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31 janv. 2006 08h32 HE

TransCanada déclare un bénéfice net de 1,2 milliard de dollars en 2005: Le conseil d'administration majore le dividende trimestriel

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 31 jan. 2006) - (TSX:TRP) (NYSE:TRP) -

Points saillants des résultats financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 2005

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

- Le conseil d'administration déclare un dividende trimestriel de 0,32 $ par action ordinaire, soit une majoration de 5 %.

- Exclusion faite des gains, le bénéfice net du quatrième trimestre de 2005 s'établit à 235 millions de dollars (0,48 $ par action), soit une hausse de 27 %.

- Exclusion faite des gains, le bénéfice net de l'exercice terminé le 31 décembre 2005 se chiffre à 852 millions de dollars (1,75 $ par action), soit une augmentation de 8 %.

- Les fonds provenant de l'exploitation du quatrième trimestre de 2005 totalisent 530 millions de dollars, un accroissement de 12 %; pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, ils ont progressé de 15 % pour atteindre 1 951 millions de dollars.

Le conseil d'administration de TransCanada Corporation (TransCanada ou la société) a déclaré aujourd'hui un dividende trimestriel de 0,32 $ par action ordinaire pour le trimestre se terminant le 31 mars 2006, soit une majoration de 5 % comparativement au dividende de 0,305 $ versé pour chacun des quatre derniers trimestres. Le dividende est payable le 28 avril 2006 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 mars 2006. Il s'agit de la sixième augmentation annuelle consécutive du dividende sur les actions ordinaires.

TransCanada a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net et le bénéfice net découlant des activités poursuivies (résultat net) du quatrième trimestre de 2005 se sont chiffrés à 350 millions de dollars (0,72 $ par action). A l'exclusion du gain après impôts de 115 millions de dollars (0,24 $ par action) réalisé à la vente de la participation de la société dans PT Paiton Energy Company (Paiton Energy), le résultat net a été de 235 millions de dollars (0,48 $ par action), soit une hausse de 50 millions de dollars (0,10 $ par action) comparativement aux 185 millions de dollars (0,38 $ par action) pour le quatrième trimestre de 2004.

Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, le bénéfice net de TransCanada a atteint 1 209 millions de dollars (2,49 $ par action), alors qu'il avait été de 1 032 millions de dollars (2,13 $ par action) en 2004. Le résultat net de 2005 comprend les gains découlant de la vente de S.E.C. TransCanada Electricité (S.E.C. Electricité), de Paiton Energy et des parts de TC PipeLines, LP (PipeLines LP), alors que le résultat net de 2004 englobait les gains découlant de la vente des actifs de ManChief et de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité ainsi que la participation en actions de la société dans Millenium. Compte non tenu des gains totaux de 357 millions de dollars constatés en 2005 et des gains totaux de 194 millions de dollars constatés en 2004, le résultat net de 2005 s'est établi à 852 millions de dollars (1,75 $ par action), soit une hausse de 66 millions de dollars (0,13 $ par action) comparativement à 2004.

A 530 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2005, les fonds provenant de l'exploitation sont de 55 millions de dollars supérieurs au chiffre inscrit au quatrième trimestre de 2004. Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, les fonds provenant de l'exploitation ont progressé de 248 millions de dollars comparativement à ceux de 2004 pour atteindre 1 951 millions de dollars.

" Les résultats éloquents de TransCanada en 2005 sont directement tributaires des dépenses d'investissement considérables engagées au cours des six dernières années, a souligné Hal Kvisle, chef de la direction de TransCanada. Nous avons investi, sur cette période, près de 9 milliards de dollars pour assurer la croissance de nos entreprises de transport de gaz naturel et d'électricité en Amérique du Nord, ce qui nous a permis d'afficher un résultat soutenu dans le secteur du transport de gaz naturel et d'établir une entreprise de production d'électricité imposante et rentable. "

" Les événements de la dernière année ont souligné le besoin critique d'aménager, dans nombre de régions de l'Amérique du Nord, de nouvelles infrastructures de transport de gaz et de production d'électricité. TransCanada continue de jouer un rôle critique sur le marché énergétique nord-américain par le truchement de son vaste réseau de transport de gaz naturel et du nombre croissant de ses centrales électriques ", a ajouté M. Kvisle.

" En 2005, TransCanada a investi environ 2,1 milliards de dollars dans ses entreprises essentielles. Les acquisitions dignes de mention comprennent la convention d'achat d'électricité de Sheerness et les actifs de Northeast US Hydro. Les principaux projets d'aménagement comprennent Bruce Power, la centrale de cogénération de Bécancour, le projet de Cartier énergie éolienne et l'oléoduc Keystone. Les projets à plus long terme ont trait au transport de gaz naturel des régions nordiques et à l'aménagement d'installations pour le gaz naturel liquéfié. Les acquisitions, les projets en cours et les projets à plus long terme contribueront à réaffirmer notre position de société d'infrastructures énergétiques dominante en Amérique du Nord ".

" Notre succès est le résultat concret de notre savoir-faire dans nos principaux secteurs d'activité, de notre expérience de l'exploitation fiable et rentable d'infrastructures à grande échelle et de notre solidité financière. Pour nos actionnaires, cela signifie un autre exercice de croissance marquée du résultat et des flux de trésorerie, et un rendement annuel total sur leur placement d'environ 28 %. Pour le sixième exercice consécutif, la confiance témoignée pour les perspectives de croissance de la société a permis au conseil d'administration de TransCanada de majorer le dividende versé aux actionnaires pour le porter à 1,28 $ sur une base annuelle ", a affirmé M. Kvisle.

Au cours du quatrième trimestre de 2005 et du premier mois de 2006, TransCanada s'est distinguée par les réalisations suivantes :

- Annonce en octobre que Bruce Power (collectivement les placements dans Bruce Power A L.P. (Bruce A) et Bruce Power L.P. (Bruce B)) et l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), société d'Etat de la province d'Ontario, avaient conclu un accord à long terme prévoyant la remise à neuf et en service des réacteurs de Bruce A. Le coût du programme d'investissement pour les travaux de remise à neuf et en service devrait totaliser près de 4,25 milliards de dollars. A titre de propriétaire d'une participation de 47,9 % dans la nouvelle Bruce A (au même titre que BPC Generation Infrastructure Trust (BPC) - participation de 47,9 % et le Syndicat des Travailleurs et Travailleuses du Secteur Energétique (fiducie no 1) et The Society of Energy Professionals Trust - participation cumulée de 4,2 %), TransCanada financera sa quote-part du programme d'investissement, soit 2,125 milliards de dollars au moyen d'apports de capitaux durant la période allant jusqu'en 2011. Lorsque les premier et deuxième réacteurs auront été remis en service, la production de Bruce Power augmentera d'environ 1 500 mégawatts (MW) pour atteindre plus de 6 200 MW.

- Signature, en novembre, d'un protocole d'entente avec ConocoPhillips Company et ConocoPhillips Pipe Line Company (CPPL) (filiale en propriété exclusive de ConocoPhillips Company) stipulant que ConocoPhillips Company expédiera du pétrole brut dans l'oléoduc Keystone proposé (Keystone) et accordant à CPPL le droit d'acquérir une participation maximale de 50 % dans l'oléoduc. Le 31 janvier 2006, TransCanada a annoncé que des contrats fermes à long terme pour un total de 340 000 barils par jour avaient été obtenus dans le cadre de l'appel de soumissions ayant eu lieu au quatrième trimestre. L'oléoduc Keystone, dont le coût devrait être d'environ 2,1 milliards de dollars US, pourra transporter quotidiennement environ 435 000 barils de pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'à Patoka, en Illinois au moyen d'un réseau de pipelines de 2 950 kilomètres.

- Acquisition, auprès de l'Alberta Balancing Pool, des droits et obligations résiduels aux termes de la convention d'achat d'électricité (CAE) de 756 MW de Sheerness au prix de 585 millions de dollars. La durée restante de la CAE est d'environ 15 ans. L'opération a été conclue le 30 décembre 2005.

- Conclusion de la vente de la participation de 11 % de la société dans Paiton Energy aux filiales de The Tokyo Electric Power Company pour un produit brut de 103 millions de dollars US (122 millions de dollars). Paiton Energy possède deux centrales électriques alimentées au charbon de 615 MW dans le Java oriental, en Indonésie.

- Appui reçu de l'Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) et d'autres parties prenantes relativement à la majoration du ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires des réseaux de Foothills et de la Colombie-Britannique de TransCanada pour le faire passer de 30 % à 36 % en date du 1er janvier 2006. Le 21 décembre 2005, l'Office national de l'énergie (ONE) a approuvé les droits du réseau de Foothills pour 2006, qui sont fondés sur le ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 36 %, en tant que droits définitifs. En ce qui a trait au réseau de la Colombie-Britannique, les droits ont été autorisés provisoirement, et aucune question n'a été soulevée au sujet de la structure du capital.

- Poursuite des démarches dans le cadre des projets d'électricité de Bécancour et de Cartier énergie éolienne. Construction d'une centrale de cogénération de 550 MW à Bécancour, près de Trois-Rivières, au Québec, dont les travaux se déroulent dans le respect du calendrier, et la mise en exploitation est prévue pour septembre 2006. Dans le cadre du projet de 740 MW de Cartier énergie éolienne, détenu à 62 % par TransCanada, des contrats de construction ont été octroyés en novembre et en décembre, et les travaux devraient débuter en mars 2006. Ce projet, situé dans la région de la Gaspésie au Québec, est le premier de six projets de Cartier énergie éolienne. Les installations devraient être mises en service entre la fin de 2006 et 2012.

- En janvier 2006, émission, par l'entremise de sa filiale en propriété exclusive TransCanada PipeLines Limited (TCPL), de billets à moyen terme d'un montant de 300 millions de dollars d'effets comportant une échéance de cinq ans et un taux d'intérêt de 4,3 % conformément à son prospectus préalable canadien. Le produit de l'émission a servi à réduire les effets de commerce en vigueur.

