant à solliciter des contrats de service garanti à long terme pour le
transport de pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'à Houston,
au Texas ("canalisation latérale de Houston"). D'une valeur de près de
600 millions de dollars US, le projet de canalisation latérale de
Houston comporte une expansion de capacité grâce à l'aménagement de
stations de pompage et la construction d'un prolongement d'environ 80
kilomètres ("km") (50 milles) du réseau Keystone XL proposé. Ce projet
doublerait la capacité du marché de raffinage dans la région de la côte
américaine du golfe du Mexique auquel le réseau d'oléoducs Keystone
permettrait d'avoir accès. TransCanada analyse actuellement les
résultats de l'appel de soumissions. Si les expéditeurs manifestent
suffisamment d'intérêt et si les approbations réglementaires sont
obtenues, la canalisation latérale de Houston devrait entrer en
exploitation en 2014.
-- Le deuxième appel de soumissions exécutoires offrait une capacité
susceptible de donner lieu à des contrats de service garanti à long
terme supplémentaires pour le transport de pétrole brut depuis Cushing,
en Oklahoma, jusqu'à Port Arthur ou Houston, au Texas ("projet
Marketlink de Cushing"). Le projet Marketling de Cushing, d'une valeur
d'environ 50 millions de dollars US, fait appel à certaines
installations faisant partie de Keystone XL, notamment la canalisation
latérale de Houston. TransCanada analyse actuellement les résultats de
l'appel de soumissions. Sous réserve de l'obtention des approbations
réglementaires, le projet Marketlink de Cushing devrait commencer à
transporter du pétrole brut vers Port Arthur en 2013, et vers Houston en
2014.
Gazoducs :
-- Le 1er septembre 2011, TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande
complète visant à modifier la structure d'entreprise et les modalités de
service pour le réseau principal au Canada, y compris la tarification
pour 2012 et 2013. La demande comporte des éléments qui toucheront le
réseau de l'Alberta et Foothills ("proposition de restructuration"). La
demande a pour but de se pencher sur la viabilité économique à long
terme du réseau principal au Canada et de rehausser le caractère
concurrentiel de l'infrastructure réglementée de transport de gaz
naturel au Canada de TransCanada et du bassin sédimentaire de l'Ouest
canadien ("BSOC"). Le 31 octobre 2011, TransCanada a déposé de
l'information supplémentaire au sujet du coût du service et des droits
proposés pour 2012 et 2013. La demande donne lieu à des droits de 1,29 $
par gigajoule ("GJ") pour l'utilisation du carrefour commercial Nova
Inventory Transfer jusqu'à Dawn en 2012, soit 0,80 $ par GJ ou 38 % de
moins que les droits comparables imputés en 2011.
Le 31 octobre 2011, TransCanada a de plus déposé une demande d'approbation des droits provisoires de 2012 pour le réseau de l'Alberta et des droits annuels pour Foothills avec prise d'effet au 1er janvier 2012. Ces demandes sont fondées sur les dispositions des règlements actuellement en vigueur pour ces réseaux. La société prévoit déposer vers la mi-novembre 2011 une demande d'approbation des droits provisoires de 2012 pour le réseau principal. Les droits définitifs de 2012 pour le réseau principal et le réseau de l'Alberta seront déterminés lorsque l'ONE aura rendu sa décision au sujet de la demande visant l'approbation de la proposition de restructuration.
A la suite de cette demande, l'ONE a tenu, le 12 octobre 2011, une conférence préparatoire spéciale avant l'audience à l'intention des intéressés afin de présenter des suggestions au sujet du déroulement de l'audience, des étapes de la procédure et de leur calendrier. A la lumière des commentaires formulés, l'ONE a décidé qu'il tiendra une seule instance pour entendre la demande intégrale de TransCanada, y compris le coût du capital, avant de rendre sa décision au sujet de la demande. Les audiences de vive voix dans le cadre de la demande commenceront le 4 juin 2012 à Calgary, en Alberta.
-- 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 estimatif de 275 millions de dollars. De plus, la
société a conclu un accord prévoyant le prolongement du gazoduc de Horn
River sur environ 100 km (62 milles), à un coût en capital estimatif de
230 millions de dollars. Ce prolongement devrait donner lieu à des
engagements contractuels supplémentaires de 100 millions de pieds cubes
par jour ("Mpi3/j") à partir de 2014, volumes qui passeront à 300 Mpi3/j
d'ici 2020. Le 14 octobre 2011, la société a déposé auprès de l'ONE une
demande sollicitant l'approbation de construire et d'exploiter ce
prolongement. Le total des volumes faisant actuellement l'objet
d'engagements contractuels pour Horn River, y compris le prolongement,
devraient atteindre près de 900 Mpi3/j d'ici 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 a commencé en août 2011, et la mise en service de ce
tronçon, d'un coût en capital évalué à environ 60 millions de dollars,
est prévue pour le 1er avril 2012. Ce projet est nécessaire pour
répondre à la demande de 250 Mpi3/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 services
de transport de gaz naturel supplémentaires dans les secteurs nord-ouest
et nord-est du BSOC. En date du 30 septembre 2011, l'ONE avait approuvé,
y compris les projets énoncés précédemment, des projets de gazoducs
ayant un coût en capital de près de 750 millions de dollars. D'autres
projets pipeliniers d'un coût en capital total d'environ 640 millions de
dollars ont été présentés à l'ONE pour approbation.
-- 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. Compte tenu des projets décrits
ci-dessus, TransCanada a obtenu des engagements fermes pour le transport
de 2,9 milliards de pieds cubes en provenance du nord-ouest de l'Alberta
et du nord-est de la Colombie-Britannique d'ici 2014.
Energie :
-- Bruce Power poursuit ses travaux en vue de la remise en service des
réacteurs 1 et 2. Le chargement du combustible dans le réacteur 1
devrait commencer en novembre 2011 et les dernières étapes de la remise
en service du réacteur 2 devraient être entreprises au quatrième
trimestre de 2011.
Sous réserve des approbations réglementaires requises, Bruce Power prévoit atteindre une première synchronisation du réacteur 2 avec le réseau électrique au début du premier trimestre de 2012 et entreprendre l'exploitation commerciale vers la fin du premier trimestre de 2012. Bruce Power prévoit réaliser une première synchronisation du réacteur 1 avec le réseau électrique au deuxième trimestre de 2012 et amorcer l'exploitation au troisième trimestre de 2012.
La quote-part de TransCanada du coût en capital total est prévue à environ 2,4 milliards de dollars, dont 2,2 milliards de dollars avaient été engagés au 30 septembre 2011.
-- La construction se poursuit dans le cadre du projet en cinq étapes de
590 MW de Cartier énergie éolienne au Québec. En date du 30 septembre
2011, la totalité des éoliennes de la première étape de Gros-Morne et
près de 80 % des éoliennes de Montagne-Sèche avaient été érigées. La
première étape de 101 MW du projet de parc éolien de Gros-Morne et le
projet éolien de 58 MW de Montagne-Sèche devraient entrer en
exploitation en décembre 2011. La mise en exploitation de la deuxième
étape de 111 MW du projet de Gros-Morne est prévue pour 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 convention d'achat
d'électricité ("CAE") de 20 ans.
-- Le différend découlant de la réclamation de force majeure et de
destruction pour cause économique pour la centrale de Sundance A de
TransAlta Corporation sera soumis à une procédure d'arbitrage exécutoire
par un arbitre unique. Le groupe d'arbitrage a prévu la tenue d'une
audition en mars et avril 2012 pour entendre les allégations. En
présumant que l'audition se termine dans le délai prévu, TransCanada
s'attend à ce qu'une décision soit rendue vers le milieu de 2012.
TransCanada ne croit pas que les allégations du propriétaire répondent aux critères de force majeure ou de destruction stipulés dans la CAE et, par conséquent, la société continue de constater les produits et les coûts comme s'il s'agissait d'une interruption de l'approvisionnement conformément aux modalités de la CAE. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, TransCanada a constaté 99 millions de dollars au titre du BAIIA lié à la CAE de Sundance A. La récupération ultime de ce montant dépendra du résultat de la procédure d'arbitrage.
-- Depuis juillet 2011, le prix au comptant 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") a
appliqué les règles de fixation des prix pour une nouvelle centrale
électrique entrée en exploitation récemment pour desservir ce marché.
TransCanada croit que l'application de ces règles 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 la
capacité d'un nouveau participant aux fins de déterminer les prix de
capacité. TransCanada et plusieurs autres parties ont formulé auprès de
la FERC une série de plaintes qui demeurent en suspens. Le résultat de
ces plaintes et l'incidence à plus long terme que cette situation
pourrait avoir sur l'exploitation de la centrale de Ravenswood par
TransCanada ne sont pas connus.
Au cours du troisième trimestre, le processus de réalignement de la courbe de la demande s'est achevé à la suite de l'acceptation par la FERC du document de conformité déposé par le NYISO le 22 septembre 2011. Ce document a donné lieu à une courbe de demande supérieure qui s'appliquera jusqu'en 2014 et qui a influé positivement sur les prix de capacité en octobre. L'incidence sur les prix de capacité au cours des mois d'hiver devrait être négligeable en raison de la capacité excédentaire pendant cette période, mais elle sera exacerbée par les mesures susmentionnées prises par le NYISO relativement aux nouveaux prix unitaires.
Siège social :
-- Le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre
devant être clos le 31 décembre 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.
-- Le 14 octobre 2011, TransCanada PipeLines Limited ("TCPL") a modifié et
retraité sa facilité de crédit consortiale confirmée renouvelable et
reportable de 2,0 milliards de dollars. La facilité modifiée et
retraitée vient à échéance en octobre 2016 et elle est entièrement
accessible.
Le 14 octobre 2011, TransCanada PipeLine USA Ltd, filiale en propriété exclusive de la société, a refinancé sa facilité de crédit de 1,0 milliard de dollars US en vigueur au moyen d'une nouvelle facilité de crédit consortiale confirmée renouvelable et reportable de 1,0 milliard de dollars US d'une durée de 364 jours qui lui est entièrement accessible.
-- 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.
-- En septembre 2011, TransCanada a été inscrite à l'indice de durabilité
Dow Jones pour la dixième année consécutive. En outre, la société figure
au North American Index pour la septième année d'affilée. L'indice de
durabilité Dow Jones mesure la performance des titres des plus grandes
sociétés du monde en fonction de critères économiques, environnementaux
et sociaux. Les indices servent de référence pour les investisseurs qui
souhaitent gérer leur portefeuille en fonction de critères de durabilité
et ils fournissent un véhicule efficace pour les entreprises qui veulent
adopter les meilleures pratiques en matière de durabilité
Téléconférence et webémission - présentation audio et diaporama
TransCanada tiendra une téléconférence et une webémission pour discuter de ses résultats financiers du troisième 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 pour le troisième trimestre de 2011.
Date :
Le mardi 1er novembre 2011
Heure :
9 h, heure avancée des Rocheuses ("HAR") / 11 h, 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 10 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 (HNE), le 8 novembre 2011; il suffira de composer le 800.408.3053 ou le 905.694.9451 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 2786260.
Forte d'une expérience de plus de 60 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs, des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Son réseau de gazoducs détenus en propriété exclusive 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 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 et de nous suivre sur Twitter @TransCanada.
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, coûts, calendriers (y compris les dates prévues de construction et d'achèvement) et résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que de l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels, y compris les coûts futurs de cessation d'exploitation. 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, l'issue de litiges et de procédures d'arbitrage, 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'amortissements" (le "BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" (le "BAII"), "BAII comparable", "intérêts créditeurs comparables", "intérêts créditeurs et autres", "impôts sur le bénéfice comparables" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures n'ont pas de signification normalisée aux termes des 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.
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 dans la section des 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 troisième trimestre de 2011" figurant dans le présent communiqué.
Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2011
Résultats d'exploitation
Périodes de
neuf mois
closes
Trimestres clos les 30
(non audité) les 30 septembre septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 393 2 129 6 779 6 007
BAIIA comparable(1) 1 258 1 007 3 622 2 936
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 397 391 1 193 989
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 384 377 1 152 958
Résultat comparable(1) 417 374 1 199 977
Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation(1) 971 861 2 782 2 519
Diminution (augmentation) du
fonds de roulement d'exploitation 94 (70) 192 (271)
------------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 1 065 791 2 974 2 248
------------------------------------------
------------------------------------------
Dépenses en immobilisations 696 1297 2 135 3565
------------------------------------------
------------------------------------------
Données sur les actions ordinaires
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
(non audité) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action -de base 0,55 $ 0,54 $ 1,64 $ 1,39 $
Résultat comparable par action(1) 0,59 $ 0,54 $ 1,71 $ 1,42 $
Dividendes déclarés par action 0,42 $ 0,40 $ 1,26 $ 1,20 $
Actions ordinaires en circulation
(en millions)
Moyenne de la période 703 692 701 689
Fin de la période 703 693 703 693
----------------------------------------
----------------------------------------
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.