- Au nom du projet Broadwater Energy, dépôt, le 30 janvier 2006, d'une demande en bonne et due forme auprès de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des Etats-Unis sollicitant l'approbation de la construction et de l'exploitation de l'installation prévue dans le cadre du projet Broadwater. L'installation proposée, qui serait située dans les eaux de l'Etat de New York dans le détroit de Long Island, permettrait de recevoir, de stocker et de regazéifier le gaz naturel liquéfié importé et d'expédier annuellement environ un milliard de pieds cubes de gaz naturel par jour. Le coût estimatif des travaux de construction se situe entre 700 millions de dollars US et 1 milliard de dollars US. Broadwater est un projet conjoint de TransCanada et de Shell US Gas and Power.

- Le projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie continue de progresser. Les audiences publiques dans le cadre du processus réglementaire ont débuté à la fin de janvier 2006 et devraient se poursuivre tout au long de l'année.



Résultats d'exploitation

Résultats d'exploitation Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

Produits 1 771 1 480 6 124 5 497

Bénéfice net
Activités poursuivies 350 185 1 209 980
Activités abandonnées - - - 52
-------------------------------------------
350 185 1 209 1 032
-------------------------------------------
-------------------------------------------

Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation 530 475 1 951 1 703
Augmentation (diminution)
du fonds de roulement 124 (23) (49) 29
-------------------------------------------
Rentrées nettes provenant
de l'exploitation 654 452 1 902 1 732
-------------------------------------------
-------------------------------------------

Dépenses en immobilisations (345) (203) (754) (530)
Acquisitions, déduction
faite de l'encaisse acquise (685) (1 453) (1 317) (1 516)
Cessions, déduction faite des
impôts exigibles 125 2 671 410



Trimestres terminés Exercices terminés
Données sur les les 31 décembre les 31 décembre
actions ordinaires 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action
- de base
Activités poursuivies 0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,02 $
Activités abandonnées - - - 0,11
-------------------------------------------
0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,13 $
-------------------------------------------
-------------------------------------------

Dividende déclaré par action 0,305 $ 0,29 $ 1,22 $ 1,16 $

Actions ordinaires en
circulation (en millions)
Moyenne de la période 487,1 484,7 486,2 484,1
Fin de la période 487,2 484,9 487,2 484,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Résultats consolidés

Aperçu des résultats sectoriels

Trimestres terminés Exercices terminés
(en millions de dollars, sauf les 31 décembre les 31 décembre
les montants par action) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Résultat net de l'entreprise
de transport de gaz
Exclusion des gains 160 157 635 579
Gain à la vente de parts
de PipeLines LP - - 49 -
Gain à la vente de Millennium - - - 7
-------------------------------------------
160 157 684 586
-------------------------------------------
Résultat net de l'entreprise
d'électricité
Exclusion des gains 82 31 253 209
Gain à la vente de
Paiton Energy 115 - 115 -
Gains liés à S.E.C.
Electricité - - 193 187
-------------------------------------------
197 31 561 396
-------------------------------------------
Activités non sectorielles (7) (3) (36) (2)
-------------------------------------------

Bénéfice net
Activités poursuivies(1) 350 185 1 209 980
Activités abandonnées - - - 52
-------------------------------------------
350 185 1 209 1 032
-------------------------------------------
-------------------------------------------

Bénéfice net par action
Activités poursuivies(2) 0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,02 $
Activités abandonnées - - - 0,11
-------------------------------------------
De base 0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,13 $
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Dilué 0,71 $ 0,38 $ 2,47 $ 2,12 $
-------------------------------------------
-------------------------------------------
1) Le bénéfice net découlant
des activités poursuivies
se compose de ce qui suit :
Exclusion des gains 235 185 852 786
Gains liés à Paiton Energy,
PipeLines LP, S.E.C.
Electricité et Millennium 115 - 357 194
-------------------------------------------
350 185 1 209 980
-------------------------------------------
-------------------------------------------
2) Le bénéfice net par action
découlant des activités
poursuivies se compose de
ce qui suit :
Exclusion des gains 0,48 $ 0,38 $ 1,75 $ 1,62 $
Gains liés à Paiton Energy,
PipeLines LP, S.E.C.
Electricité et Millennium 0,24 - 0,74 0,40
-------------------------------------------
0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,02 $
-------------------------------------------
-------------------------------------------


Le bénéfice net et le résultat net du quatrième trimestre de 2005 se sont chiffrés à 350 millions de dollars (0,72 $ par action), soit 165 millions de dollars (0,34 $ par action) de plus que les 185 millions de dollars (0,38 $ par action) inscrits au quatrième trimestre 2004. Cette hausse s'explique par la flambée du résultat net de l'entreprise d'électricité, y compris un gain après impôts de 115 millions de dollars (0,24 $ par action) réalisé à la vente de Paiton Energy.

Exclusion faite du gain de 115 millions de dollars à la vente de Paiton Energy, le bénéfice net et le résultat net du quatrième trimestre de 2005 se sont accrus de 50 millions de dollars (0,10 $ par action) comparativement à ceux du quatrième trimestre de 2004 pour atteindre 235 millions de dollars (0,48 $ par action). Cette hausse s'explique par les augmentations de 51 millions de dollars du résultat net de l'entreprise d'électricité et de 3 millions de dollars du résultat net de l'entreprise de transport de gaz, en partie annulées par l'accroissement de 4 millions de dollars des charges nettes du secteur Siège social. L'accroissement du résultat net de l'entreprise d'électricité provient surtout de la hausse du bénéfice d'exploitation et des produits divers tirés de Bruce Power et des établissements de l'Est. Le résultat net de l'entreprise de transport de gaz a augmenté, principalement grâce à la progression du résultat du réseau de Gas Transmission Northwest et du réseau de North Baja (collectivement GTN), dont TransCanada s'est portée acquéreur le 1er novembre 2004. L'augmentation des charges nettes du secteur Siège social durant le quatrième trimestre de 2005, comparativement à la même période en 2004, s'explique surtout par la hausse des intérêts débiteurs, en partie annulée par un remboursement d'impôts sur les bénéfices au quatrième trimestre de 2005.

Le bénéfice net de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005 s'est chiffré à 1 209 millions de dollars (2,49 $ par action), comparativement à 1 032 millions de dollars (2,13 $ par action) en 2004. Le bénéfice net de 2004 comprenait un bénéfice net découlant des activités abandonnées de 52 millions de dollars (0,11 $ par action).

Le résultat net de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005 s'est établi à 1 209 millions de dollars (2,49 $ par action), comparativement aux 980 millions de dollars (2,02 $ par action) inscrits en 2004. Le résultat net de 2005 comprend des gains de 193 millions de dollars après impôts réalisés à la vente de la participation de la société dans S.E.C. Electricité, des gains de 115 millions de dollars après impôts réalisés à la vente de Paiton Energy et des gains de 49 millions de dollars après impôts réalisés à la vente de parts de PipeLines LP, alors que le résultat net de 2004 comprenait des gains de 187 millions de dollars après impôts réalisés à la vente des centrales électriques de ManChief et de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité, la constatation de gains de dilution résultant de la réduction de la participation de TransCanada dans S.E.C. Electricité et d'autres gains antérieurement reportés ainsi que le gain de 7 millions de dollars après impôts sur la vente de la participation en actions de la société dans Millennium.

Exclusion faite des gains totaux de 357 millions de dollars constatés en 2005 et des gains totaux de 194 millions de dollars constatés en 2004, le résultat net s'est accru de 66 millions de dollars (0,13 $ par action) depuis 2004 pour passer à 852 millions de dollars (1,75 $ par action) en 2005. Cette hausse s'explique avant tout par l'augmentation du résultat net des entreprises de transport de gaz et d'électricité, en partie annulée par l'accroissement des charges nettes du secteur Siège social.

Compte non tenu des gains réalisés à la vente de parts de PipeLines LP en 2005 et de la participation de la société dans Millennium en 2004, la progression de 56 millions de dollars du résultat net de l'entreprise de transport de gaz entre 2004 et 2005 est principalement attribuable à la hausse de 57 millions de dollars résultant de la comptabilisation du résultat net de GTN sur un exercice complet. De plus, le résultat net de l'entreprise de transport de gaz en 2005 comprend un montant d'environ 35 millions de dollars (13 millions de dollars visant 2004 et 22 millions de dollars visant l'exercice terminé le 31 décembre 2005), en raison de la décision rendue en avril 2005 par l'ONE au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) pour le réseau principal au Canada. Cette décision portait sur la structure du capital et prévoyait une majoration du ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires, qui passait de 33 % à 36 % pour 2004, et qui est en vigueur également pour 2005 conformément à l'entente tarifaire de 2005. La progression du résultat du réseau principal au Canada en 2005 en raison de cette décision de l'ONE a été en partie annulée par l'incidence cumulée de la baisse de la base tarifaire moyenne, de la diminution du résultat net liée à la compression moindre des coûts d'exploitation et du taux de rendement sur l'avoir des actionnaires ordinaires approuvé en 2005, qui est inférieur à celui de 2004. Ces hausses du résultat net ont été en partie annulées par le recul du résultat net des autres entreprises de transport de gaz de TransCanada.

Compte non tenu des gains susmentionnés relativement à la participation de la société dans S.E.C. Electricité en 2004 et en 2005 et dans Paiton Energy en 2005, le résultat net de l'entreprise d'électricité en 2005 s'est accru de 44 millions de dollars en raison de la hausse du bénéfice d'exploitation et des produits divers de Bruce Power et des établissements de l'Est, atténuée par les contributions réduites des établissements de l'Ouest et par l'augmentation des frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers.