TRANSCANADA CORPORATION - TROISIEME TRIMESTRE DE 2011
Rapport trimestriel aux actionnaires
Rapport de gestion
Daté du 31 octobre 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 la période de neuf mois clos le 30 septembre 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, coûts, calendriers (y compris les dates prévues de construction et d'achèvement) et résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que de l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels, y compris les coûts futurs de cessation d'exploitation. 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, l'issue de litiges et de procédures d'arbitrage, 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 n'ont pas de signification normalisée aux termes des 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 efficaces, 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 septembre Siège
(non audité) Gazoducs Oléoducs Energie social Total
(en millions de
dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 721 714 156 - 399 311 (18) (18)1 258 1 007
Amortissement (247) (232) (38) - (101) (94) (3) - (389) (326)
-----------------------------------------------------------
BAII comparable 474 482 118 - 298 217 (21) (18) 869 681
-----------------------------------------------
-----------------------------------------------
Autres postes de l'état des
résultats
Intérêts débiteurs
comparables (242) (159)
Intérêts débiteurs des
coentreprises (13) (13)
Intérêts créditeurs et autres
comparables (5) 27
Impôts sur le bénéfice
comparables (147) (119)
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle (32) (29)
Dividendes sur les actions
privilégiées (13) (14)
------------
Résultat comparable 417 374
Poste particulier (déduction
faite des impôts) :
Activités de gestion des
risques(1) (33) 3
------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 384 377
------------
------------
Pour les trimestres clos les 30 septembre
(non audité)(en millions de dollars, sauf les montants
par action) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables (242) (159)
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) 2 -
--------------------
Intérêts débiteurs (240) (159)
--------------------
--------------------
Intérêts créditeurs et autres comparables (5) 27
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) (39) -
--------------------
Intérêts créditeurs et autres (44) 27
--------------------
--------------------
Impôts sur le bénéfice comparables (147) (119)
Poste particulier :
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de
gestion des risques(1) 14 (1)
--------------------
Charge d'impôts (133) (120)
--------------------
--------------------
Résultat comparable par action 0,59 $ 0,54 $
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques (0,04) -
--------------------
Bénéfice net par action 0,55 $ 0,54 $
--------------------
--------------------
(1)Pour les trimestres clos les 30 septembre
(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 (3) (3)
Instruments dérivés des installations énergétiques au Canada (3) -
Stocks de gaz naturel exclusif et instruments dérivés connexes (4) 7
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt 2 -
Instruments dérivés visant le change (39) -
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion
des risques 14 (1)
----------
Activités de gestion des risques (33) 3
----------
----------
Pour les
périodes de
neuf mois
closes
les 30
septembre
(non audité) Gazoducs Oléoducs Energie Siège social Total
(en millions de
dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA
comparable 2 228 2178 408 - 1 043 824 (57) (66) 3 622 2 936
Amortissement (735) (736) (95) - (298) (274) (10) - (1 138)(1010)
-------------------------------------------------------------
BAII
comparable 1 493 1442 313 - 745 550 (67) (66) 2 484 1926
-------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables (688) (528)
Intérêts débiteurs des coentreprises (40) (44)
Intérêts créditeurs et autres comparables 52 33
Impôts sur le bénéfice comparables (472) (297)
Bénéfice net attribuable aux participations sans
contrôle (96) (82)
Dividendes sur les actions privilégiées (41) (31)
--------------
Résultat comparable 1 199 977
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques(1) (47) (19)
--------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires
ordinaires 1 152 958
--------------
--------------
Pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre
(non audité)(en millions de dollars, sauf les montants
par action) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables (688) (528)
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) 2 -
--------------------
Intérêts débiteurs (686) (528)
--------------------
--------------------
Intérêts créditeurs et autres comparables 52 33
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) (40) -
--------------------
Intérêts créditeurs et autres 12 33
--------------------
--------------------
Impôts sur le bénéfice comparables (472) (297)
Poste particulier :
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de
gestion des risques(1) 22 11
--------------------
Charge d'impôts (450) (286)
--------------------
--------------------
Résultat comparable par action 1,71 $ 1,42 $
Poste particulier (déduction faite des impôts) :
Activités de gestion des risques (0,07) (0,03)
--------------------
Bénéfice net par action 1,64 $ 1,39 $
--------------------
--------------------
(1)Pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre
(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 (15) (22)
Instruments dérivés des installations énergétiques au Canada (3) -
Stocks de gaz naturel exclusif et instruments dérivés
connexes (13) (8)
Instruments dérivés visant les taux d'intérêt 2 -
Instruments dérivés visant le change (40) -
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion
des risques 22 11
------------
Activités de gestion des risques (47) (19)
------------
------------
Résultats d'exploitation consolidés
Résultats du troisième trimestre
Le résultat comparable du troisième trimestre de 2011 s'est établi à 417 millions de dollars (0,59 $ par action) comparativement au chiffre de 374 millions de dollars (0,54 $ par action) inscrit pour la même période en 2010. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2011 ne tient pas compte des pertes nettes non réalisées de 33 millions de dollars après les impôts (47 millions de dollars avant les impôts) (gains de 3 millions de dollars après les impôts et de 4 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 43 millions de dollars (0,05 $ par action) au troisième trimestre de 2011, comparativement à la période correspondante de 2010, et il tenait compte de ce qui suit :
-- la diminution du BAII comparable du secteur des gazoducs, qui est
principalement attribuable à la baisse du résultat du réseau de
l'Alberta en raison des répercussions sur neuf mois du règlement de 2010
pour le réseau de l'Alberta constatées au troisième trimestre de 2010 et
de l'incidence négative du fléchissement du dollar US sur les activités
aux Etats-Unis, annulée en partie par les résultats supplémentaires
provenant de Bison et de Guadalajara, mis en service respectivement en
janvier 2011 et en juin 2011;
-- le BAII comparable du secteur des oléoducs alors que la société a
commencé à constater les résultats de Keystone en février 2011;
-- l'accroissement du BAII comparable du secteur de l'énergie, surtout en
raison de la majoration des prix réalisés pour l'électricité des
installations énergétiques de l'Ouest et les résultats supplémentaires
attribuables à la mise en service de Halton Hills en septembre 2010 et
de Coolidge en mai 2011, annulé en partie par le recul des volumes et
des prix pour les installations énergétiques aux Etats-Unis et la baisse
des produits au sein du secteur de stockage de gaz naturel;
-- la hausse des intérêts débiteurs comparables attribuable avant tout à
une baisse des intérêts capitalisés à la suite de la mise en service de
Keystone, de Halton Hills et de Coolidge, contrée en partie par
l'incidence positive d'une devise américaine moins forte sur les
intérêts débiteurs libellés en dollars US;
-- le recul des intérêts créditeurs et autres comparables, qui comprennent
des pertes réalisées en 2011, comparativement à des gains 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.
Au troisième trimestre de 2011, le bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle de TransCanada s'est chiffré à 397 millions de dollars alors que le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société s'est établi à 384 millions de dollars (0,55 $ par action), comparativement aux chiffres de respectivement 391 millions de dollars et 377 millions de dollars (0,54 $ par action) inscrits au troisième trimestre de 2010.
Résultats de la période de neuf mois
Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2011 a été de 1 199 millions de dollars (1,71 $ par action) comparativement à 977 millions de dollars (1,42 $ par action) pour la même période en 2010. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2011 ne tient pas compte des pertes nettes non réalisées de 47 millions de dollars après les impôts (69 millions de dollars avant les impôts) (pertes de 19 millions de dollars après les impôts (30 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 222 millions de dollars (0,29 $ par action) au cours des neuf premiers mois de 2011, comparativement à la période correspondante de 2010 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, le recul des
frais généraux et frais d'administration et la hausse du résultat
provenant du réseau principal au Canada, contré en partie par
l'incidence négative du fléchissement du dollar US;
-- le BAII comparable du secteur des oléoducs alors que la société a
commencé à constater les résultats de Keystone en février 2011;
-- la hausse du BAII du secteur de l'énergie, surtout en raison des prix de
l'électricité plus forts réalisés 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 de la deuxième étape du projet éolien Kibby en octobre 2010
ainsi que de l'accroissement des volumes et 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, annulée en
partie par le recul des prix réalisés et la baisse des volumes à Bruce B
ainsi que par 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 à la suite de la mise en service de
Keystone et de Halton Hills, contrée en partie par l'incidence positive
d'une devise américaine moins forte sur les intérêts débiteurs libellés
en dollars US;
-- l'accroissement des intérêts créditeurs et autres comparables en raison
des gains réalisés supérieurs en 2011, comparativement à 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.
Pour les neuf premiers mois de 2011, le bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle de TransCanada s'est chiffré à 1 193 millions de dollars et le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société s'est établi à 1 152 millions de dollars (1,64 $ par action), comparativement à respectivement 989 millions de dollars et 958 millions de dollars (1,39 $ par action) inscrits pour la même période en 2010.
Les résultats financiers du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, le taux de change moyen du dollar CA par rapport au dollar US s'est chiffré à respectivement 0,98 et 0,98 (respectivement 1,04 et 1,04 en 2010).
Sommaire des principaux montants libellés en dollars US
Périodes de
Trimestres neuf mois
clos closes
les 30 les 30
(non audité) septembre septembre
(en millions de dollar US, avant les impôts) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux Etats-Unis(1) 173 149 597 522
BAII comparable des oléoducs aux Etats-Unis(1) 78 - 210 -
BAII comparable des installations énergétiques
aux Etats-Unis(1) 63 83 160 164
Intérêts sur la dette à long terme libellée en
dollars US (187) (175) (549) (497)
Intérêts capitalisés sur les dépenses en
immobilisations aux Etats-Unis 21 78 93 211
Participations sans contrôle et autres aux
Etats-Unis (48) (39) (143) (120)
----------------------------
100 96 368 280
----------------------------
----------------------------
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 chiffré à 474 millions de dollars et à 1 493 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, alors qu'il avait été de 482 millions de dollars et de 1 442 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2010.
Résultats du secteur des gazoducs
Périodes de
Trimestres neuf mois
clos closes
les 30 les 30
(non audité) septembre septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada 264 257 796 785
Réseau de l'Alberta 191 197 557 548
Foothills 31 34 96 102
Autres (TQM, Ventures LP) 13 12 38 39
----------------------------
BAIIA comparable des gazoducs au Canada(1) 499 500 1 487 1474
Amortissement (181) (167) (542) (535)
----------------------------
BAII comparable des gazoducs au Canada(1) 318 333 945 939
----------------------------
Gazoducs aux Etats-Unis (en dollars US)
ANR 58 64 239 238
GTN(2) 29 42 105 125
Great Lakes(3) 26 26 81 83
PipeLines LP(4)(5) 26 26 76 73
Iroquois 15 16 50 51
Bison(2)(6) 8 - 35 -
Portland(5)(7) 2 1 15 12
International (Tamazunchale, Guadalajara,
TransGas, Gas Pacifico/INNERGY)(8) 27 10 52 34
Frais généraux et frais d'administration et de
soutien(9) (2) (16) (6) (25)
Participations sans contrôle(5) 52 42 148 124
----------------------------
BAIIA comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) 241 211 795 715
Amortissement (68) (62) (198) (193)
----------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) 173 149 597 522
Change (3) 8 (12) 22
----------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) (en dollars CA) 170 157 585 544
----------------------------
BAIIA comparable de l'expansion des affaires
du secteur des gazoducs(1) (14) (8) (37) (41)
----------------------------
BAII comparable du secteur des gazoducs(1) 474 482 1 493 1 442
----------------------------
----------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur des gazoducs(1) 721 714 2 228 2 178
Amortissement (247) (232) (735) (736)
----------------------------
BAII comparable du secteur des gazoducs(1) 474 482 1 493 1 442
----------------------------
----------------------------
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 tiennent 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 directe de 53,6 % de
TransCanada.
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 de Bison depuis le 14 janvier
2011.
7. Ces données représentent la participation de 61,7 % de TransCanada.
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 TransCanada.
Bénéfice net des gazoducs détenus en propriété exclusive au Canada
Périodes de
Trimestres neuf mois
clos closes
les 30 les 30
(non audité) septembre septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Réseau principal au Canada 61 66 186 196
Réseau de l'Alberta 51 70 149 145
Foothills 6 7 18 20
------------------------
------------------------
Gazoducs au Canada
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, le bénéfice net du réseau principal au Canada a régressé de respectivement 5 millions de dollars et 10 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2010, régression provenant surtout d'une réduction 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 d'une 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 bénéfice net du réseau de l'Alberta s'est chiffré à 51 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2011 et à 149 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, contre respectivement 70 millions de dollars et 145 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2010. Le recul du bénéfice net au troisième trimestre de 2011 par rapport à 2010 tient surtout à l'approbation réglementaire et à la constatation du règlement négocié visant le réseau de l'Alberta en septembre 2010, qui prévoit un RCA de 9,70 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % depuis le 1er janvier 2010. La progression du bénéfice net au cours des neuf premiers mois de 2011 comparativement à 2010 provient en majeure partie des revenus incitatifs supérieurs.