L'accroissement de 34 millions de dollars des charges nettes du secteur Siège social en 2005, comparativement à 2004, provient principalement de la hausse des intérêts débiteurs sur les soldes moyens supérieurs des titres de créance à long terme et des effets de commerce en 2005 ainsi que de l'annulation, au troisième trimestre de 2004, des provisions pour la restructuration établies préalablement.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 530 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005, soit 55 millions de dollars de plus que le chiffre inscrit au quatrième trimestre de 2004. Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, les fonds provenant de l'exploitation ont progressé de 248 millions de dollars comparativement au chiffre inscrit en 2004 pour atteindre 1 951 millions de dollars.

Transport de gaz

Le résultat net de l'entreprise de transport de gaz s'est élevé à 160 millions de dollars et à 684 millions de dollars respectivement pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2005, alors qu'il avait été de 157 millions de dollars et de 586 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004.



Aperçu des résultats - Transport de gaz

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Gazoducs détenus en propriété exclusive
Réseau principal au Canada 67 71 283 272
Réseau de l'Alberta 38 40 150 150
GTN(1) 18 14 71 14
Réseau de Foothills 5 5 21 22
Réseau de la Colombie-Britannique 1 2 6 7
-------------------------------------------
129 132 531 465
-------------------------------------------

Autres entreprises de transport de gaz
Great Lakes 10 12 46 55
Iroquois 3 3 17 17
PipeLines LP 2 3 9 16
Portland 4 4 11 10
Ventures LP 3 5 12 15
TQM 2 2 7 8
CrossAlta 7 7 19 13
TransGas 3 2 11 11
Régions nordiques (1) (3) (4) (6)
Frais généraux, administratifs
et de soutien et frais divers (2) (10) (24) (25)
-------------------------------------------
31 25 104 114
Gain à la vente de parts de
PipeLines LP - - 49 -
Gain à la vente de Millennium - - - 7
-------------------------------------------
31 25 153 121
-------------------------------------------
Résultat net 160 157 684 586
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) TransCanada s'est portée acquéreur de GTN le 1er novembre 2004.


Gazoducs détenus en propriété exclusive

Au quatrième trimestre de 2005, le résultat net du réseau principal au Canada a diminué de 4 millions de dollars contre celui de la période correspondante de 2004. Ce recul provient surtout de l'effet cumulé de la baisse de la base tarifaire moyenne en 2005, de la régression du taux de rendement sur l'avoir des actionnaires ordinaires approuvé, qui est passé de 9,56 % en 2004 à 9,46 % en 2005, ainsi que de la compression moindre des coûts d'exploitation en 2005 par rapport à 2004. Ces incidences négatives ont été en partie contrées par l'augmentation du ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires. La décision rendue par l'ONE, en avril 2005, au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada prévoyait une majoration de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires, qui passait de 33 % à 36 % pour 2004, et qui est en vigueur également pour 2005 conformément à l'entente tarifaire conclue en 2005. Le résultat net de l'exercice terminé le 31 décembre 2005 est de 11 millions de dollars supérieur à celui de 2004. Par suite de la décision de l'ONE de faire passer le ratio réputé de l'avoir des actionnaires de 33 % à 36 %, le résultat net du réseau principal au Canada a augmenté de 35 millions de dollars (13 millions de dollars relativement à 2004 et 22 millions de dollars relativement à 2005) entre 2004 et 2005. Cet accroissement a été en partie annulé par l'incidence cumulée de la base tarifaire réduite, de la compression moindre des coûts d'exploitation en 2005 par rapport à 2004, et du taux de rendement sur les capitaux propres inférieur approuvé en 2005.

Le résultat net du réseau de l'Alberta pour le quatrième trimestre de 2005, soit 38 millions de dollars, est de 2 millions de dollars inférieur aux 40 millions de dollars inscrits pour le même trimestre en 2004. Le résultat net de 150 millions de dollars constaté pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005 est comparable à celui de 2004. Le recul du résultat net du quatrième trimestre provient surtout de la diminution de la base tarifaire et de la baisse du taux de rendement sur les capitaux propres approuvé en 2005. Le résultat net de l'exercice demeure inchangé puisque l'incidence de la baisse de la base tarifaire et du taux de rendement approuvé en 2005 a été en partie annulée par les répercussions sur le résultat net de 2004 des coûts refusés dans la décision de l'Energy and Utilities Board (EUB) de l'Alberta sur la première phase de la demande tarifaire générale de 2004. Le résultat net de 2004 et de 2005 reflète un taux de rendement sur les capitaux propres respectivement de 9,60 % et de 9,50 % prescrit par l'EUB sur l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 %.

GTN, dont TransCanada s'est portée acquéreur le 1er novembre 2004, a produit un résultat net de 18 millions de dollars et de 71 millions de dollars, respectivement pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2005, comparativement à 14 millions de dollars pour la période de deux mois terminée le 31 décembre 2004.



Données sur l'exploitation

Réseau Réseau de Gas
Exercices terminés les principal au Réseau de Transmission
31 décembre Canada(1) l'Alberta(2) Northwest(3)
2005 2004 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire moyenne
(en millions de dollars) 7 807 8 196 4 446 4 619 s.o. s.o.
Volumes livrés
(en milliards de pieds cubes)
Total 2 997 2 621 3 999 3 909 777 181
Moyenne quotidienne 8,2 7,2 11,0 10,7 2,1 3,0
------------------------------------------------------------------------


Exercices terminés les Réseau de Réseau de
31 décembre Foothills la C.-B.
2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire moyenne
(en millions de dollars) 680 714 216 228
Volumes livrés
(en milliards de pieds cubes)
Total 1 051 1 139 321 360
Moyenne quotidienne 2,9 3,1 0,9 1,0
------------------------------------------------------------------------

(1) En 2005, les livraisons du réseau principal au Canada en provenance
de la frontière de l'Alberta et de la Saskatchewan se sont établies
à 2 215 milliards de pieds cubes (2 017 milliards de pieds cubes en
2004), soit une moyenne quotidienne de 6,1 milliards de pieds cubes
(5,5 milliards de pieds cubes en 2004).
(2) En 2005, les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont
totalisé 4 034 milliards de pieds cubes en 2005 (3 952 milliards de
pieds cubes en 2004); la moyenne quotidienne s'est établie à 11,1
milliards de pieds cubes (10,8 milliards de pieds cubes en 2004).
(3) TransCanada a fait l'acquisition du réseau de Gas Transmission
Northwest le 1er novembre 2004. Les volumes de livraison pour 2004
représentent le débit pour les mois de novembre et décembre 2004. Ce
réseau est actuellement exploité aux termes d'un modèle tarifaire fixe
approuvé par la FERC des Etats-Unis. Par conséquent, les résultats
du réseau pour la période courante ne sont pas fonction d'une base
tarifaire moyenne.


Autres entreprises de transport de gaz

Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2005, la quote-part revenant à TransCanada du résultat net des autres entreprises de transport de gaz a totalisé 31 millions de dollars, comparativement à 25 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2004. La hausse de 6 millions de dollars d'un exercice à l'autre s'explique principalement par la diminution des coûts d'élaboration de projets passés en charges au quatrième trimestre de 2005 en raison de la capitalisation des projets Broadwater et Keystone en 2005 et du résultat supérieur de Gas Pacifico. Ces hausses ont été en partie neutralisées par le recul du résultat de Great Lakes et de Ventures LP.

Le résultat net des autres entreprises de transport de gaz pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005 s'est établi à 153 millions de dollars, contre 121 millions de dollars en 2004. Si l'on ne tient pas compte des gains réalisés à la vente des parts de PipeLines LP en 2005 et de Millennium en 2004, le résultat net de 2005 est de 10 millions de dollars inférieur à celui de 2004. Cette baisse s'explique surtout par le recul du résultat net de Great Lakes, compte tenu du repli des produits d'exploitation à court terme, de la hausse des frais d'exploitation et d'entretien et de la régression du résultat net de PipeLines LP en raison de la participation réduite. Les résultats ont également subi le contrecoup du fléchissement du dollar US en 2005. Ces réductions ont été atténuées par la hausse du résultat net de CrossAlta, qui a profité d'une capacité accrue et des conditions favorables pour le marché de stockage de gaz naturel en 2005.

Au 31 décembre 2005, TransCanada avait consenti des avances de 87 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group (APG) relativement au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie et avait capitalisé des coûts de 19 millions de dollars pour le projet Broadwater et des coûts de 6 millions de dollars relativement au projet Keystone.



Electricité

Aperçu des résultats - Electricité

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power 53 5 195 130
Etablissements de l'Ouest 33 25 123 138
Etablissements de l'Est 68 31 137 108
Placement dans S.E.C. Electricité - 7 29 29
Frais généraux, administratifs
et de soutien et frais divers (28) (19) (102) (89)
-------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation et
produits divers 126 49 382 316
Charges financières (4) (4) (11) (13)
Impôts sur les bénéfices (40) (14) (118) (94)
-------------------------------------------
82 31 253 209
Gains liés à S.E.C. Electricité
et Paiton Energy 115 - 308 187
-------------------------------------------
Résultat net 197 31 561 396
-------------------------------------------
-------------------------------------------


Le résultat net de l'entreprise d'électricité a été de 197 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005, soit 166 millions de dollars de plus que les 31 millions de dollars inscrits au quatrième trimestre de 2004. Le gain réalisé à la vente de Paiton Energy représente 115 millions de dollars de cette augmentation. A l'exclusion de ce gain, le résultat net de l'entreprise d'électricité a été de 82 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005. Comparativement à la même période en 2004, il s'agit d'une hausse de 51 millions de dollars qui s'explique avant tout par l'augmentation du bénéfice d'exploitation et des produits divers de Bruce Power et des établissements de l'Est.