Le BAIIA comparable du réseau principal au Canada, à respectivement 264 millions de dollars et 796 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, a progressé de 7 millions de dollars et de 11 millions de dollars comparativement à chacune des périodes respectives de 2010. Le BAIIA comparable du réseau de l'Alberta s'est chiffré à 191 millions de dollars au troisième trimestre de 2011 et à 557 millions de dollars pour les neuf premiers mois de l'exercice, alors qu'il avait été de respectivement 197 millions de dollars et 548 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2010. Le BAIIA du réseau principal au Canada et du réseau de l'Alberta tient compte des variations du bénéfice net susmentionnées ainsi que des éléments transférés qui n'ont pas d'incidence sur le bénéfice net.
Gazoducs aux Etats-Unis
Le BAIIA comparable d'ANR, pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, a été de respectivement 58 millions de dollars US et 239 millions de dollars US, alors qu'il s'était chiffré à respectivement 64 millions de dollars US et 238 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2010. La baisse accusée au troisième trimestre de 2011 s'explique surtout par l'augmentation des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration. La progression constatée pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011 est principalement attribuable à l'augmentation des produits de transport et de stockage, à un règlement conclu avec une contrepartie et à l'accroissement des ventes de produits de base connexes, annulée en partie par la hausse des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration.
Le BAIIA comparable de GTN pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 a été de respectivement 29 millions de dollars US et 105 millions de dollars US, comparativement à 42 millions de dollars US et à 125 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2010. Les reculs s'expliquent surtout par le fait que TransCanada a vendu sa participation de 25 % dans GTN à PipeLines LP en mai 2011.
Le gazoduc Bison a été mis en service le 14 janvier 2011. La quote-part de TransCanada du BAIIA comparable s'est établie à respectivement 8 millions de dollars US et 35 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011. Le BAIIA tient compte de la participation de 75 % de TransCanada dans le gazoduc Bison à la suite de la vente à PipeLines LP d'une participation de 25 % dans ce gazoduc en mai 2011 et d'une participation de 100 % avant cette date.
Pour le reste des gazoducs aux Etats-Unis, le BAIIA comparable s'est établi à 146 millions de dollars US et à 416 millions de dollars US respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, contre 105 millions de dollars US et 352 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2010. Les progressions sont surtout dues au résultat du gazoduc Guadalajara, mis en service le 15 juin 2011, à la compression des frais généraux et des frais d'administration et de soutien, ainsi qu'à un accroissement des participations sans contrôle en raison de la vente à PipeLines LP d'une participation de 25 % dans GTN et dans Bison en mai 2011.
Amortissement
Par rapport aux périodes correspondantes de 2010, l'amortissement des gazoducs a progressé de 15 millions de dollars et a reculé de 1 million de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011. La progression enregistrée au troisième trimestre découle principalement d'un ajustement lié à l'approbation réglementaire et à la constatation du règlement négocié visant le réseau de l'Alberta en septembre 2010, qui prévoit une réduction du taux d'amortissement composé en date du 1er janvier 2010, et de l'amortissement supplémentaire pour Bison et Guadalajara, en partie contrebalancée par l'incidence du fléchissement du dollar US.
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 6 millions de dollars et a diminué de 4 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, comparativement aux périodes correspondantes de 2010. Les coûts d'expansion des affaires ont augmenté au troisième trimestre de 2011 comparativement au troisième trimestre de 2010, principalement en raison de l'intensification, en 2011, des travaux dans le cadre du projet de gazoduc de l'Alaska. Le recul des coûts d'expansion des affaires pour les neuf premiers mois de 2011 est principalement attribuable au remboursement, par l'Etat de l'Alaska, de 90 % des coûts de projet admissibles depuis le 31 juillet 2010, alors que le pourcentage de remboursement n'était que de 50 % avant cette date. Les frais imputables au projet ainsi que les remboursements sont partagés proportionnellement avec ExxonMobil, l'associé de TransCanada dans la coentreprise du projet de gazoduc de l'Alaska. Le recul des coûts d'expansion des affaires au cours des neuf premiers mois 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
Réseau
Périodes de neuf mois closes principal Réseau de Foothills ANR(3)
les 30 septembre au Canada(1)l'Alberta(2)
(non audité) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire moyenne
(en millions de dollars) 6 250 6 518 5 017 4 986 611 661 s.o. s.o.
Volumes livrés (en Gpi3)
Total 1 474 1 191 2 580 2 535 948 1 054 1 276 1171
Moyenne quotidienne 5,4 4,4 9,5 9,3 3,5 3,9 4,7 4,3
------------------------------------------------
------------------------------------------------
1. Les volumes de livraison du réseau principal au Canada indiqués tiennent
compte des livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à
l'exportation. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011,
les réceptions physiques du réseau principal au Canada en provenance de
la frontière albertaine et en Saskatchewan ont totalisé 912 milliards de
pieds cubes ("Gpi3") (927 Gpi3 en 2010), pour une moyenne quotidienne de
3,3 Gpi3 (3,4 Gpi3 en 2010).
2. Les volumes reçus sur place pour le réseau de l'Alberta se sont chiffrés
à 2 643 Gpi3 (2 619 Gpi3 en 2010) pour la période de neuf mois close le
30 septembre 2011, pour une moyenne quotidienne de 9,7 Gpi3 (9,6 Gpi3 en
2010).
3. La base tarifaire moyenne n'influe pas sur les résultats d'ANR puisque
ce réseau est exploité 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 huit mois clos le 30 septembre 2011, la société a constaté un BAII comparable de respectivement 118 millions de dollars et 313 millions de dollars relativement au secteur des oléoducs. Au début de février 2011, à la suite de la décision de l'ONE de lever la restriction relative à la pression d'exploitation maximale pour le tronçon ayant fait l'objet d'une conversion, la société a commencé à constater le BAIIA pour le tronçon de Wood River/Patoka de l'oléoduc Keystone. La mise en service du prolongement de Cushing a eu lieu au même moment.
Résultats du secteur des oléoducs
Période de
Trimestre huit mois
clos close le
le 30 30
Pour la période du 1er février au 30 septembre septembre septembre
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2011
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable du secteur des oléoducs au Canada(1) 56 146
Amortissement (14) (36)
--------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs au Canada(1) 42 110
--------------------
BAIIA comparable du secteur des oléoducs aux Etats-
Unis(1)
(en dollars US) 102 270
Amortissement (24) (60)
--------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs aux Etats-
Unis(1) 78 210
Change (1) (5)
--------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs aux Etats-
Unis(1)
(en dollars CA) 77 205
--------------------
BAIIA comparable de l'expansion des affaires du secteur
des oléoducs (1) (1) (2)
--------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs(1) 118 313
--------------------
--------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur des oléoducs(1) 156 408
Amortissement (38) (95)
--------------------
BAII comparable du secteur des oléoducs(1) 118 313
--------------------
--------------------
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
clos huit mois
le 30 close le 30
Pour la période du 1er février au 30 septembre septembre septembre
(non audité) 2011 2011
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes livrés (en milliers de barils)(1) :
Total 39 696 92 329
Moyenne quotidienne 431 382
------------------------
------------------------
1. Les volumes de livraison tiennent compte des livraisons effectuées.
Energie
Le BAII comparable du secteur de l'énergie s'est établi à 298 millions de dollars et à 745 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, contre respectivement 217 millions de dollars et 550 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2010.
Résultats du secteur de l'énergie
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques au Canada
Installations énergétiques de
l'Ouest(1) 152 45 346 172
Installations énergétiques de
l'Est(2) 76 56 227 154
Bruce Power 86 89 219 199
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (11) (14) (28) (29)
----------------------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques au Canada(3) 303 176 764 496
Amortissement (72) (61) (208) (179)
----------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques au Canada(3) 231 115 556 317
----------------------------------------
Installations énergétiques aux
Etats-Unis
(en dollars US)
Installations énergétiques du
Nord-Est(4) 100 117 270 268
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (10) (6) (29) (24)
----------------------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(3) 90 111 241 244
Amortissement (27) (28) (81) (80)
----------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(3) 63 83 160 164
Change - 3 (3) 6
----------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(3)
(en dollars CA) 63 86 157 170
----------------------------------------
Stockage de gaz naturel
Installations de stockage en
Alberta 14 28 66 101
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (1) (2) (6) (6)
----------------------------------------
BAIIA comparable des
installationsde stockage de gaz
naturel(3) 13 26 60 95
Amortissement (3) (3) (11) (11)
----------------------------------------
BAII comparable des
installationsde stockage de gaz
naturel(3) 10 23 49 84
BAIIA comparable de l'expansion
des affaires du secteur de
l'énergie(3) (6) (7) (17) (21)
----------------------------------------
BAII comparable du secteur de
l'énergie(3) 298 217 745 550
----------------------------------------
----------------------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur de
l'énergie(3) 399 311 1 043 824
Amortissement (101) (94) (298) (274)
----------------------------------------
BAII comparable du secteur de
l'énergie(3) 298 217 745 550
----------------------------------------
----------------------------------------
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)
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques de
l'Ouest 326 168 787 534
Installations énergétiques de
l'Est 119 85 350 217
Autres(3) 15 27 56 64
----------------------------------------
460 280 1 193 815
----------------------------------------
Achats de produits de base
revendus
Installations énergétiques de
l'Ouest (157) (109) (401) (314)
Autres(4) (4) (12) (13) (24)
----------------------------------------
(161) (121) (414) (338)
----------------------------------------
Coûts d'exploitation des centrales
et autres (71) (58) (206) (151)
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (11) (14) (28) (29)
----------------------------------------
BAIIA comparable(1) 217 87 545 297
Amortissement (43) (33) (123) (102)
----------------------------------------
BAII comparable(1) 174 54 422 195
----------------------------------------
----------------------------------------
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.
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
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
(non audité) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite
Installations énergétiques de
l'Ouest(1) 630 572 1 937 1 751
Installations énergétiques de
l'Est(2) 1 014 661 2 862 1 485
Achats
CAE de Sundance A et B et de
Sheerness(3) 2 074 2641 6 034 7 755
Autres achats 352 89 728 311
----------------------------------------
4 070 3963 11 561 11 302
----------------------------------------
----------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat
Installations énergétiques de
l'Ouest(1) 2 474 2 526 6 781 7368
Installations énergétiques de
l'Est(2) 1 014 660 2 862 1 500
Electricité vendue au comptant
Installations énergétiques de
l'Ouest 582 777 1 918 2 434
----------------------------------------
4 070 3 963 11 561 11 302
----------------------------------------
----------------------------------------
Capacité disponible des centrales(4)
Installations énergétiques de
l'Ouest(1)(5) 98 % 94 % 97 % 94 %
Installations énergétiques de
l'Est(2)(6) 96 % 98 % 96 % 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 troisième trimestre de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest s'est élevé à 152 millions de dollars et les produits des ventes d'électricité ont été de 326 millions de dollars, soit respectivement 107 millions de dollars et 158 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour la période correspondante de 2010. Ces hausses proviennent avant tout de la progression des prix réalisés pour l'électricité en Alberta ainsi que des 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. Certains arrêts d'exploitation combinés à une augmentation de la demande ont fait bondir de 164 % les prix de l'électricité sur le marché au comptant de l'Alberta, où ils ont atteint 95 $ le mégawatt-heure ("MWh") au troisième trimestre de 2011, comparativement à 36 $ le MWh au troisième trimestre de 2010.
Pour les neuf premiers mois de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a été de 346 millions de dollars et le produit des ventes d'électricité s'est chiffré à 787 millions de dollars, soit respectivement 174 millions de dollars et 253 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour la période correspondante de 2010. Ces hausses tiennent surtout à l'augmentation des prix réalisés pour l'électricité dans leur ensemble ainsi qu'aux résultats supplémentaires de Coolidge.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest comprenait des produits à recevoir de respectivement 48 millions de dollars et 99 millions de dollars de la CAE de Sundance A, dont les produits et les coûts ont été constatés comme si les arrêts d'exploitation des groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance A étaient des interruptions de l'approvisionnement aux termes de la CAE. 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.