L'apport de Bruce Power au bénéfice d'exploitation et aux produits divers s'est accru de 48 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005, comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, et ce, surtout grâce à la hausse des prix réalisés sur les volumes non visés par des contrats vendus sur le marché de gros au comptant en Ontario, des volumes produits et de la participation dans les installations de Bruce A depuis le 31 octobre 2005.

Pour le quatrième trimestre de 2005, le bénéfice d'exploitation et les produits divers des établissements de l'Ouest ont été de 8 millions de dollars supérieurs à ceux de la même période en 2004. Cette hausse provient avant tout des marges supérieures au quatrième trimestre de 2005 résultant de l'augmentation des coûts thermiques sur le marché pour les ventes d'électricité non visées par des contrats. Cet accroissement a été en partie annulé par l'apport inférieur de la centrale de cogénération de Bear Creek, où l'arrêt d'exploitation pour entretien correctif s'est poursuivi pendant tout le trimestre.

Le bénéfice d'exploitation et les produits divers des établissements de l'Est ont progressé de 37 millions de dollars entre le quatrième trimestre de 2004 et celui de 2005, en raison surtout des contributions de TransCanada Hydro Northeast, Inc. (TC Hydro), qui détient les actifs de production d'énergie hydroélectrique achetés à USGen New England, Inc. le 1er avril 2005 et de la mise en service de la centrale de cogénération de Grandview en janvier 2005. L'incidence positive au quatrième trimestre de 2004 attribuable à une opération de restructuration visant les contrats d'achat d'électricité d'Ocean State Power (OSP) ainsi que l'absence de bénéfice d'exploitation découlant principalement de l'échéance de certains contrats de vente à long terme en 2004 ont en partie annulé ces augmentations.

Les frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers ont augmenté de 9 millions de dollars durant le quatrième trimestre de 2005, comparativement à la même période en 2004. Cette hausse s'explique surtout par les frais d'expansion des affaires supérieurs passés en charges en 2005 et l'incidence positive, au quatrième trimestre de 2004, de la constatation des gains de change non réalisés sur la dette libellée en dollars US de S.E.C. Electricité.

Le résultat net de l'exercice terminé le 31 décembre 2005, soit 561 millions de dollars, est de 165 millions de dollars supérieur aux 396 millions de dollars inscrits en 2004. A l'exclusion du gain de 115 millions de dollars à la vente de Paiton Energy en 2005 et des gains de 193 millions de dollars et de 187 millions de dollars liés à S.E.C. Electricité inscrits respectivement en 2005 et en 2004, le résultat net de l'entreprise d'électricité a augmenté de 44 millions de dollars, passant de 209 millions de dollars en 2004 à 253 millions de dollars pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005. Ce bond s'explique avant tout par la progression du bénéfice d'exploitation et des produits divers de Bruce Power et des établissements de l'Est, en partie annulée par le recul des contributions des établissements de l'Ouest et la hausse des frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers.

Bruce Power

Le 31 octobre 2005, Bruce Power et l'OEO ont conclu un accord à long terme selon lequel Bruce A remettra à neuf et en service les premier et deuxième réacteurs, prolongera la durée d'exploitation du troisième réacteur grâce au remplacement des chaudières à vapeur et des canaux de combustible au besoin, et remplacera les chaudières à vapeur du quatrième réacteur. Par suite de l'accord entre Bruce Power et l'OEO et de la décision de Cameco Corporation de ne pas participer au programme de remise à neuf et en service, une nouvelle société a été créée. La nouvelle société Bruce A sous-loue, auprès de Bruce B, les installations de Bruce A qui abritent les premier au quatrième réacteurs. Dans le cadre de ces opérations, TransCanada et BPC ont chacune engagé des fonds au comptant nets d'environ 100 millions de dollars après avoir reçu une distribution spéciale de 200 millions de dollars chacune. Au 31 décembre 2005, TransCanada et BPC détenaient chacune une participation de 47,9 % dans Bruce A. Le reste, soit 4,2 %, appartient au Syndicat des Travailleurs et Travailleuses du Secteur Energétique (fiducie n degrees 1) et à The Society of Energy Professionals Trust. La création de la société Bruce A ne devrait aucunement influer sur l'exploitation de la centrale de Bruce Power au quotidien, et TransCanada détient toujours une participation de 31,6 % dans les installations de Bruce B (cinquième à huitième réacteurs).

Dans le cadre de la restructuration, Bruce A et Bruce B sont devenues des entités contrôlées conjointement, et TransCanada a consolidé ces placements proportionnellement et prospectivement à partir du 31 octobre 2005. Les résultats financiers de Bruce Power présentés ci-après tiennent compte de l'exploitation des six réacteurs pour toutes les périodes visées. Les données sur Bruce Power fournies ci-dessous comprennent des rajustements visant à éliminer l'incidence des opérations intersociétés entre Bruce A et Bruce B.



Aperçu des résultats - Bruce Power

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
Produits
Ventes d'électricité 476 351 1 907 1 563
Autres(1) 13 4 35 20
-------------------------------------------
489 355 1 942 1 583
-------------------------------------------
Charges d'exploitation
Exploitation et entretien (231) (244) (871) (793)
Combustible (19) (17) (77) (68)
Loyer supplémentaire (41) (40) (164) (156)
Amortissement (53) (44) (198) (161)
-------------------------------------------
(344) (345) (1 310) (1 178)
-------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 145 10 632 405
Charges financières selon la
méthode de comptabilisation
à la valeur de consolidation
- au 31 octobre 2005 (6) (17) (58) (67)
-------------------------------------------
139 (7) 574 338
-------------------------------------------
-------------------------------------------

Quote-part de TransCanada 51 (2) 188 107
Rajustements 2 7 7 23
-------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation et
produits divers de
Bruce Power(2) 53 5 195 130
-------------------------------------------
-------------------------------------------


Bruce Power - Renseignements supplémentaires

Capacité disponible 79 % 72 % 80 % 82 %
Volume des ventes (en GWh)(3)
Bruce Power - 100 % 8 300 7 500 32 900 33 600
Quote-part de TransCanada 2 946 2 351 10 732 10 608
Résultats par MWh(4)
Produits tirés de l'électricité 57 $ 47 $ 58 $ 47 $
Combustible 2 $ 2 $ 2 $ 2 $
Total des charges
d'exploitation(5) 41 $ 46 $ 40 $ 35 $

Pourcentage de la production vendue
sur le marché au comptant 35 % 47 % 49 % 52 %
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) Comprend les recouvrements des coûts de combustible de Bruce
A, soit 4 millions de dollars pour le trimestre et l'exercice
terminés le 31 décembre 2005.
(2) Le bénéfice comptabilisé à la valeur de consolidation de TransCanada
comprend des montants de 168 millions de dollars et de 26 millions
de dollars qui représentent la part de 31,6 % du résultat de Bruce
Power revenant à TransCanada respectivement pour les périodes de dix
mois et de un mois terminées le 31 octobre 2005.
(3) En gigawatts-heure.
(4) En mégawatts-heure.
(5) Déduction faite des recouvrements de coûts.


Le bénéfice d'exploitation et les produits divers de TransCanada provenant de son placement cumulé dans Bruce Power se sont accrus de 48 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005, comparativement à ceux de la période correspondante de 2004. Cette amélioration s'explique avant tout par la hausse des prix réalisés sur les volumes d'électricité non visés par des contrats vendus sur le marché de gros au comptant en Ontario, des volumes produits et de la participation dans les installations de Bruce A. Au quatrième trimestre de 2005, la part revenant à TransCanada de la production cumulée de Bruce Power a augmenté de 595 GWh pour atteindre 2 946 GWh, alors qu'elle avait été de 2 351 GWh au quatrième trimestre de 2004. Cet accroissement au quatrième trimestre de 2005 reflète la diminution du nombre d'arrêts d'exploitation pour entretien préventif comparativement au quatrième trimestre de 2004.

Les prix cumulés réalisés par Bruce Power durant le quatrième trimestre de 2005 (exclusion faite des autres produits) se sont situés à 57 $ le MWh, comparativement 47 $ le MWh pour la même période en 2004. Grâce à l'accroissement de la production au quatrième trimestre de 2005, les charges d'exploitation cumulées (déduction faite des recouvrements des coûts de combustible) de Bruce Power ont été ramenées de 46 $ par MWh au quatrième trimestre de 2004 à 41 $ par MWh au quatrième trimestre de 2005.

Durant le quatrième trimestre de 2005, pour les six réacteurs en exploitation, les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ont totalisé environ 66 jours-réacteur, et les arrêts d'exploitation pour entretien correctif ont été de 35 jours-réacteur. Pendant la même période de l'exercice précédent, il y avait eu pour Bruce Power 100 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien préventif et 35 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien correctif. La capacité disponible moyenne cumulée des réacteurs de Bruce Power s'est établie à 79 % au quatrième trimestre de 2005, alors qu'elle avait été de 72 % durant la même période en 2004. Le cinquième réacteur a été remis en service en décembre 2005 après un arrêt de 75 jours, y compris un prolongement imprévu de neuf jours. Durant le quatrième trimestre de 2005, les troisième, quatrième et sixième réacteurs ont fait l'objet d'arrêts d'exploitation pour entretien correctif mineurs. Tous ces réacteurs ont été remis en service durant le trimestre et, au 31 décembre 2005, les six réacteurs de Bruce Power étaient en exploitation.

Le bénéfice d'exploitation et les produits divers de TransCanada provenant de son placement cumulé dans Bruce Power se sont établis à 195 millions de dollars pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, alors qu'ils avaient été de 130 millions de dollars en 2004. La progression de 65 millions de dollars s'explique avant tout par la hausse des prix réalisés en 2005, annulée en partie par l'accroissement des coûts d'entretien et de l'amortissement ainsi que par la capitalisation de montants inférieurs au titre de la main-d'oeuvre et d'autres coûts internes à la suite de la remise en service du troisième réacteur au premier trimestre de 2004. Les rajustements à la quote-part cumulée revenant à TransCanada du bénéfice avant impôts de Bruce Power pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2005 ont été moins élevés que ceux des périodes correspondantes de 2004, et ce, principalement en raison de l'amortissement inférieur du prix d'achat imputé à la juste valeur des contrats de vente en place au moment de l'acquisition.