Comparativement aux périodes correspondantes de 2010, les achats de produits de base revendus ont augmenté de respectivement 48 millions de dollars et 87 millions de dollars pour atteindre respectivement 157 millions de dollars et 401 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, du fait des volumes supérieurs à Sheerness, d'une hausse des coûts par MWh liés à la CAE et de l'accroissement des ventes directes aux clients.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Est, à respectivement 76 millions de dollars et 227 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 a progressé de respectivement 20 millions de dollars et 73 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2010. Les produits des ventes d'électricité ont totalisé 119 millions de dollars et 350 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, soit respectivement 34 millions de dollars et 133 millions de dollars de plus que pour les périodes correspondantes de 2010. Ces hausses découlent principalement des résultats supplémentaires de la centrale de Halton Hills, qui a été mise en service en septembre 2010.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont respectivement élevés à 71 millions de dollars et à 206 millions de dollars, soit une hausse de 13 millions de dollars et de 55 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 périodes correspondantes de 2010, l'amortissement s'est accru de 10 millions de dollars et de 21 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 en outre 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 81 % des volumes des ventes d'électricité des installations de l'Ouest ont été vendus aux termes de contrats au troisième trimestre de 2011, comparativement à 76 % au troisième 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 septembre 2011, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 2 300 gigawatts-heure ("GWh") d'électricité pour le quatrième trimestre de 2011 et 7 700 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 aux troisièmes trimestres de 2011 et de 2010 l'a été aux termes de contrats, ce qui devrait continuer d'être le cas pour le reste de 2011 et en 2012.
Résultats de Bruce Power
Périodes de neuf
(Quote-part de TransCanada) Trimestres clos mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars, à moins
d'indication contraire) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits(1) 221 212 636 634
Charges d'exploitation (135) (123) (417) (435)
----------------------------------------
BAIIA comparable(2) 86 89 219 199
----------------------------------------
----------------------------------------
BAIIA comparable de Bruce A(2) 33 35 99 58
BAIIA comparable de Bruce B(2) 53 54 120 141
----------------------------------------
BAIIA comparable(2) 86 89 219 199
Amortissement (29) (28) (85) (77)
----------------------------------------
BAII comparable(2) 57 61 134 122
----------------------------------------
----------------------------------------
Bruce Power - Données
complémentaires
Capacité disponible des centrales
Bruce A 97 % 92 % 98 % 77 %
Bruce B 94 % 88 % 88 % 90 %
Capacité cumulée de Bruce Power 95 % 89 % 91 % 86 %
Jours d'arrêt d'exploitation
prévus
Bruce A - - 5 60
Bruce B 19 7 92 54
Jours d'arrêt d'exploitation
imprévus
Bruce A 4 7 13 55
Bruce B - 28 24 34
Volume des ventes (en GWh)
Bruce A 1 489 1 446 4 425 3 556
Bruce B 2 111 2 003 5 903 6 102
----------------------------------------
3 600 3 449 10 328 9 658
----------------------------------------
Résultats par MWh
Produits de Bruce A 66 $ 65 $ 66 $ 65 $
Produits de Bruce B(3) 53 $ 57 $ 54 $ 58 $
Produits cumulés de Bruce Power 57 $ 60 $ 58 $ 60 $
----------------------------------------
----------------------------------------
1. Les produits comprennent les recouvrements de coûts de combustible de
Bruce A, soit 7 millions de dollars et 21 millions de dollars
respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30
septembre 2011 (7 millions de dollars et 21 millions de dollars 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, et aux règlements de contrat.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce A s'est repliée de 2 millions de dollars pour se chiffrer à 33 millions de dollars au troisième trimestre de 2011, par rapport au chiffre de 35 millions de dollars inscrit pour la période correspondante de 2010, en raison de l'accroissement des coûts d'exploitation, en partie freiné par la progression des produits tirés de volumes supérieurs et par la hausse des prix réalisés.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce B a reculé de 1 million de dollars pour s'établir à 53 millions de dollars au troisième trimestre de 2011, alors qu'elle avait été de 54 millions de dollars au troisième trimestre de 2010, en raison d'une progression des produits tirés de volumes supérieurs qui a été inversée par une baisse des prix réalisés compte tenu de l'échéance des contrats à prix fixe assortis de prix plus élevés.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce A s'est accrue de 41 millions de dollars pour atteindre 99 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, par rapport à la période correspondante de 2010, principalement du fait de l'accroissement des volumes et de la baisse des coûts d'exploitation puisque les jours d'arrêt d'exploitation n'ont pas été aussi nombreux. Les résultats de la période de neuf mois close le 30 septembre 2010 comprenaient un paiement versé par Bruce B à Bruce A relativement à des 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.
Par rapport à la période correspondante de 2010, la quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce B s'est repliée de 21 millions de dollars pour s'établir à 120 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011. Le repli a pour principales causes la baisse des prix réalisés compte tenu de l'échéance des contrats à prix fixe assortis de prix plus élevés, ainsi qu'une baisse des volumes et un accroissement des coûts d'exploitation en raison d'un plus grand nombre de jours d'arrêt d'exploitation. Les résultats de Bruce B pour la période de neuf mois close le 30 septembre 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 troisième 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 troisième 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 troisième trimestre de 2011 et de 48,96 $ le MWh au troisième trimestre de 2010. Les prix contractuels de Bruce A et de Bruce B sont ajustés annuellement le 1er 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 moyen mensuel 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 au cours des neuf premiers mois 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 de 4 $ le MWh pour s'établir à respectivement 53 $ le MWh et 54 $ le MWh pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011. Ces montants tiennent 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 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 pour les quatre réacteurs de Bruce B. Le 14 octobre 2011, Bruce B a amorcé un arrêt d'exploitation d'environ sept semaines au réacteur 5. En novembre 2011, Bruce A devrait arrêter l'exploitation de son réacteur 3 pour une période d'environ 6 mois (programme West Shift Plus).
Au 30 septembre 2011, la quote-part revenant à TransCanada des dépenses en immobilisations totales pour la remise à neuf et en exploitation des réacteurs 1 et 2 de Bruce A se chiffrait à environ 2,2 milliards de dollars et à environ 136 millions de dollars pour la remise à neuf des réacteurs 3 et 4.
BAII comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)(2)
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars US) 2011 2010 2011 2010
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques(3) 280 383 759 852
Capacité 70 74 183 180
Autres(4) 11 14 54 54
----------------------------------------
361 471 996 1 086
Achats de produits de base
revendus (112) (172) (327) (420)
Coûts d'exploitation des
centrales et autres(4) (149) (182) (399) (398)
Frais généraux et frais
d'administration et de soutien (10) (6) (29) (24)
----------------------------------------
BAIIA comparable(1) 90 111 241 244
Amortissement (27) (28) (81) (80)
----------------------------------------
BAII comparable(1) 63 83 160 164
----------------------------------------
----------------------------------------
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)
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
(non audité) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes physiques (en
GWh)
Offre
Electricité produite 2 137 2 403 5 369 5 083
Achats 1 657 2 514 4 777 7 061
----------------------------------------
3 794 4 917 10 146 12 144
----------------------------------------
----------------------------------------
Capacité disponible des
centrales(2)(3) 96% 96% 88% 91%
----------------------------------------
----------------------------------------
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. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, la capacité
disponible a diminué en raison de l'incidence des arrêts d'exploitation
prévus à Ravenswood et à OSP.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis, à respectivement 90 millions de dollars US et 241 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 a reculé de respectivement 21 millions de dollars US et 3 millions de dollars US comparativement aux périodes correspondantes de 2010. Les reculs proviennent principalement d'une baisse des volumes d'électricité vendus et des prix réalisés, en partie annulée par les nouvelles ventes dans le secteur de PJM Interconnection ("PJM"), l'accroissement du nombre de clients commerciaux dans l'Etat de New York et les produits supplémentaires tirés de la deuxième étape du projet éolien de Kibby, dont la mise en service a eu lieu en octobre 2010.
Pour le trimestre clos le 30 septembre 2011, les produits des installations énergétiques aux Etats-Unis se sont chiffrés à 280 millions de dollars US, soit 103 millions de dollars US de moins que pour la période correspondante de 2010, principalement en raison de la baisse des volumes d'électricité vendus et des prix réalisés sur les ventes d'électricité. Le repli a été quelque peu atténué par les nouvelles ventes sur les marchés de PJM et de l'Etat de New York. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, les produits des installations énergétiques aux Etats-Unis se sont établis à 759 millions de dollars US, soit 93 millions de dollars US de moins que pour la période correspondante de 2010, principalement en raison de la baisse des volumes d'électricité vendus, en partie contrebalancée par les nouvelles ventes sur les marchés de PJM et de l'Etat de New York.
A respectivement 70 millions de dollars US et 183 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, les produits tirés de la capacité ont respectivement diminué de 4 millions de dollars US et augmenté de 3 millions de dollars US par rapport aux périodes correspondantes de 2010. Au troisième trimestre de 2011, les produits tirés de la capacité ont subi l'incidence négative de la baisse des prix au comptant dans l'Etat de New York, laquelle est liée à la question du prix de la capacité dont traite la rubrique "Faits nouveaux" du présent rapport de gestion. Les produits tirés de la capacité ont subi l'incidence négative des arrêts d'exploitation imprévus à Ravenswood tout au long de 2010.
Les achats de produits de base revendus, à respectivement 112 millions de dollars US et 327 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, affichent un recul de respectivement 60 millions de dollars US et 93 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.
Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 149 millions de dollars US au troisième trimestre de 2011, montant inférieur de 33 millions de dollars US à celui inscrit au troisième trimestre de 2010, principalement en raison d'une diminution des achats de gaz combustible du fait d'une baisse de la production. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, les coûts d'exploitation des centrales et autres, à 399 millions de dollars US, sont comparables à ceux de la période correspondante de 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 septembre 2011, les installations énergétiques aux Etats-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 1 600 GWh d'électricité, ou 73 % de leur production prévue, pour le quatrième trimestre de 2011 et pour quelque 2 800 GWh, ou 31 % de leur production prévue, pour l'exercice 2012. 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.
Stockage de gaz naturel
Le BAIIA comparable tiré du stockage de gaz naturel s'est élevé à respectivement 13 millions de dollars et 60 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, comparativement aux chiffres de 26 millions de dollars et de 95 millions de dollars enregistrés pour les périodes correspondantes de 2010. La baisse du BAIIA comparable en 2011 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, partiellement contré par une baisse des coûts d'exploitation.
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables(1)
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts sur la dette à long
terme(2)
Libellée en dollars CA 121 128 365 388
Libellée en dollars US 187 175 549 497
Change (4) 7 (12) 18
----------------------------------------
304 310 902 903
Intérêts divers et amortissement 4 9 17 62
Intérêts capitalisés (66) (160) (231) (437)
----------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables(1) 242 159 688 528
----------------------------------------
----------------------------------------
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 troisième trimestre de 2011, les intérêts débiteurs comparables ont augmenté de 83 millions de dollars pour passer de 159 millions de dollars au troisième trimestre de 2010 à 242 millions de dollars. Les intérêts débiteurs comparables pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011 ont progressé de 160 millions de dollars pour atteindre 688 millions de dollars, alors qu'ils avaient été de 528 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 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 affiché une perte de 5 millions de dollars au troisième trimestre de 2011 après avoir accusé un recul de 32 millions de dollars sur le chiffre de 27 millions de dollars constaté au troisième trimestre de 2010. Cette baisse inscrite au troisième trimestre est le reflet des pertes réalisées en 2011 alors que des gains avaient été inscrits 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. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, les intérêts créditeurs et autres comparables, à 52 millions de dollars, se sont accrus de 19 millions de dollars comparativement au chiffre de 33 millions de dollars enregistré pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2010. S'ils sont plus élevés pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, c'est surtout que les gains réalisés en 2011 ont été supérieurs à ceux constatés en 2010 sur des instruments dérivés portant sur les taux de change semblables.
Les impôts sur le bénéfice comparables sont passés de 119 millions de dollars au troisième trimestre de 2010 à 147 millions de dollars au troisième trimestre de 2011. Les impôts sur le bénéfice comparables de la période de neuf mois close le 30 septembre 2011 étaient de 472 millions de dollars alors qu'ils avaient été de 297 millions de dollars pour la même période en 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. 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 300 millions de dollars US arrivant à échéance respectivement en novembre 2011, octobre 2016, octobre 2012 et février 2013. Ces facilités appuient par ailleurs les programmes de papier commercial de la société. En outre, au 30 septembre 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 183 millions de dollars et les échéances tombaient en 2012 et en 2016. Toujours au 30 septembre 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.