Les prix cumulés réalisés par Bruce Power durant l'exercice terminé le 31 décembre 2005 (exclusion faite des autres produits) se sont situés à 58 $ le MWh, comparativement à 47 $ le MWh en 2004. Les charges d'exploitation cumulées de Bruce Power (déduction faite des recouvrements des coûts de combustible) ont augmenté, passant de 35 $ par MWh en 2004 à 40 $ par MWh pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005. Cette hausse s'explique surtout par le fait qu'il y a eu, en 2005, un arrêt d'exploitation pour entretien préventif de plus qu'en 2004 ainsi que par l'accroissement des coûts d'entretien, la majoration de l'amortissement et la diminution des coûts de main-d'oeuvre et autres coûts internes capitalisés à la suite de la remise en exploitation du troisième réacteur. La capacité disponible moyenne des réacteurs de Bruce en exploitation en 2005 s'est établie à 80 % alors qu'elle avait été de 82 % en 2004.

Le bénéfice tiré de Bruce B dépend directement des fluctuations des prix de l'électricité sur le marché de gros au comptant, et le bénéfice tiré de Bruce A et de Bruce B est tributaire de la capacité disponible générale des centrales, qui dépend elle-même des travaux d'entretien préventif et correctif. Pour réduire le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, Bruce B a conclu des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 13 térawatts-heure (TWh) de la production de 2006 et 3,6 TWh de la production de 2007. Aux termes du contrat conclu avec l'OEO, toute la production de Bruce A sera vendue au prix fixe de 57,37 $ le MWh, avant la récupération des coûts de combustible auprès de l'OEO. Selon les modalités de l'entente conclue entre Bruce A et l'OEO, entrée en vigueur le 31 octobre 2005, Bruce A touchera un prix contractuel pour l'électricité produite, ce prix étant rajusté annuellement en fonction de l'inflation le 1er avril, ainsi que des variations du coût en capital dans le cadre du projet de remise en neuf et en service, mais il ne variera pas en fonction des fluctuations du prix de l'électricité sur le marché de gros en Ontario. Le prix fixe pour Bruce A peut aussi être rajusté en fonction des économies et des dépassements de coûts dans le cadre du projet de remise à neuf et en service des réacteurs de Bruce A. Le contrat prévoit que les ventes de la production du cinquième au huitième réacteurs de Bruce B fassent l'objet d'un prix plancher de 45 $ le MWh, rajusté annuellement en fonction de l'inflation le 1er avril. Les rentrées de fonds de Bruce Power conformément à ce mécanisme de prix plancher sont remboursables si les prix augmentent ultérieurement pour se situer au-dessus du prix plancher.

Dans son ensemble, la capacité disponible moyenne en 2006, aux fins de planification, devrait se situer à un peu plus de 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et à un peu plus de 80 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A. Un arrêt d'exploitation pour entretien préventif d'environ un mois est prévu pour le troisième réacteur de Bruce A au premier trimestre de 2006, et un arrêt d'exploitation pour entretien préventif de deux mois pour le quatrième réacteur de Bruce A devrait débuter durant le deuxième trimestre de 2006. En 2006, le seul arrêt d'exploitation pour entretien préventif à Bruce B est prévu pour le huitième réacteur. Il devrait débuter durant le troisième trimestre de 2006 et durer environ deux mois.

Durant le quatrième trimestre de 2005, Bruce Power a versé à ses associés des distributions au comptant, exclusion faite d'une distribution spéciale, de 185 millions de dollars. La part revenant à TransCanada s'établit à 58 millions de dollars. Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, les distributions au comptant versées aux associés, à l'exclusion d'une distribution spéciale, ont été de 400 millions de dollars, dont la part revenant à TransCanada s'établit à 126 millions de dollars. Aucune distribution n'avait été versée aux associés en 2004. Les associés ont convenu que tous les fonds excédentaires provenant de Bruce A et de Bruce B seront distribués mensuellement et que des appels de fonds distincts auront lieu pour les grands projets d'investissement, y compris le projet de remise à neuf de Bruce A.

Le coût du programme d'investissement de Bruce Power pour les travaux de remise à neuf et en service devrait totaliser environ 4,25 milliards de dollars, et la quote-part de TransCanada, soit près de 2,125 milliards de dollars, sera financée au moyen d'apports de capitaux jusqu'en 2011. Un barème de partage avec l'OEO des dépenses en immobilisations en fonction des risques et des avantages a été établi et prévoit des dépenses inférieures ou supérieures aux prévisions du scénario de référence de 4,25 milliards de dollars. Les travaux en vue de la remise en service des premier et deuxième réacteurs ont commencé, et le premier réacteur devrait être remis en service en 2009, sous réserve de l'approbation de la Commission canadienne de sûreté nucléaire. La remise en service des premier et deuxième réacteurs, dont la puissance cumulée est d'environ 1 500 MW, fera grimper la production totale des installations de Bruce à plus de 6 200 MW. Au 31 décembre 2005, Bruce A avait capitalisé un montant de 324 millions de dollars pour le projet de remise à neuf.



Etablissements de l'Ouest

Aperçu des résultats - Etablissements de l'Ouest(1)

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits
Ventes d'électricité 235 160 715 606
Autres(2) 50 33 158 120
-------------------------------------------
285 193 873 726
-------------------------------------------
Coûts des marchandises vendues
Electricité (163) (103) (476) (377)
Autres(3) (37) (17) (104) (64)
-------------------------------------------
(200) (120) (580) (441)
-------------------------------------------
Autres coûts et charges (47) (43) (149) (125)
Amortissement (5) (5) (21) (22)
-------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation et
produits divers 33 25 123 138
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) Les établissements de l'Ouest comprennent la centrale de ManChief
jusqu'au 30 avril 2004.
(2) Les autres produits comprennent Cancarb Thermax et les ventes de gaz
naturel.
(3) Les autres coûts des marchandises vendues comprennent le coût du gaz
naturel vendu.

Volume des ventes - Etablissements de l'Ouest(1)

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en GWh) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 554 673 2 245 2 105
Achats
CAE de Sundance A et B 1 837 1 757 6 974 6 842
Autres achats 684 706 2 687 2 748
-------------------------------------------
3 075 3 136 11 906 11 695
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Contrats c. marché au comptant
Contrats 2 804 2 848 10 374 10 705
Marché au comptant 271 288 1 532 990
-------------------------------------------
3 075 3 136 11 906 11 695
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) Les établissements de l'Ouest comprennent la centrale de Manchief
jusqu'au 30 avril 2004.


Pour le quatrième trimestre de 2005, le bénéfice d'exploitation et les produits divers des établissements de l'Ouest se sont établis à 33 millions de dollars, soit 8 millions de dollars de plus que ceux de la même période en 2004. Cette hausse provient avant tout des marges supérieures au quatrième trimestre de 2005 résultant de l'augmentation des coûts thermiques sur le marché pour la production d'électricité non visée par des contrats. Les coûts thermiques sur le marché sont déterminés en divisant le prix moyen de l'électricité par MWh par le prix moyen du gaz naturel par gigajoule (GJ) pour une période donnée. Les coûts thermiques sur le marché ont affiché une hausse d'environ 21 % durant le trimestre considéré en raison du relèvement de près de 112 % (61,65 $ le MWh) du prix de l'électricité sur le marché au comptant entre le quatrième trimestre de 2004 et celui de 2005, alors que le prix au comptant moyen du gaz naturel en Alberta a progressé d'environ 75 % (4,60 $ le GJ). L'incidence positive de l'accroissement des coûts thermiques sur le marché a été en partie annulée par l'apport inférieur de la centrale de cogénération de Bear Creek, où un arrêt d'exploitation pour entretien correctif s'est poursuivi pendant tout le trimestre. Une grande partie de l'électricité produite par les établissements de l'Ouest en 2005 a été vendue conformément à des contrats à long terme pour atténuer les risques liés aux prix. Un certain volume n'a délibérément pas été vendu conformément à des contrats à long terme pour aider à gérer l'ensemble des centrales en Alberta. Cette méthode de gestion permet de réduire au minimum les coûts si TransCanada était obligée d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de ses engagements contractuels.

Le bénéfice d'exploitation et les produits divers de l'exercice terminé le 31 décembre 2005 se sont chiffrés à 123 millions de dollars, soit 15 millions de dollars de moins que les 138 millions de dollars inscrits en 2004. Ce recul est principalement attribuable aux marges inférieures réalisées en 2005 en raison de la baisse des coûts thermiques sur le marché pour les volumes d'électricité non visés par des contrats, des honoraires reçus en 2004 de S.E.C. Electricité et de l'apport inférieur de la centrale de Bear Creek.

Les produits des ventes d'électricité et le coût de l'électricité vendue des établissements de l'Ouest ont progressé entre le quatrième trimestre de 2004 et de 2005, et ce, principalement en raison des prix réalisés supérieurs au quatrième trimestre de 2005. Les volumes produits au quatrième trimestre de 2005 se sont élevés à 554 GWh, soit 119 GWh de moins qu'au trimestre correspondant de 2004, et ce, principalement en raison de l'arrêt d'exploitation pour entretien préventif à MacKay River et d'un arrêt d'exploitation pour entretien correctif à Bear Creek en 2005. La centrale de Bear Creek a continué d'éprouver des problèmes d'exploitation durant le quatrième trimestre de 2005, et les travaux d'évaluation technique se poursuivent en vue d'en arriver à une solution à long terme. Pendant le quatrième trimestre de 2005 et de 2004, environ 9 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant. Pour réduire le risque de prix auquel ils sont exposés sur le marché au comptant pour ce qui est des volumes non visés par des contrats, au 31 décembre 2005, les établissements de l'Ouest ont conclu des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 9 800 GWh de la production de 2006 et environ 6 000 GWh de la production de 2007.