Le 21 octobre 2011 a marqué l'échéance du prospectus préalable de base de la société prévoyant l'émission de titres de participation totalisant 3,0 milliards de dollars, sur lequel un montant de 1,75 milliard de dollars n'avait pas été prélevé. En novembre 2011, TransCanada entend déposer un nouveau prospectus préalable de base prévoyant l'émission de titres de participation totalisant 2,0 milliards de dollars. La société a également l'intention de déposer, en novembre 2011, un nouveau prospectus préalable de base lui permettant d'émettre aux Etats-Unis des titres d'emprunt pour un montant à concurrence de 4,0 milliards de dollars US afin de remplacer le prospectus préalable de base déposé en décembre 2009 lui permettant d'émettre aux Etats-Unis des titres d'emprunt pour un montant à concurrence de 4,0 milliards de dollars US qui viendra à échéance en janvier 2012 et sur lequel un montant de 1,75 milliard de dollars US n'a pas été prélevé. 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 septembre 2011, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la société s'établissaient à 596 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 rentrées nettes liées à l'exploitation.
Activités d'exploitation
Fonds provenant de l'exploitation(1)
Périodes de neuf
Trimestres clos mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation(1) 971 861 2 782 2 519
Diminution (augmentation) du fonds
de
roulement d'exploitation 94 (70) 192 (271)
--------------------------------------
Rentrées nettes liées aux
activités d'exploitation 1 065 791 2 974 2 248
--------------------------------------
--------------------------------------
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 274 millions de dollars et de 726 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, comparativement aux mêmes périodes en 2010, et ce, essentiellement en raison des variations du fonds de roulement d'exploitation ainsi que de la hausse des fonds provenant de l'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 se sont élevés à respectivement 971 millions de dollars et 2,8 milliards de dollars, comparativement à 861 millions de dollars et 2,5 milliards de dollars pour les mêmes périodes en 2010. Ces hausses découlent avant tout de l'accroissement des liquidités générées par le résultat, mais elles ont été partiellement contrées par la constatation en 2010 d'économies d'impôts attribuables à l'amortissement supplémentaire aux fins de l'impôt aux Etats-Unis.
Au 30 septembre 2011, le passif à court terme de TransCanada atteignait 5,6 milliards de dollars alors que son actif à court terme s'établissait à 3,0 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à un fonds de roulement négatif de 2,6 milliards 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 la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 696 millions de dollars et 2,1 milliards de dollars (1,3 milliard de dollars et 3,6 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 14 octobre 2011, TransCanada PipeLines Limited ("TCPL") a modifié et mis a jour sa facilité de crédit consortiale confirmée renouvelable et reportable de 2,0 milliards de dollars. La facilité modifiée et mise à jour vient à échéance en octobre 2016 et elle est entièrement accessible.
Le 14 octobre 2011, TransCanada PipeLine USA Ltd, filiale en propriété exclusive de la société, a refinancé sa facilité de crédit de 1,0 milliard de dollars US en vigueur au moyen d'une nouvelle facilité de crédit consortiale confirmée renouvelable et reportable de 1,0 milliard de dollars US d'une durée de 364 jours et qui lui est entièrement accessible.
En août 2011, TransCanada PipeLine USA Ltd. a effectué un remboursement de capital de 200 millions de dollars US sur son prêt à terme de cinq ans de 700 millions de dollars US échéant en 2012.
En juillet 2011, PipeLines LP a haussé sa facilité de crédit consortiale renouvelable de premier rang pour la porter à 500 millions de dollars US et en a reporté l'échéance à juillet 2016. Le solde de 300 millions de dollars US de l'emprunt à terme de PipeLines LP échoit en décembre 2011 et, selon toute attente, il fera l'objet d'un refinancement sous forme de dette assortie d'un taux fixe ou variable à son échéance ou auparavant.
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. Le produit de l'émission a servi à réduire l'emprunt à terme et la facilité de crédit renouvelable de premier rang de PipeLines LP ainsi qu'à rembourser son prêt-relais.
En mai 2011, PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 7,2 millions de 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 31 octobre 2011, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre devant se clôre le 31 décembre 2011, un dividende trimestriel de 0,42 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 31 janvier 2012 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 décembre 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 être clos le 30 septembre 2011. Les dividendes sont payables le 30 décembre 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 novembre 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 être close le 30 janvier 2012. Le dividende est payable le 30 janvier 2012 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 décembre 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 lire 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 de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, TransCanada a émis respectivement néant et 5,4 millions d'actions ordinaires (2,9 millions et 7,8 millions d'actions ordinaires en 2010) aux termes du RDA plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant de respectivement néant et 202 millions de dollars (101 millions de dollars et 271 millions de dollars en 2010).
Obligations contractuelles
Il n'y a eu aucun changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2010 et le 30 septembre 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 critiques 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 1er 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 1er 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 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes sont tenues d'adopter les Normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB").
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, comme TransCanada, appliquent les normes sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés ("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.
Dans l'application des PCGR du Canada, TransCanada respecte les recommandations de méthodes comptables particulières qui sont propres aux activités à tarifs réglementés conformément aux PCGR des Etats-Unis. Selon ces normes sur la 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.
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 conformément aux normes canadiennes de communication de l'information 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 1er janvier 2012.
Projet de conversion aux PCGR des Etats-Unis
Le 1er janvier 2012, la société commencera à présenter ses résultats conformément aux PCGR des Etats-Unis. L'équipe chargée de la conversion aux PCGR des Etats-Unis de la société est dirigée par un comité directeur multidisciplinaire qui assure une orientation fonctionnelle 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.
La formation du personnel de TransCanada aux PCGR des Etats-Unis est terminée, mais des mises à jour périodiques auront lieu dans l'avenir. Ainsi qu'il est mentionné ci-dessus, TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis". Par conséquent, 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. L'incidence des contrôles internes sur les contrôles et procédures de communication de l'information financière est à l'étude et les changements requis, s'il en est, seront apportés 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 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 de crédit lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements en portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et 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 septembre 2011, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.
Au 30 septembre 2011, la concentration du risque de crédit de la société était de 271 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 septembre 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 40 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 la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 a donné lieu respectivement à des pertes non réalisées nettes de 1 million de dollars avant les impôts et de néant (néant et pertes de 20 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010), lesquelles ont été constatées en tant qu'ajustements aux produits et aux stocks. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 13 millions de dollars avant les impôts (gains de 7 millions de dollars et de 12 millions de dollars pour les périodes 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 7 millions de dollars au 30 septembre 2011 (12 millions de dollars au 31 décembre 2010). Le recul de la valeur à risque découle avant tout de la moindre volatilité des prix pour les installations énergétiques de l'Ouest.
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 septembre 2011, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 10 milliards de dollars (10 milliards de dollars US) et une juste valeur de 12 milliards de dollars (12 milliards de dollars US). Au 30 septembre 2011, un montant de 66 millions de dollars a été inclus dans les autres actifs à court terme, un montant de 41 millions de dollars (181 millions de dollars au 31 décembre 2010) a été inclus dans les actifs incorporels et autres actifs, un montant de 44 millions de dollars a été inclus dans les créditeurs et un montant de 83 millions de dollars a été inclus dans les montants reportés 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 septembre 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) 19 3 700 US 179 2 800 US
Contrats de change à terme
en dollars US
(échéant de 2011 à 2012) (39) 725 US 2 100 US
-------------------------------------------------
(20) 4 425 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 septembre 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 596 596 764 764
Débiteurs et autres(2)(3) 1 518 1 563 1 555 1 595
Actifs disponibles à la vente(2) 38 38 20 20
--------------------------------------------
2 152 2 197 2 339 2 379
--------------------------------------------
--------------------------------------------
Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 1 865 1 865 2 092 2092
Créditeurs et montants
reportés(4) 1 253 1 253 1 436 1 436
Intérêts courus 348 348 367 367
Dette à long terme 18 110 22 588 17 922 21 523
Dette à long terme de
coentreprises 855 980 866 971
Billets subordonnés de rang
inférieur 1 030 1 034 985 992
--------------------------------------------
23 461 28 068 23 668 27 381
--------------------------------------------
--------------------------------------------
1. Le bénéfice net consolidé du trimestre et de la période de neuf mois
clos le 30 septembre 2011 comprenait respectivement des pertes de 7
millions de dollars et de 18 millions de dollars (pertes de 2 millions
de dollars et de 11 millions de dollars pour les périodes respectives de
2010) en raison d'ajustements de la juste valeur liés 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 non dérivés.
2. Au 30 septembre 2011, le bilan consolidé comprenait des actifs
financiers de 1 191 millions de dollars (1 271 millions de dollars au 31
décembre 2010) dans les débiteurs, de 47 millions de dollars (40
millions de dollars au 31 décembre 2010) dans les autres actifs à court
terme et de 318 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 septembre 2011, le bilan consolidé comprenait des passifs
financiers de 1 224 millions de dollars (1 406 millions de dollars au 31
décembre 2010) dans les créditeurs et de 29 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 septembre 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 133 $ 160 $ - $ 26 $
Passifs (107) $ (195) $ (46) $ (26) $
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 21 147 136 - -
Ventes 25 884 109 - -
En dollars CA - - - 684
En dollars US - - 1 366 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 septembre
2011 5 $ (13) $ (41) $ 1 $
Période de neuf mois close le
30 septembre 2011 8 $ (39) $ (41) $ 1 $
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 septembre
2011 21 $ (20) $ (7) $ 3 $
Période de neuf mois close le
30 septembre 2011 32 $ (61) $ 26 $ 8 $
2011- 2011- 2011- 2012-
Dates d'échéance 2018 2016 2012 2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 46 $ 7 $ 5 $ 18 $
Passifs (182) $ (17) $ (36) $ (8) $
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 17 728 10 - -
Ventes 8 732 - - -
En dollars US - - 104 US 1 000 US
136/100
Swaps de devises - - US -
Pertes nettes réalisées de la
période(4)
Trimestre clos le 30 septembre
2011 (54) $ (6) $ - $ (4) $
Période de neuf mois close le
30 septembre 2011 (100) $ (14) $ - $ (13) $
2011- 2011- 2013- 2011-
Dates d'échéance 2017 2013 2014 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 Gpi3.
4. Les montants 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
18 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars
US au 30 septembre 2011. Les gains nets réalisés sur les couvertures de
la juste valeur pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30
septembre 2011, s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à
5 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le
trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 de la période de neuf mois clos le 30
septembre 2011 comprenait des gains de respectivement 1 million de
dollars et néant 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 la
période de neuf mois clos le 30 septembre 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
septembre 2010 (1) $ 4 $ 10 $ 50 $
Période de neuf mois
close le 30 septembre
2010 (27) $ 9 $ (1) $ 33 $
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la
période(4)
Trimestre clos le 30
septembre 2010 13 $ (10) $ 6 $ (54) $
Période de neuf mois
close le 30 septembre
2010 50 $ (39) $ 8 $ (64) $
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
septembre 2010 37 $ (19) $ - $ (7) $
Période de neuf mois
close le 30 septembre
2010 (6) $ (28) $ - $ (26) $
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 Gpi3.
4. Les montants 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 la période de neuf mois clos le 30
septembre 2010, s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à
3 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le
trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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. Les pertes reflétées dans le bénéfice net du trimestre et de la période
de neuf mois clos le 30 septembre 2010 étaient de respectivement néant
et 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 la
période de neuf mois clos le 30 septembre 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 :
30 31
(non audité) septembre décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
A court terme
Autres actifs à court terme 319 273
Créditeurs (405) (337)
A long terme
Actifs incorporels et autres actifs 183 374
Montants reportés (339) (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 septembre 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 septembre 2011.
Au cours du trimestre clos le 30 septembre 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 cours des neuf premiers mois 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 et la résolution du différend au sujet de la CAE de Sundance A, 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 se 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.
Dans sa décision rendue en septembre 2011 au sujet de la demande, l'ONE a approuvé les droits provisoires en tant que droits définitifs, y compris la proposition de TransCanada de reporter prospectivement toute variation des produits pour en tenir compte dans la détermination des droits de 2012. Cependant, l'ONE a déterminé qu'il examinera l'inclusion, par TransCanada, de certains éléments dans les besoins en produits proposés pour 2011 dans la demande de droits de TransCanada pour 2012-2013 avant que ne soit rendue une décision finale au sujet des besoins en produits pour 2011.
Demande de droits pour 2012-2013
Le 1er septembre 2011, TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande complète visant à modifier la structure d'entreprise et les modalités de service pour le réseau principal au Canada, y compris la tarification pour 2012 et 2013. La demande comporte des éléments qui toucheront le réseau de l'Alberta et Foothills ("proposition de restructuration"). La demande a pour but de se pencher sur la viabilité économique à long terme du réseau principal au Canada et de rehausser le caractère concurrentiel de l'infrastructure réglementée de transport de gaz naturel au Canada de TransCanada et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien ("BSOC"). Le 31 octobre 2011, TransCanada a déposé de l'information supplémentaire au sujet du coût du service et des droits proposés pour 2012 et 2013. La demande donne lieu à des droits de 1,29 $ par gigajoule ("GJ") pour l'utilisation du carrefour commercial Nova Inventory Transfer jusqu'à Dawn en 2012, soit 0,80 $ par GJ ou 38 % de moins que les droits comparables imputés en 2011.
Le 31 octobre 2011, TransCanada a de plus déposé une demande d'approbation des droits provisoires de 2012 pour le réseau de l'Alberta et des droits annuels pour Foothills avec prise d'effet au 1er janvier 2012. Ces demandes sont fondées sur les dispositions des règlements actuellement en vigueur pour ces réseaux. La société prévoit déposer vers la mi-novembre 2011 une demande d'approbation des droits provisoires de 2012 pour le réseau principal. Les droits définitifs de 2012 pour le réseau principal et le réseau de l'Alberta seront déterminés lorsque l'ONE aura rendu sa décision au sujet de la demande visant l'approbation de la proposition de restructuration.
A la suite de cette demande, l'ONE a tenu, le 12 octobre 2011, une conférence préparatoire spéciale avant l'audience à l'intention des intéressés afin de présenter des suggestions au sujet du déroulement de l'audience, des étapes de la procédure et de leur calendrier. A la lumière des commentaires formulés, l'ONE a décidé qu'il tiendra une seule instance pour entendre la demande intégrale de TransCanada, y compris le coût du capital, avant de rendre sa décision au sujet de la demande. Les audiences de vive voix dans le cadre de la demande commenceront le 4 juin 2012 à Calgary, en Alberta.
Expansion des installations de Marcellus
En juillet 2011, TransCanada a déposé auprès de l'ONE une demande pour solliciter la construction de nouvelles installations, au coût d'environ 130 millions de dollars, qui seront requises pour transporter le gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus à destination des marchés de l'Est. L'ONE a rejeté la demande en octobre 2011. TransCanada étudie les recommandations de l'ONE dans le contexte du rejet de la demande et la société prévoit présenter une nouvelle demande dans un proche avenir.
Réseau de l'Alberta
Droits définitifs pour 2011
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. En août 2011, l'ONE a approuvé la demande de droits définitifs de 2011 pour le réseau de l'Alberta, mais il a maintenu comme droits provisoires les droits pour les cinq derniers mois de l'année dans l'attente de la réponse de TransCanada au sujet d'une nouvelle date d'entrée en vigueur de l'intégration. Le 30 août 2011, TransCanada a déposé une date révisée d'entrée en vigueur de l'intégration, soit le 1er octobre 2011, date qui, de concert avec les droits définitifs pour les cinq derniers mois de l'année, a été approuvée le 8 septembre 2011. L'intégration est entrée en vigueur le 1er octobre 2011.
Projets d'expansion
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 estimatif 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 estimatif de 230 millions de dollars. Ce prolongement devrait donner lieu à des engagements contractuels supplémentaires de 100 Mpi3/j à partir de 2014, volumes qui passeront à 300 Mpi3/j d'ici 2020. Le 14 octobre 2011, la société a déposé auprès de l'ONE une demande sollicitant l'approbation de construire et d'exploiter ce prolongement. Le total des volumes faisant actuellement d'objet d'engagements contractuels pour Horn River, y compris le prolongement, devraient atteindre près de 900 Mpi3/j d'ici 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 a commencé en août 2011, et la mise en service de ce tronçon, d'un coût en capital évalué à environ 60 millions de dollars, est prévue pour le 1er avril 2012. Ce projet est nécessaire pour répondre à la demande de 250 Mpi3/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 services de transport de gaz naturel supplémentaires dans les secteurs nord-ouest et nord-est du BSOC. En date du 30 septembre 2011, l'ONE avait approuvé, y compris les projets énoncés précédemment, des projets de gazoducs ayant un coût en capital de près de 750 millions de dollars. D'autres projets pipeliniers d'un coût en capital total d'environ 640 millions de dollars ont été présentés à l'ONE pour approbation.
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. Compte tenu des projets décrits ci-dessus, TransCanada a obtenu des engagements fermes pour le transport de 2,9 Gpi3/j en provenance du nord-ouest de l'Alberta et du nord-est de la Colombie-Britannique d'ici 2014.
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 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 de parts supplémentaires. 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 26 août 2011, le Département d'Etat américain, principal organisme chargé des approbations réglementaires fédérales aux Etats-Unis, a publié l'énoncé des incidences environnemental final ("EIEF") pour Keystone XL. L'EIEF a établi que le projet aurait des incidences environnementales limitées et que le tracé proposé entraînerait moins d'incidences environnementales que tout autre tracé étudié.
A la suite de la publication de l'EIEF, le Département d'Etat a amorcé un processus de 90 jours visant à déterminer si le projet sert les meilleurs intérêts des Etats-Unis ("DPMI"). Dans le cadre du processus DPMI, le Département d'Etat a tenu neuf rencontres publiques en septembre et octobre pour connaître les commentaires du public et il consultera d'autres organismes fédéraux américains afin de déterminer si l'approbation de Keystone XL sert les meilleurs intérêts des Etats-Unis. La période visée par le DPMI se termine le 25 novembre 2011 et une décision au sujet du permis présidentiel est attendue d'ici la fin de l'année.
Le coût en capital de Keystone XL est évalué à 7 milliards de dollars US, dont un montant de 1,9 milliard de dollars US avait été investi au 30 septembre 2011. Le solde devrait être investi d'ici la date de mise en service, qui est prévue pour 2013. Les coûts en capital liés à la construction de Keystone XL 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.
En août 2011, TransCanada a lancé deux appels de soumissions exécutoires qui ont pris fin le 17 octobre 2011. Le premier offrait une capacité visant à solliciter des contrats de service garanti à long terme pour le transport de pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'à Houston, au Texas ("canalisation latérale de Houston"). D'une valeur de près de 600 millions de dollars US, le projet de canalisation latérale de Houston comporte une expansion de capacité grâce à l'aménagement de stations de pompage et la construction d'un prolongement d'environ 80 km (50 milles) du réseau Keystone XL proposé. Ce projet doublerait la capacité du marché de raffinage dans la région de la côte américaine du golfe du Mexique auquel le réseau d'oléoducs Keystone permettrait d'avoir accès. TransCanada analyse actuellement les résultats de l'appel de soumissions. Si les expéditeurs manifestent suffisamment d'intérêt et si les approbations réglementaires sont obtenues, la canalisation latérale de Houston devrait entrer en exploitation en 2014.
Le deuxième appel de soumissions exécutoires offrait une capacité susceptible de donner lieu à des contrats de service garanti à long terme supplémentaires pour le transport de pétrole brut depuis Cushing, en Oklahoma, jusqu'à Port Arthur ou Houston, au Texas ("projet Marketlink de Cushing"). Le projet Marketling de Cushing, d'une valeur d'environ 50 millions de dollars US, fait appel à certaines installations faisant partie de Keystone XL, notamment la canalisation latérale de Houston. TransCanada analyse actuellement les résultats de l'appel de soumissions. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires, le projet Marketlink de Cushing devrait commencer à transporter du pétrole brut vers Port Arthur en 2013, et vers Houston en 2014.
Le 3 juin 2011, la Pipeline Hazardous Materials Safety Administration "PHMSA" du département des Transports des Etats-Unis a rendu une ordonnance de mesures correctrices pour Keystone à la suite de deux incidents de surface survenus au deuxième trimestre de 2011 aux stations de pompage du Dakota du Nord et du Kansas. Il s'agissait dans les deux cas du déversement de petites quantités de pétrole brut. Les mesures correctrices exigeaient que TransCanada élabore et soumette par écrit un plan de remise en fonctionnement prévoyant les étapes requises pour réaliser le nettoyage voulu, une enquête et des améliorations et modifications au réseau. Le plan de remise en fonctionnement a été approuvé par la PHMSA le 4 juin 2011. En juillet et août 2011, des travaux ont été réalisés afin d'améliorer la fiabilité du réseau Keystone. Les travaux ont été achevés selon les prévisions et ils ont entraîné une réduction de la capacité du pipeline pendant la période de deux mois visée, mais ils n'ont cependant eu aucune incidence marquée sur le BAII.
Energie
Sundance A
Le différend découlant de la réclamation de force majeure et de destruction pour cause économique de la centrale de Sundance A de TransAlta Corporation sera soumis à une procédure d'arbitrage exécutoire par un arbitre unique. Le groupe d'arbitrage a prévu la tenue d'une audition en mars et avril 2012 pour entendre les allégations. En présumant que l'audition se termine dans le délai prévu, TransCanada s'attend à ce qu'une décision soit rendue vers le milieu de 2012.
TransCanada ne croit pas que les allégations du propriétaire répondent aux critères de force majeure ou de destruction stipulés dans la CAE et, par conséquent, la société continue de constater les produits et les coûts comme s'il s'agissait d'une interruption de l'approvisionnement conformément aux modalités de la CAE. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011, TransCanada a constaté 99 millions de dollars au titre du BAIIA lié à la CAE de Sundance A. La récupération ultime de ce montant dépendra du résultat de la procédure d'arbitrage.
Ravenswood
Depuis juillet 2011, le prix au comptant 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") a appliqué les règles de fixation des prix pour une nouvelle centrale électrique entrée en exploitation récemment pour desservir ce marché. TransCanada croit que l'application de ces règles 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 la capacité d'un nouveau participant aux fins de déterminer les prix de capacité. TransCanada et plusieurs autres parties ont formulé auprès de la FERC une série de plaintes qui demeurent en suspens. Le résultat de ces plaintes et l'incidence à plus long terme que cette situation pourrait avoir sur la centrale de Ravenswood ne sont pas connus.
Au cours du troisième trimestre, le processus de réalignement de la courbe de la demande s'est achevé à la suite de l'acceptation par la FERC du document de conformité déposé par le NYISO le 22 septembre 2011. Ce document a donné lieu à une courbe de demande supérieure qui s'appliquera jusqu'en 2014 et qui a influé positivement sur les prix de capacité en octobre. L'incidence sur les prix de capacité au cours des mois d'hiver de 2011-2012 devrait être négligeable en raison de la capacité excédentaire pendant cette période, mais elle sera exacerbée par les mesures susmentionnées prises par le NYISO relativement aux nouveaux prix unitaires.
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. Au troisième trimestre de 2011, TransCanada, le gouvernement de l'Ontario et l'Office de l'électricité de l'Ontario ont conclu un accord formel préconisant une procédure arbitrale afin de régler le différend découlant de la résiliation d'un contrat d'approvisionnement en énergie de 20 ans conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario qui avait été octroyé à TransCanada auparavant. Conformément à l'entente d'arbitrage, les parties en cause poursuivent leurs discussions et TransCanada prévoit être rémunérée adéquatement pour les conséquences économiques associées à la résiliation du contrat.
Bruce Power
Bruce Power poursuit ses travaux en vue de la remise en service des réacteurs 1 et 2. Le chargement du combustible dans le réacteur 1 devrait commencer en novembre 2011 et les dernières étapes de la remise en service du réacteur 2 devraient être entreprises au quatrième trimestre de 2011.
Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, Bruce Power prévoit atteindre une première synchronisation du réacteur 2 avec le réseau électrique au début du premier trimestre de 2012 et entreprendre l'exploitation commerciale vers la fin du premier trimestre de 2012. Bruce Power prévoit réaliser une première synchronisation du réacteur 1 avec le réseau électrique au deuxième trimestre de 2012 et amorcer l'exploitation commerciale au troisième trimestre de 2012. La quote-part de TransCanada du coût en capital total est prévue à environ 2,4 milliards de dollars, dont 2,2 milliards de dollars avaient été engagés au 30 septembre 2011.
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.
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.
Coolidge
Située près de Phoenix, en Arizona, la centrale électrique de Coolidge de 500 millions de dollars US est entrée en service le 1er 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.
Cartier énergie éolienne
La construction se poursuit dans le cadre du projet en cinq étapes de 590 MW de Cartier énergie éolienne au Québec. En date du 30 septembre 2011, la totalité des éoliennes de la première étape de Gros-Morne et près de 80 % des éoliennes de Montagne-Sèche avaient été érigées. La première étape de 101 MW du projet de parc éolien de Gros-Morne et le projet éolien de 58 MW de Montagne-Sèche devraient entrer en exploitation en décembre 2011. La mise en exploitation de la deuxième étape de 111 MW du projet de Gros-Morne est prévue pour 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 octobre 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 8 millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 6 millions d'options qui pouvaient être exercées au 25 octobre 2011.