Etablissements de l'Est

Aperçu des résultats - Etablissements de l'Est(1)

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits
Ventes d'électricité 125 120 505 535
Autres(2) 158 70 412 238
-------------------------------------------
283 190 917 773
-------------------------------------------
Coûts des marchandises vendues
Electricité (32) (60) (215) (288)
Autres(2) (136) (54) (373) (211)
-------------------------------------------
(168) (114) (588) (499)
-------------------------------------------
Autres coûts et charges (40) (41) (167) (146)
Amortissement (7) (4) (25) (20)
-------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation et
produits divers 68 31 137 108
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) Comprend la centrale de Curtis Palmer jusqu'au 30 avril 2004.
(2) Les autres produits comprennent le gaz naturel.


Volume des ventes - Etablissements de l'Est(1)

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en GWh) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 873 365 2 879 1 467
Achats 489 1 117 2 627 4 731
-------------------------------------------
1 362 1 482 5 506 6 198
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Contrats c. marché au comptant
Contrats 1 154 1 473 4 919 6 055
Marché au comptant 208 9 587 143
-------------------------------------------
1 362 1 482 5 506 6 198
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) Comprend la centrale de Curtis Palmer jusqu'au 30 avril 2004.


Le bénéfice d'exploitation et les produits divers des établissements de l'Est ont progressé de 37 millions de dollars, passant de 31 millions de dollars au quatrième trimestre de 2004 à 68 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005. Cette hausse s'explique principalement par le bénéfice découlant de l'acquisition des actifs de production d'énergie hydroélectrique de TC Hydro le 1er avril 2005 et de la mise en service de la centrale de cogénération de Grandview en janvier 2005. Le gain réalisé au quatrième trimestre de 2004 dans le cadre de l'opération de restructuration de 16 millions de dollars avant impôts (10 millions de dollars après impôts) relativement à des contrats d'achat d'électricité et l'absence du bénéfice d'exploitation découlant principalement de l'échéance de certains contrats de vente en 2004 ont en partie annulé ces augmentations.

Le bénéfice d'exploitation et les produits divers de l'exercice terminé le 31 décembre 2005 s'est établi à 137 millions de dollars, soit 29 millions de dollars de plus que les 108 millions de dollars inscrits en 2004. Ce gain s'explique surtout par le bénéfice supplémentaire découlant de l'acquisition des actifs de TC Hydro et par le bénéfice tiré de la centrale de cogénération de Grandview. Ces augmentations ont été en partie annulées par ce qui suit : le paiement au titre d'une restructuration contractuelle de 16 millions de dollars avant impôts (10 millions de dollars après impôts) versé par OSP à ses fournisseurs de gaz naturel au premier trimestre de 2005, une réduction de 16 millions de dollars avant impôts (10 millions de dollars après impôts) du bénéfice par suite de la vente de Curtis Palmer à S.E.C. Electricité en avril 2004 et l'absence du bénéfice d'exploitation découlant principalement de l'échéance de certains contrats vente à long terme. La restructuration contractuelle visant OSP a réduit d'environ trois ans la durée des contrats à long terme d'approvisionnement en gaz naturel (échéant désormais en octobre 2008) et prévoit un rajustement du prix en fonction du prix du gaz naturel sur le marché au comptant au point de livraison de Niagara, ce qui remplace le mécanisme antérieur d'établissement des prix par arbitrage qui avait donné lieu, pour OSP, à des prix du gaz naturel supérieurs à ceux du marché.

Les volumes produits au quatrième trimestre de 2005 se sont accrus, de 508 GWh pour atteindre 873 GWh, comparativement à ceux du quatrième trimestre de 2004, et ce, principalement en raison de l'acquisition des actifs de TC Hydro et de la mise en service de la centrale de cogénération de Grandview. Ces gains sont en partie annulés par la réduction de la production de l'installation d'OSP en raison de l'arrêt d'exploitation pour entretien correctif des installations de la phase II, qui s'est terminée en janvier 2006.

Les produits des ventes d'électricité des établissements de l'Est ont augmenté de 5 millions de dollars pour totaliser 125 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005. Cet accroissement s'explique par les prix réalisés supérieurs découlant des volumes des ventes d'électricité accrus sur le marché de gros au comptant plus soutenu atténué par la baisse des volumes vendus. La hausse des ventes sur le marché de gros au comptant est surtout attribuable aux débits d'écoulement supérieurs aux installations de TC Hydro. Les volumes des ventes, soit 1 362 GWh pour le quatrième trimestre de 2005, accusent un recul comparativement à ceux de la même période en 2004, surtout en raison de l'échéance de certains contrats de vente à long terme en 2004. Le coût de l'électricité vendue, soit 32 millions de dollars, a été inférieur au quatrième trimestre de 2005, et ce, en raison de l'incidence des moindres volumes des achats d'électricité, en partie neutralisés par les prix plus forts payés pour les achats d'électricité. A 489 GWh, les volumes d'électricité achetés ont accusé une baisse marquée au quatrième trimestre de 2005, compte tenu du recul des volumes des ventes contractuelles et de la production d'électricité supplémentaire liée à l'achat des actifs de TC Hydro. Les volumes produits par les actifs de TC Hydro ont fait baisser la quantité d'électricité que la société doit acheter pour respecter ses engagements de vente contractuels. Au quatrième trimestre de 2005, les autres produits d'exploitation et les autres coûts des marchandises vendues ont totalisé respectivement 158 millions de dollars et 136 millions de dollars. Ils se sont accrus d'un exercice à l'autre surtout en raison du gaz naturel acheté puis revendu aux termes des nouveaux contrats d'approvisionnement en gaz naturel d'OSP. Les autres coûts et charges, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 40 millions de dollars au quatrième trimestre de 2005, soit un montant comparable à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent, puisque les frais d'exploitation des actifs de TC Hydro ont été en partie annulés par le recul du coût du combustible pour l'installation d'OSP.

Durant le quatrième trimestre de 2005, environ 15 % des ventes d'électricité ont eu lieu sur le marché au comptant, comparativement à environ 1 % au quatrième trimestre de 2004, ce qui reflète la vente d'une partie de la production des actifs de TC Hydro sur le marché au comptant. Les activités des établissements de l'Est sont axées sur la vente de la majorité de l'électricité qu'ils produisent aux termes de contrats conclus avec des clients des secteurs industriel, commercial et de gros. Elles englobent la gestion d'un portefeuille d'approvisionnements en électricité regroupant leur production et des achats de gros. Pour réduire le risque de prix auquel ils sont exposés sur le marché au comptant, les établissements de l'Est ont conclu, au 31 décembre 2005, des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 5 000 GWh d'électricité en 2006 et pour environ 3 500 GWh d'électricité en 2007. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.

Frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers

Les frais généraux, administratifs et de soutien et frais divers ont atteint 28 millions de dollars et 102 millions de dollars respectivement pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2005, soit respectivement 9 millions de dollars et 13 millions de dollars de plus que pour les mêmes périodes en 2004. Ces hausses s'expliquent surtout par les frais d'expansion des affaires supérieurs passés en charges en 2005 et par l'incidence favorable, en 2004, de la constatation des gains de change non réalisés sur la dette libellée en dollars US de S.E.C. Electricité.



Volume des ventes et capacité disponible des centrales

Volumes des ventes d'électricité

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en GWh) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power(1) 2 946 2 351 10 732 10 608
Etablissements de l'Ouest(2) 3 075 3 136 11 906 11 695
Etablissements de l'Est(2) 1 362 1 482 5 506 6 198
Participation dans S.E.C.
Electricité(2) (3) - 669 1 865 2 419
-------------------------------------------
Total 7 383 7 638 30 009 30 920
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) Les volumes des ventes tiennent compte de la quote-part de
TransCanada dans la production de Bruce Power.
(2) Les volumes des centrales de ManChief et de Curtis Palmer sont
inclus dans la participation dans S.E.C. Electricité depuis le 30
avril 2004.
(3) TransCanada a assuré l'exploitation et la gestion de S.E.C.
Electricité jusqu'au 31 août 2005. Les volumes dans le tableau
représentent 100 % des volumes des ventes de S.E.C. Electricité
jusqu'au 31 août 2005.

Capacité disponible moyenne pondérée des centrales(1)

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en GWh) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power(2) 79 % 72 % 80 % 82 %
Etablissements de l'Ouest(3) 81 % 92 % 85 % 95 %
Etablissements de l'Est(3) (4) 90 % 88 % 83 % 95 %
Participation dans S.E.C.
Electricité(3) (5) - 98 % 94 % 97 %
Toutes les centrales, exclusion
faite de la participation dans
Bruce Power 88 % 93 % 87 % 96 %
Toutes les centrales 84 % 85 % 84 % 90 %
-------------------------------------------
-------------------------------------------

(1) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du
temps, durant la période, pendant lequel la centrale est disponible
pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
Les arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif
réduisent la capacité disponible des centrales.
(2) Le troisième réacteur est inclus depuis le 1er mars 2004.
(3) La capacité disponible des centrales de ManChief et de Curtis Palmer
est incluse dans la participation dans S.E.C. Electricité depuis le
30 avril 2004.
(4) La capacité disponible de TC Hydro est incluse dans les
établissements de l'Est depuis le 1er avril 2005.
(5) La capacité disponible de S.E.C. Electricité est incluse jusqu'au 31
août 2005.


Siège social

Les charges nettes se sont élevées respectivement à 7 millions de dollars et à 36 millions de dollars pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2005, comparativement à 3 millions de dollars et à 2 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2004.

Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2005, les charges nettes du secteur Siège social ont augmenté de 4 millions de dollars en regard de celles de la période correspondante de 2004. Cette progression s'explique principalement par l'accroissement des intérêts débiteurs nets, en partie annulé par un remboursement d'impôts sur les bénéfices visant des exercices antérieurs et reçu durant le quatrième trimestre de 2005.

L'accroissement de 34 millions de dollars des charges nettes entre 2004 et 2005 provient principalement de la hausse des intérêts débiteurs sur les soldes moyens supérieurs des titres de créance à long terme et des effets de commerce en 2005 ainsi que de l'annulation, au troisième trimestre de 2004, des provisions pour la restructuration établies préalablement. Les remboursements d'impôts sur les bénéfices et les rajustements fiscaux positifs constatés en 2005 étaient comparables à ceux inscrits en 2004.

Autres faits nouveaux

Transport de gaz

Gazoducs détenus en propriété exclusive

Réseau principal au Canada

L'ONE a annoncé durant le quatrième trimestre de 2005 que le taux de rendement sur les capitaux propres fondé sur une formule sera de 8,88 % pour 2006. En décembre 2005, l'ONE a approuvé les droits pour les services de transport que TransCanada avait proposé d'appliquer provisoirement, à compter du 1er janvier 2006. TransCanada participe actuellement à des discussions en vue de conclure un règlement avec ses parties prenantes sur les questions liées aux droits et tarifs pour le réseau principal au Canada en 2006.

Réseau de l'Alberta

TransCanada a continué d'appliquer, tout au long de 2005, les tarifs provisoires pour le service de transport sur le réseau de l'Alberta. Les tarifs provisoires, approuvés par l'EUB en décembre 2004, demeureront en vigueur jusqu'à ce que les tarifs définitifs soient déterminés à l'issue de la deuxième phase de l'audience sur la demande tarifaire générale de 2005 pour le réseau de l'Alberta. La deuxième phase du processus de tarification de l'EUB permettra de déterminer la ventilation, entre les services de transport et la tarification, des coûts approuvés pour 2005. L'audience de l'EUB pour la deuxième phase a commencé le 4 octobre 2005. Les témoignages de vive voix dans le cadre de l'audience ont duré deux semaines et se sont terminés le 19 octobre. Les observations écrites et les répliques ont été déposées respectivement le 10 novembre et le 24 novembre. Une décision est attendue en février 2006.

Durant le quatrième trimestre de 2005, l'EUB a annoncé que le taux de rendement sur les capitaux propres fondé sur une formule sera de 8,93 % pour 2006.

Réseaux de Foothills et de la Colombie-Britannique

A la suite d'une entente conclue avec l'ACPP et d'autres parties prenantes prévoyant l'augmentation du ratio de l'avoir réputé des actionnaires compris dans la structure du capital pour le faire passer de 30 % à 36 % pour les réseaux de Foothills et de la Colombie-Britannique ainsi que des discussions avec les expéditeurs de ces deux réseaux, TransCanada a déposé auprès de l'ONE, le 2 décembre 2005, les demandes d'approbation des droits définitifs de 2006. Les demandes tarifaires pour le réseau de Foothills et le réseau de la Colombie-Britannique pour 2006 tiennent toutes deux compte d'un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 36 %. Le 21 décembre 2005, l'ONE a approuvé les droits du réseau de Foothills pour 2006 en tant que droits définitifs à compter du 1er janvier 2006. En ce qui a trait au réseau de la Colombie-Britannique, aucune question n'a été soulevée au sujet de la structure du capital, mais des inquiétudes ont été manifestées quant à la tarification du transport garanti à court terme (TGCT). Par conséquent, l'ONE a approuvé la demande tarifaire pour le réseau de la Colombie-Britannique de façon provisoire, avec prise d'effet le 1er janvier 2006, dans l'attente que soient résolues les questions au sujet du TGCT.

Autres entreprises de transport de gaz

Keystone

En novembre 2005, TransCanada a signé un protocole d'entente avec ConocoPhillips Company et CPPL; il stipule que ConocoPhillips Company expédiera du pétrole brut dans l'oléoduc Keystone proposé et accorde à CPPL le droit d'acquérir une participation maximale de 50 % dans l'oléoduc, sous réserve que certaines conditions soient respectées. Le 31 janvier 2006, TransCanada a annoncé que des contrats fermes à long terme pour un total de 340 000 barils par jour avaient été obtenus dans le cadre de l'appel de soumissions ayant eu lieu au quatrième trimestre. L'oléoduc Keystone, dont le coût devrait être d'environ 2,1 milliards de dollars US, pourra transporter quotidiennement environ 435 000 barils de pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'à Patoka, en Illinois au moyen d'un réseau de pipelines de 2 950 kilomètres.

Broadwater

Au nom du projet Broadwater Energy, TransCanada a déposé, le 30 janvier 2006, une demande en bonne et due forme auprès de la FERC sollicitant l'approbation au niveau fédéral de la construction et de l'exploitation de l'installation prévue dans le cadre du projet Broadwater. L'installation proposée, qui serait située dans les eaux de l'Etat de New York dans le détroit de Long Island, permettrait de recevoir, de stocker et de regazéifier le gaz naturel liquéfié importé et d'expédier annuellement environ un milliard de pieds cubes de gaz naturel par jour. Le coût estimatif des travaux de construction se situe entre 700 millions de dollars US et 1 milliard de dollars US. Broadwater est un projet conjoint de TransCanada et de Shell US Gas and Power.

Mackenzie

Le projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie a continué de progresser durant le quatrième trimestre de 2005. D'importants progrès ont été réalisés, notamment la conclusion d'un accord avec certains groupes autochtones du Nord au sujet des modalités d'accès aux terres pour l'aménagement de l'emprise. Vers la fin de 2005, les promoteurs du projet ont convenu d'aller de l'avant avec l'étape des audiences publiques dans le cadre du processus réglementaire. Les audiences à cet effet devraient commencer en janvier 2006 et se poursuivre tout au long de l'année.

En 2003, TransCanada avait conclu un accord avec Mackenzie Valley Aboriginal Pipeline Limited Partnership (connu sous l'APG) selon lequel TransCanada acceptait de financer la part de un tiers revenant à l'APG des coûts d'organisation du projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie. On prévoyait initialement que les avances de TransCanada à l'APG totaliseraient environ 90 millions de dollars, tout en reconnaissant que ces coûts augmenteraient vraisemblablement en raison des retards et de la hausse des coûts associés au projet. Compte tenu des retards subis dans le cadre du projet et des audiences réglementaires qui se prolongeront indéfiniment, les avances totales sous forme de prêt de TransCanada à l'APG sont désormais évaluées à environ 145 millions de dollars. Au 31 décembre 2005, TransCanada avait fourni 87 millions de dollars aux termes de cette avance.

Electricité

CAE de Sheerness

En date du 31 décembre 2005, TransCanada a fait l'acquisition, auprès de l'Alberta Balancing Pool, des droits et obligations résiduels aux termes de la CAE de Sheerness de 756 MW, au prix de 585 millions de dollars. La durée restante de la CAE est d'environ 15 ans.

Divers

Emission de billets à moyen terme au Canada

En janvier 2006, TCPL, filiale en propriété exclusive de la société, a émis des billets à moyen terme d'un montant de 300 millions de dollars comportant une échéance de cinq ans et un taux d'intérêt de 4,3 % en vertu de son prospectus préalable canadien.

Calpine Corporation

Calpine Corporation et certaines de ses filiales (Calpine) ont demandé la protection en vertu de la Loi sur la faillite et l'insolvabilité le 20 décembre 2005. Calpine détient des contrats de transport pour certains des gazoducs de TransCanada au Canada et aux Etats-Unis. TransCanada possède actuellement les garanties financières maximales permises aux termes des tarifs respectifs. Jusqu'à maintenant, Calpine n'a ni accepté ni rejeté ses contrats de transport. TransCanada surveille de près la faillite de Calpine quant aux actions ou décisions prises et à leurs incidences.



Etats consolidés des résultats

Trimestres terminés Exercices terminés
(en millions de dollars, les 31 décembre les 31 décembre
sauf les montants par action) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------
Produits 1 771 1 480 6 124 5 497

Charges d'exploitation
Coût des marchandises vendues 368 234 1 168 940
Autres coûts et charges 576 460 1 889 1 615
Amortissement 265 246 1 017 948
-----------------------------------------
1 209 940 4 074 3 503
-----------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 562 540 2 050 1 994

Autres charges (produits)
Charges financières 211 221 836 858
Charges financières des
coentreprises 17 15 66 63
Bénéfice de participation (51) (26) (247) (213)
Intérêts créditeurs et
autres produits (14) (1) (63) (59)
Gain à la vente de Paiton
Energy (118) - (118) -
Gains liés à S.E.C. Electricité - - (245) (197)
Gain à la vente de parts
de PipeLines LP - - (82) -
Gain à la vente de Millenium - - - (7)
-----------------------------------------
45 209 147 445
-----------------------------------------

Bénéfice découlant des
activités poursuivies avant les
impôts sur les bénéfices et la
part des actionnaires sans
contrôle 517 331 1 903 1 549

Impôts sur les bénéfices
Exigibles 121 85 550 414
Futurs 22 39 60 77
-----------------------------------------
143 124 610 491
-----------------------------------------

Part des actionnaires sans
contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées 5 5 22 22
Autres 19 17 62 56
-----------------------------------------
24 22 84 78
-----------------------------------------
Bénéfice net découlant
des activités poursuivies 350 185 1 209 980

Bénéfice net découlant des
activités abandonnées - - - 52
-----------------------------------------
Bénéfice net 350 185 1 209 1 032
-----------------------------------------
-----------------------------------------