Principales données financières trimestrielles consolidées (1)
2011 2010 2009
------------------------------------------------
(en millions de dollars,
sauf les montants par
action) T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 393 2 143 2 243 2 057 2 129 1 923 1 955 1 986
Bénéfice net attribuable
aux participations
assurant le contrôle 397 367 429 283 391 295 303 387
Données sur les actions
Bénéfice net par action
ordinaire -
de base et dilué 0,55 $0,50 $0,59 $0,39 $0,54 $0,41 $0,43 $0,56 $
Dividendes déclarés par
action ordinaire 0,42 $0,42 $0,42 $0,40 $0,40 $0,40 $0,40 $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 prix 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 troisième trimestre de 2011, le BAII du secteur de l'énergie tenait
compte de l'incidence favorable des prix plus forts pour les
installations énergétiques de l'Ouest. Le BAII comprenait des pertes non
réalisées nettes de 47 millions de dollars avant les impôts (33 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 2011, le BAII du secteur des gazoducs
comprenait les résultats supplémentaires de Guadalajara, mis en service
en juin 2011. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait les résultats
supplémentaires 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
les résultats supplémentaires 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, de résultats
supplémentaires liés 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.
Etat consolidé des résultats
(non audité) Périodes de neuf mois
Trimestres clos closes
les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars, sauf les
montants par action) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 393 2 129 6 779 6 007
-------------------------------------------
Charges d'exploitation et autres
charges
Coûts d'exploitation des
centrales et autres 875 817 2 456 2 328
Achats de produits de base
revendus 270 301 732 773
Amortissement 389 326 1 138 1 010
-------------------------------------------
1 534 1 444 4 326 4 111
-------------------------------------------
Charges financières (produits
financiers)
Intérêts débiteurs 240 159 686 528
Intérêts débiteurs des
coentreprises 13 13 40 44
Intérêts créditeurs et autres 44 (27) (12) (33)
-------------------------------------------
297 145 714 539
-------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le
bénéfice 562 540 1 739 1 357
-------------------------------------------
Charge d'impôts
Exigibles 51 (49) 197 (167)
Futurs 82 169 253 453
-------------------------------------------
133 120 450 286
-------------------------------------------
Bénéfice net 429 420 1 289 1 071
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle 32 29 96 82
-------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 397 391 1 193 989
Dividendes sur les actions
privilégiées 13 14 41 31
-------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 384 377 1 152 958
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué 0,55 $ 0,54 $ 1,64 $ 1,39 $
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Nombre moyen d'actions ordinaires
en
circulation - de base (en
millions) 703 692 701 689
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Nombre moyen d'actions ordinaires
en circulation - dilué (en
millions) 704 693 702 690
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé du résultat étendu
(non audité) Périodes de neuf mois
Trimestres clos closes
les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 429 420 1 289 1 071
----------------------------------------------------
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) 344 (127) 216 (47)
Variation des gains et
des pertes sur les
instruments
financiers dérivés
pour couvrir les
investissements nets
dans des
établissements
étrangers(2) (213) 47 (141) 27
Variation des gains et
des pertes sur les
instruments dérivés
désignés en tant que
couvertures de flux
de trésorerie(3) (17) (56) (109) (176)
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) 41 19 103 13
----------------------------------------------------
Autres éléments du
résultat étendu 155 (117) 69 (183)
----------------------------------------------------
Résultat étendu 584 303 1 358 888
Résultat étendu
attribuable aux
participations sans
contrôle 32 36 104 86
----------------------------------------------------
Résultat étendu
attribuable aux
participations assurant
le contrôle 552 267 1 254 802
Dividendes sur les
actions privilégiées 13 14 41 31
----------------------------------------------------
Résultat étendu
attribuable aux
actionnaires ordinaires 539 253 1 213 771
----------------------------------------------------
----------------------------------------------------
1. Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 97 millions de dollars et
de 57 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période
de neuf mois clos le 30 septembre 2011 (charge de 36 millions de dollars
et de 21 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010).
2. Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 78 millions de dollars et
de 51 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période
de neuf mois clos le 30 septembre 2011 (charge de 19 millions de dollars
et de 11 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010).
3. Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 9 millions de dollars et
de 48 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période
de neuf mois clos le 30 septembre 2011 (recouvrement de 33 millions de
dollars et de 117 millions de dollars pour les périodes respectives en
2010).
4. Déduction faite d'une charge d'impôts de 19 millions de dollars et de 53
millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de
neuf mois clos le 30 septembre 2011 (charge de 4 millions de dollars et
de 21 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010).
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé des flux de trésorerie
Périodes de neuf mois
Trimestres clos closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de
dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
liés à
l'exploitation
Bénéfice net 429 420 1 289 1 071
Amortissement 389 326 1 138 1 010
Impôts futurs 82 169 253 453
Capitalisation des
avantages sociaux
futurs inférieure
(supérieure) aux
charges 10 8 2 (36)
Autres 61 (62) 100 21
--------------------------------------------------------
971 861 2 782 2 519
Diminution
(augmentation) du
fonds de roulement
d'exploitation 94 (70) 192 (271)
--------------------------------------------------------
Rentrées nettes
liées aux activités
d'exploitation 1 065 791 2 974 2 248
--------------------------------------------------------
Activités
d'investissement
Dépenses en
immobilisations (696) (1 297) (2 135) (3 565)
Montants reportés et
autres 66 (221) 76 (430)
--------------------------------------------------------
Sorties nettes liées
aux activités
d'investissement (630) (1 518) (2 059) (3 995)
--------------------------------------------------------
Activités de
financement
Dividendes sur les
actions ordinaires
et privilégiées (308) (184) (706) (567)
Distributions
versées aux
participations sans
contrôle (33) (28) (87) (83)
Emission
(remboursement) de
billets à payer 160 (44) (255) (53)
Titres d'emprunt à
long terme émis,
déduction faite des
frais d'émission 54 1 021 573 2 337
Remboursements sur
la dette à long
terme (206) (146) (946) (429)
Titres d'emprunt à
long terme émis par
des coentreprises 15 86 46 164
Remboursements sur
la dette à long
terme des
coentreprises (33) (93) (82) (232)
Actions ordinaires
émises 14 6 39 20
Parts de société en
nom collectif
émises par une
filiale, déduction
faite des frais
d'émission - - 321 -
Actions privilégiées
émises, déduction
faite des frais
d'émission - - - 679
--------------------------------------------------------
(Sorties) rentrées
nettes liées aux
activités de
financement (337) 618 (1 097) 1 836
--------------------------------------------------------
Incidence des
variations du taux
de change sur la
trésorerie et les
équivalents de
trésorerie 30 (8) 14 8
--------------------------------------------------------
Augmentation
(diminution) de la
trésorerie et des
équivalents de
trésorerie 128 (117) (168) 97
Trésorerie et
équivalents de
trésorerie
Au début de la
période 468 1 211 764 997
--------------------------------------------------------
Trésorerie et
équivalents de
trésorerie
A la fin de la
période 596 1 094 596 1 094
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
Informations
supplémentaires sur
les flux de
trésorerie
Impôts sur le
bénéfice
(remboursés) payés,
montant net (152) (26) (111) 17
Intérêts payés 251 215 736 573
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Bilan consolidé
(non audité)
(en millions de dollars) 30 septembre 2011 31 décembre 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 596 764
Débiteurs 1 191 1 271
Stocks 428 425
Autres 793 777
------------------------------------
3 008 3 237
Immobilisations corporelles 37 746 36 244
Ecart d'acquisition 3 729 3 570
Actifs réglementaires 1 419 1 512
Actifs incorporels et autres actifs 1 842 2 026
------------------------------------
47 744 46 589
------------------------------------
------------------------------------
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer 1 865 2 092
Créditeurs 2 231 2 243
Intérêts courus 348 367
Tranche de la dette à long terme échéant
à moins de un an 1 083 894
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 106 65
------------------------------------
5 633 5 661
Passifs réglementaires 292 314
Montants reportés 779 694
Impôts futurs 3 409 3 222
Dette à long terme 17 027 17 028
Dette à long terme des coentreprises 749 801
Billets subordonnés de rang inférieur 1 030 985
------------------------------------
28 919 28 705
------------------------------------
CAPITAUX PROPRES
Participations assurant le contrôle 17 329 16 727
Participations sans contrôle 1 496 1 157
------------------------------------
18 825 17 884
------------------------------------
47 744 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) 216 - 216
Variation des gains et des pertes sur
les instruments financiers dérivés pour
couvrir les investissements nets dans
des établissements étrangers(2) (141) - (141)
Variation des gains et des pertes sur
les instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie(3) - (109) (109)
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) - 95 95
------------------------------------
Solde au 30 septembre 2011 (608) (208) (816)
------------------------------------
------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2009 (592) (40) (632)
Variation des gains et des pertes de
conversion sur les investissements dans
des établissements étrangers(1) (47) - (47)
Variation des gains et des pertes sur
les instruments financiers dérivés pour
couvrir les investissements nets dans
des établissements étrangers(2) 27 - 27
Variation des gains et des pertes sur
les instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie(3) - (173) (173)
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) - 6 6
------------------------------------
Solde au 30 septembre 2010 (612) (207) (819)
------------------------------------
------------------------------------
1. Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 57 millions de dollars
pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011 (charge de 21
millions de dollars en 2010).
2. Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 51 millions de dollars
pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011 (charge de 11
millions de dollars en 2010).
3. Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 48 millions de dollars
pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2011 (recouvrement de
117 millions de dollars en 2010).
4. Déduction faite d'une charge d'impôts de 53 millions de dollars pour la
période de neuf mois close le 30 septembre 2011 (charge de 21 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 101 millions de dollars (65 millions de dollars après les
impôts). Ces estimations présument que le prix des produits de base, les
taux d'intérêt et les taux de change demeureront constants; cependant,
les montants reclassés varieront en fonction de la valeur réelle de ces
facteurs à la date du règlement.
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé des capitaux propres
Périodes de neuf mois closes
(non audité) les 30 septembre
(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 202 271
Produit de l'émission d'actions à
l'exercice d'options sur actions 40 20
------------------------------------
Solde à la fin de la période 11 987 11 629
------------------------------------
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 1 193 989
Dividendes sur les actions ordinaires (884) (829)
Dividendes sur les actions
privilégiées (41) (31)
------------------------------------
Solde à la fin de la période 4 572 4 315
------------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat
étendu
Solde au début de la période (877) (632)
Autres éléments du résultat étendu 61 (187)
------------------------------------
Solde à la fin de la période (816) (819)
------------------------------------
3 756 3 496
------------------------------------
Capitaux propres attribuables aux
participations assurant le contrôle 17 329 16 679
------------------------------------
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 76 64
Dividendes sur les actions
privilégiées d'une filiale 17 17
Portland 3 1
Autres éléments du résultat étendu
attribuable aux participations sans
contrôle 8 4
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 (95) (85)
Change et autres 59 1
------------------------------------
Solde à la fin de la période 1 496 1 176
------------------------------------
Total des capitaux propres 18 825 17 855
------------------------------------
------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Notes afférentes aux états financiers consolidés
(non audité)
1. Règles de présentation
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, exception faite de l'information présentée à la note 2. Ces états financiers consolidés tiennent compte des ajustements, ajustements récurrents habituels dans tous les cas, 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 1er 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 1er 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 communication d'informations supplémentaires. 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 1er 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").
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, comme TransCanada, appliquent les normes sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés "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.
Dans l'application des PCGR du Canada, TransCanada respecte les recommandations de méthodes comptables particulières qui sont propres aux activités à tarifs réglementés. Selon ces normes sur la 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.
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, conformément aux règles canadiennes de communication de l'information, 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 1er 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 septembre
(non audité) Siège
Gazoducs Oléoducs(1) Energie social Total
(en millions de
dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 098 1 080 229 - 1 066 1 049 - - 2 393 2 129
Coûts
d'exploitation
des centrales et
autres coûts (377) (366) (73) - (407) (433) (18) (18) (875) (817)
Achats de
produits de base
revendus - - - - (270) (301) - - (270) (301)
Amortissement (247) (232) (38) - (101) (94) (3) - (389) (326)
-----------------------------------------------------------
474 482 118 - 288 221 (21) (18) 859 685
-----------------------------------------------
-----------------------------------------------
Intérêts
débiteurs (240) (159)
Intérêts
débiteurs des
coentreprises (13) (13)
Intérêts
créditeurs et
autres (44) 27
Charge d'impôts (133) (120)
------------
Bénéfice net 429 420
Bénéfice net
attribuable aux
participations
sans contrôle (32) (29)
------------
Bénéfice net
attribuable aux
participations
assurant le
contrôle 397 391
Dividendes sur
les actions
privilégiées (13) (14)
------------
Bénéfice net
attribuable aux
actionnaires
ordinaires 384 377
------------
------------
Pour les périodes de
neuf mois closes
les 30 septembre
(non audité) Gazoducs Oléoducs(1) Energie
(en millions de
dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 3 294 3 270 575 - 2 910 2 737
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (1 066) (1 092) (167) - (1 166) (1 170)
Achats de produits de
base revendus - - - - (732) (773)
Amortissement (735) (736) (95) - (298) (274)
------------------------------------------------------
1 493 1 442 313 - 714 520
------------------------------------------------------
------------------------------------------------------
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 périodes de
neuf mois closes
les 30 septembre
(non audité) Siège social Total
(en millions de
dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits - - 6 779 6 007
Coûts d'exploitation
des centrales et
autres coûts (57) (66) (2 456) (2 328)
Achats de produits de
base revendus - - (732) (773)
Amortissement (10) - (1 138) (1 010)
------------------------------------------------------
(67) (66) 2 453 1 896
----------------------------------
----------------------------------
Intérêts débiteurs (686) (528)
Intérêts débiteurs des
coentreprises (40) (44)
Intérêts créditeurs et
autres 12 33
Charge d'impôts (450) (286)
--------------------
Bénéfice net 1 289 1 071
Bénéfice net
attribuable aux
participations sans
contrôle (96) (82)
--------------------
Bénéfice net
attribuable aux
participations
assurant le contrôle 1 193 989
Dividendes sur les
actions privilégiées (41) (31)
--------------------
Bénéfice net
attribuable aux
actionnaires
ordinaires 1 152 958
--------------------
--------------------
(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)
(en millions de dollars) 30 septembre 31 décembre
2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs 23 584 23 592
Oléoducs 9 137 8 501
Energie 13 698 12 847
Siège social 1 325 1 649
------------------------------
47 744 46 589
------------------------------
------------------------------
4. Dette à long terme
En août 2011, TransCanada PipeLine USA Ltd. a effectué un remboursement de capital de 200 millions de dollars US sur le prêt à terme de cinq ans de 700 millions de dollars US échéant en 2012.
En juillet 2011, PipeLines LP a haussé sa facilité de crédit renouvelable de premier rang pour la porter à 500 millions de dollars US et elle en a reporté l'échéance à juillet 2016. Le solde de 300 millions de dollars US de l'emprunt à terme de PipeLines LP échoit décembre en 2011 et, selon toute attente, il fera l'objet d'un refinancement sous forme de dette assortie d'un taux fixe ou variable à son échéance ou auparavant.
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. Le produit de l'émission a servi à réduire l'emprunt à terme et la facilité de crédit renouvelable de premier rang de PipeLines LP ainsi qu'à rembourser son prêt-relais.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, la société a capitalisé des intérêts de respectivement 66 millions de dollars et 231 millions de dollars (160 millions de dollars et 437 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 %.
Au cours du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, TransCanada a émis respectivement néant et 5,4 millions (2,9 millions et 7,8 millions en 2010) d'actions ordinaires aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RDA") plutôt que d'effectuer des versements de dividendes en espèces totalisant respectivement néant et 202 millions de dollars (101 millions de dollars et 271 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 en espèces 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 de crédit lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements en portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et 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 septembre 2011, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.
Au 30 septembre 2011, la concentration du risque de crédit de la société était de 271 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 septembre 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 40 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 la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 a donné lieu respectivement à des pertes non réalisées nettes de 1 million de dollars avant les impôts et de néant (néant et pertes de 20 millions de dollars pour les périodes respectives en 2010), lesquelles ont été constatées en tant qu'ajustements aux produits et aux stocks. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 13 millions de dollars avant les impôts (gains de 7 millions de dollars et de 12 millions de dollars pour les périodes 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 7 millions de dollars au 30 septembre 2011 (12 millions de dollars au 31 décembre 2010). Le recul de la valeur à risque découle avant tout de la moindre volatilité des prix pour les installations énergétiques de l'Ouest.
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 septembre 2011, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 10 milliards de dollars (10 milliards de dollars US) et une juste valeur de 12 milliards de dollars (12 milliards de dollars US). Au 30 septembre 2011, un montant de 66 millions de dollars a été inclus dans les autres actifs à court terme, un montant de 41 millions de dollars (181 millions de dollars au 31 décembre 2010) a été inclus dans les actifs incorporels et autres actifs, un montant de 44 millions de dollars a été inclus dans les créditeurs et un montant de 83 millions de dollars a été inclus dans les montants reportés 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 septembre 2011 31 décembre 2010
Actif (passif) Montant Montant
(non audité) nominal nominal
(en millions de dollars) Juste ou en Juste ou en
valeur(1) capital valeur(1) capital
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2011 à 2018) 19 3 700 US 179 2 800 US
Contrats de change à terme en
dollars US
(échéant de 2011 à 2012) (39) 725 US 2 100 US
----------------------------------------
(20) 4 425 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 septembre 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 596 596 764 764
Débiteurs et autres(2)(3) 1 518 1 563 1 555 1 595
Actifs disponibles à la vente(2) 38 38 20 20
----------------------------------------
2 152 2 197 2 339 2 379
----------------------------------------
----------------------------------------
Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 1 865 1 865 2 092 2 092
Créditeurs et montants reportés(4) 1 253 1 253 1 436 1 436
Intérêts courus 348 348 367 367
Dette à long terme 18 110 22 588 17 922 21 523
Dette à long terme de coentreprises 855 980 866 971
Billets subordonnés de rang
inférieur 1 030 1 034 985 992
----------------------------------------
23 461 28 068 23 668 27 381
----------------------------------------
----------------------------------------
(1) Le bénéfice net consolidé du trimestre et de la période de neuf mois
clos le 30 septembre 2011 comprenait respectivement des pertes de 7
millions de dollars et de 18 millions de dollars (pertes de 2 millions
de dollars et de 11 millions de dollars pour les périodes respectives de
2010) en raison d'ajustements de la juste valeur liés 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 non dérivés.
(2) Au 30 septembre 2011, le bilan consolidé comprenait des actifs
financiers de 1 191 millions de dollars (1 271 millions de dollars au 31
décembre 2010) dans les débiteurs, de 47 millions de dollars (40
millions de dollars au 31 décembre 2010) dans les autres actifs à court
terme et de 318 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 septembre 2011, le bilan consolidé comprenait des passifs
financiers de 1 224 millions de dollars (1 406 millions de dollars au 31
décembre 2010) dans les créditeurs et de 29 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 septembre 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 133 $ 160 $ - $ 26 $
Passifs (107)$ (195)$ (46)$ (26)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 21 147 136 - -
Ventes 25 884 109 - -
En dollars CA - - - 684
En dollars US - - 1 366 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 septembre
2011 5 $ (13)$ (41)$ 1 $
Période de neuf mois close le
30 septembre 2011 8 $ (39)$ (41)$ 1 $
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 septembre
2011 21 $ (20)$ (7)$ 3 $
Période de neuf mois close le
30 septembre 2011 32 $ (61)$ 26 $ 8 $
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 46 $ 7 $ 5 $ 18 $
Passifs (182)$ (17)$ (36)$ (8)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 17 728 10 - -
Ventes 8 732 - - -
En dollars US - - 104 US 1 000 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées de la
période(4)
Trimestre clos le 30 septembre
2011 (54)$ (6)$ - $ (4)$
Période de neuf mois close le
30 septembre 2011 (100)$ (14)$ - $ (13)$
Dates d'échéance 2011-2017 2011-2013 2013-2014 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 Gpi3.
(4) Les montants 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
18 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars
US au 30 septembre 2011. Les gains nets réalisés sur les couvertures de
la juste valeur pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30
septembre 2011, s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à
5 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le
trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 de la période de neuf mois clos le 30
septembre 2011 comprenait des gains de respectivement 1 million de
dollars et néant 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 la
période de neuf mois clos le 30 septembre 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 septembre
2010 (1)$ 4 $ 10 $ 50 $
Période de neuf mois close le
30 septembre 2010 (27)$ 9 $ (1)$ 33 $
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s de la période(4)
Trimestre clos le 30 septembre
2010 13 $ (10)$ 6 $ (54)$
Période de neuf mois close le
30 septembre 2010 50 $ (39)$ 8 $ (64)$
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 septembre
2010 37 $ (19)$ - $ (7)$
Période de neuf mois close le
30 septembre 2010 (6)$ (28)$ - $ (26)$
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 Gpi3.
(4) Les montants 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 la période de neuf mois clos le 30
septembre 2010, s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à
3 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le
trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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) Les pertes reflétées dans le bénéfice net du trimestre et de la période
de neuf mois clos le 30 septembre 2010 étaient de respectivement néant
et 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 la
période de neuf mois clos le 30 septembre 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 septembre 31 décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
A court terme
Autres actifs à court terme 319 273
Créditeurs (405) (337)
A long terme
Actifs incorporels et autres actifs 183 374
Montants reportés (339) (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 observables. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau sont déterminées en fonction de données 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 la période de neuf mois clos le 30 septembre 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
Prix cotés données
sur des marchés importantes
actifs observables
(premier niveau) (deuxième niveau)
----------------------------------------
----------------------------------------
Actifs (passifs)
(non audité)
(en millions de dollars, avant les 30 sept. 31 déc. 30 sept. 31 déc.
impôts) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------
----------------------------------------
Stocks de gaz naturel - - 40 49
Actifs liés aux instruments
financiers dérivés :
Contrats sur taux d'intérêt - - 44 28
Contrats de change 5 10 107 179
Contrats sur produits de base pour
l'électricité - - 166 269
Contrats sur produits de base pour
le gaz
naturel 88 93 79 56
Passifs liés aux instruments
financiers dérivés :
Contrats sur taux d'intérêt - - (34) (47)
Contrats de change (71) (11) (138) (54)
Contrats sur produits de base pour
l'électricité - - (260) (299)
Contrats sur produits de base pour
le gaz
naturel (162) (178) (50) (15)
Instruments financiers non dérivés :
Actifs disponibles à la vente 38 20 - -
----------------------------------------
(102) (66) (46) 166
----------------------------------------
----------------------------------------
Données
importantes
non observables
(troisième niveau) Total
----------------------------------------
----------------------------------------
Actifs (passifs)
(non audité)
(en millions de dollars, avant les 30 sept. 31 déc. 30 sept. 31 déc.
impôts) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------
----------------------------------------
Stocks de gaz naturel - - 40 49
Actifs liés aux instruments
financiers dérivés :
Contrats sur taux d'intérêt - - 44 28
Contrats de change - - 112 189
Contrats sur produits de base pour
l'électricité 2 5 168 274
Contrats sur produits de base pour
le gaz
naturel - - 167 149
Passifs liés aux instruments
financiers dérivés :
Contrats sur taux d'intérêt - - (34) (47)
Contrats de change - - (209) (65)
Contrats sur produits de base pour
l'électricité (18) (8) (278) (307)
Contrats sur produits de base pour
le gaz
naturel - - (212) (193)
Instruments financiers non dérivés :
Actifs disponibles à la vente - - 38 20
----------------------------------------
(16) (3) (164) 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) Instruments dérivés(1)
(en millions de dollars, avant les impôts) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 1er janvier (3) (2)
Nouveaux contrats(2) 1 (15)
Transferts du troisième niveau(3) (2) (20)
Règlements - (3)
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 (13) 38
------------------------------
Solde au 30 septembre (16) 12
------------------------------
------------------------------
(1) La juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés
est présentée sur une base nette.
(2) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 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 et que les données deviennent
observables, 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 10 millions de dollars de la juste valeur des instruments financiers dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 30 septembre 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 :
Trimestres clos les 30 septembre Autres régimes
Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
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Coût des services rendus au cours de
la période 14 12 - -
Intérêts débiteurs 23 22 2 2
Rendement prévu des actifs des
régimes (29) (27) - -
Amortissement de l'obligation
transitoire liée à l'entreprise
réglementée - - - -
Amortissement de la perte
actuarielle nette 5 2 - -
Amortissement des coûts au titre des
services passés 1 1 - -
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Coût net constaté au titre des
avantages 14 10 2 2
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Périodes de neuf mois closes les 30 Autres régimes
septembre Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
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Coût des services rendus au cours de
la période 41 37 1 1
Intérêts débiteurs 68 67 6 6
Rendement prévu des actifs des
régimes (85) (81) (1) (1)
Amortissement de l'obligation
transitoire liée à l'entreprise
réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte
actuarielle nette 16 6 1 1
Amortissement des coûts au titre des
services passés 3 3 - -
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Coût net constaté au titre des
avantages 43 32 8 8
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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 de parts supplémentaires. 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. TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de 2011 et, par conséquent, aucun montant constaté dans les produits pour les neuf premiers mois de 2011 ne devrait être remboursable.
TransCanada est heureuse de répondre aux questions des actionnaires et des investisseurs éventuels.
Renseignements:
Renseignements aux médias :
Terry Cunha/Shawn Howard
403.920.7859 or 800.608.7859
TransCanada
Renseignements aux analystes :
David Moneta/Terry Hook/Lee Evans
403.920.7911 or 800.361.6522