Bénéfice net par action
De base
Activités poursuivies 0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,02 $
Activités abandonnées - - - 0,11
-----------------------------------------
0,72 $ 0,38 $ 2,49 $ 2,13 $
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Dilué
Activités poursuivies 0,71 $ 0,38 $ 2,47 $ 2,01 $
Activités abandonnées - - - 0,11
-----------------------------------------
0,71 $ 0,38 $ 2,47 $ 2,12 $
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Nombre moyen d'actions en
circulation (en millions)
De base 487,1 484,7 486,2 484,1
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Dilué 490,4 487,1 489,1 486,7
-----------------------------------------
-----------------------------------------


Etats consolidés des flux de trésorerie

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net découlant des
activités poursuivies 350 185 1 209 980
Amortissement 265 246 1 017 948
Gain à la vente de Paiton
Energy, déduction faite
des impôts exigibles (121) - (121) -
Gain à la vente parts de
PipeLines LP, déduction
faite des impôts exigibles - - (31) -
Gains liés à S.E.C.
Electricité, déduction faite
des impôts exigibles - - (166) (197)
Gain à la vente de Millennium,
déduction faite des impôts
exigibles - - - (7)
Bénéfice de participation en
excédent des distributions
reçues (1) (3) (71) (113)
Impôts futurs 22 39 60 77
Part des actionnaires sans
contrôle 24 22 84 78
Capitalisation des régimes de
retraite supérieure aux charges (4) (8) (9) (29)
Autres (5) (6) (21) (34)
-----------------------------------------
Fonds provenant de
l'exploitation 530 475 1 951 1 703
Diminution (augmentation) du
fonds de roulement
d'exploitation 124 (23) (49) 29
-----------------------------------------
Rentrées nettes provenant
de l'exploitation 654 452 1 902 1 732
-----------------------------------------

Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (345) (203) (754) (530)
Acquisitions, déduction faite
de l'encaisse acquise (685) (1 453) (1 317) (1 516)
Cession d'actifs, déduction
faite des impôts exigibles 125 2 671 410
Montants reportés et autres (29) (4) 64 (12)
-----------------------------------------
Sorties nettes liées aux
activités d'investissement (934) (1 658) (1 336) (1 648)
-----------------------------------------

Activités de financement
Dividendes (148) (139) (586) (552)
Distributions versées aux
actionnaires sans contrôle (12) (20) (74) (87)
Billets émis, montant net 579 546 416 179
Dette à long terme émise - 398 799 1 090
Réduction de la dette à
long terme (151) (487) (1 113) (1 005)
Dette à long terme émise
par les coentreprises 33 79 38 217
Réduction de la dette à long
terme des coentreprises (61) (94) (80) (112)
Parts de sociétés en commandite
émises par des coentreprises - - - 88
Actions ordinaires émises 5 7 44 32
-----------------------------------------
Rentrées (sorties) nettes
liées aux activités de
financement 245 290 (556) (150)
-----------------------------------------

Incidence des modifications
du taux de change sur
l'encaisse et les placements
à court terme 1 (31) 11 (87)
-----------------------------------------

(Diminution) augmentation de
l'encaisse et des placements
à court terme (34) (947) 21 (153)

Encaisse et placements à
court terme
Au début de la période 246 1 138 191 344
-----------------------------------------

Encaisse et placements à
court terme
A la fin de la période 212 191 212 191
-----------------------------------------
-----------------------------------------



Bilans consolidés

31 décembre 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à court terme 212 191
Débiteurs 796 616
Stocks 281 174
Autres 277 120
-------------------------------
1 566 1 101
Placements à long terme 400 1 098
Immobilisations corporelles 20 038 18 764
Autres éléments d'actif 2 109 1 459
-------------------------------
24 113 22 422
-------------------------------
-------------------------------

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

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer 962 546
Créditeurs 1 494 1 135
Intérêts courus 222 214
Tranche de la dette à long terme échéant
à moins de un an 393 774
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 41 85
-------------------------------
3 112 2 754
Montants reportés 1 196 783
Impôts futurs 703 509
Dette à long terme 9 640 9 749
Dette à long terme des coentreprises 937 808
Titres privilégiés 536 554
-------------------------------
16 124 15 157
-------------------------------
Part des actionnaires sans contrôle
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Autres 394 311
-------------------------------
783 700
-------------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires 4 755 4 711
Surplus d'apport 272 270
Bénéfices non répartis 2 269 1 655
Ecart de conversion (90) (71)
-------------------------------
7 206 6 565
-------------------------------
24 113 22 422
-------------------------------
-------------------------------


Etats consolidés des bénéfices non répartis

Exercices terminés les 31 décembre
(en millions de dollars) 2005 2004
------------------------------------------------------------------------

Solde au début de l'exercice 1 655 1 185
Bénéfice net 1 209 1 032
Dividendes sur les actions ordinaires (595) (562)
-------------------------------
2 269 1 655
-------------------------------
-------------------------------


Informations sectorielles

Transport de gaz Electricité Siège social Total
---------------- ----------- ------------ ----------------
Trimestres
terminés les
31 décembre
(en millions
de dollars) 2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005 2004
------------------- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------

Produits 1 086 1 077 685 403 - - 1 771 1 480
Coûts des
marchandises
vendues - - (368) (234) - - (368) (234)
Autres coûts
et charges (389) (349) (187) (111) - - (576) (460)
Amortissement (235) (229) (30) (17) - - (265) (246)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice
(perte)
d'exploitation 462 499 100 41 - - 562 540
Charges
financières et
part des
actionnaires
sans contrôle (200) (228) - (2) (35) (13) (235) (243)
Charges
financières
des
coentreprises (13) (13) (4) (2) - - (17) (15)
Bénéfice de
participation 25 21 26 5 - - 51 26
Intérêts
créditeurs et
autres produits 4 2 - 3 10 (4) 14 1
Gain à la vente
de Paiton
Energy - - 118 - - - 118 -
Impôts sur
les bénéfices (118) (124) (43) (14) 18 14 (143) (124)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice net
découlant des
activités
poursuivies 160 157 197 31 (7) (3) 350 185
----- ------ ------ ------ ------ -------
----- ------ ------ ------ ------ -------
Bénéfice net
découlant
des activités
abandonnées - -
------- -------
Bénéfice net 350 185
------- -------
------- -------


Transport de gaz Electricité Siège social Total
---------------- ----------- ------------ ----------------
Exercices
terminés les
31 décembre
(en millions
de dollars) 2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005 2004
------------------- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------

Produits 4 163 3 929 1 961 1 568 - - 6 124 5 497
Coûts des
marchandises
vendues - - (1 168) (940) - - (1 168) (940)
Autres coûts
et charges (1 380)(1 228) (505) (384) (4) (3) (1 889) (1 615)
Amortissement (938) (876) (79) (72) - - (1 017) (948)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice
(perte)
d'exploitation
1 845 1 825 209 172 (4) (3) 2 050 1 994
Charges
financières
et part des
actionnaires
sans contrôle (788) (848) (2) (9) (130) (79) (920) (936)
Charges
financières
des
coentreprises (57) (59) (9) (4) - - (66) (63)
Bénéfice de
participation 79 83 168 130 - - 247 213
Intérêts
créditeurs
et autres
produits 25 8 5 14 33 37 63 59
Gain à la
vente de
Paiton Energy - - 118 - - - 118 -
Gains liés à
S.E.C.
Electricité - - 245 197 - - 245 197
Gain à la
vente de
parts de
PipeLines LP 82 - - - - - 82 -
Gain à la
vente de
Millennium - 7 - - - - - 7
Impôts sur
les bénéfices (502) (430) (173) (104) 65 43 (610) (491)
----- ------ ------ ------ ------ ------ ------- ---------
Bénéfice net
découlant des
activités
poursuivies 684 586 561 396 (36) (2) 1 209 980
----- ------ ------ ------ ------ -------
----- ------ ------ ------ ------ -------
Bénéfice net
découlant des
activités
abandonnées - 52
Bénéfice net 1 209 1 032
------- -------
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Téléconférence - Diffusion audio et diaporama

TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 11 h (heure des Rocheuses) / 13 h (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du quatrième trimestre de 2005 ainsi que des faits nouveaux et des questions générales visant la société. Les analystes, journalistes et autres intéressés désireux de participer à cette téléconférence doivent composer le 1 866 226-1799 ou le (416) 340-2220 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. Une diffusion audio et un diaporama de la téléconférence seront également transmis en direct sur le site Web de TransCanada à www.transcanada.com.

La conférence débutera par de brefs commentaires des membres de la haute direction de TransCanada, suivis d'une période de questions et réponses à l'intention des analystes. Une période de questions et réponses à l'intension des médias suivra immédiatement.

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (heure de l'Est), le 7 février 2006; il suffira de composer le 1 800 408-3053 ou le (416) 695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3173826. La téléconférence sera archivée pour retransmission sur le Web.

Au sujet de TransCanada

TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Son réseau de gazoducs d'environ 41 000 kilomètres (25 600 milles) permet de transporter la majorité du gaz naturel produit dans l'Ouest canadien vers les principaux marchés du Canada et des Etats-Unis. Producteur d'électricité indépendant en pleine croissance, TransCanada possède, en totalité ou en partie, des installations de production d'électricité d'une puissance d'environ 6 700 mégawatts au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP.

Enoncés prospectifs

Le présent communiqué contient des énoncés prospectifs qui sont assujettis à des risques et à des incertitudes importants. Les résultats ou événements prévus dans ces énoncés pourraient différer des résultats et des événements qui se produiront. Les facteurs en raison desquels les résultats ou événements réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, l'exécution et la réalisation adéquates des grands projets d'investissement dans des infrastructures pipelinières et électriques, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les décisions des organismes de réglementation, les facteurs de concurrence dans les secteurs des gazoducs et de l'électricité ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. Pour obtenir des renseignements complémentaires sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, prière de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des organismes de réglementation du commerce des valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis. TransCanada n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison.



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

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continentaux des Etats-Unis).
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    Renseignements aux analystes:
    David Moneta/Myles Dougan
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