TransCanada annonce les résultats du troisième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 6 nov. 2012) - TransCanada Corporation (TRP.TO) (TRP) (« TransCanada » ou la « société ») a annoncé aujourd'hui que le résultat comparable du troisième trimestre de 2012 s'est établi à 349 millions de dollars (0,50 $ par action). Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffré à 369 millions de dollars (0,52 $ par action) pour le troisième trimestre de 2012. Le conseil d'administration de TransCanada a également déclaré un dividende trimestriel de 0,44 $ par action ordinaire pour le trimestre qui sera clos le 31 décembre 2012, ce qui correspond à un dividende annualisé de 1,76 $ par action.

« Le portefeuille varié et de premier ordre d'infrastructures énergétiques de TransCanada a fourni un rendement solide au troisième trimestre », a affirmé Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. Bien que la majorité de nos actifs aient continué de produire des résultats et des flux de trésorerie stables et prévisibles, des arrêts d'exploitation à Bruce Power et à Sundance A combinés à l'apport inférieur de certains gazoducs ont eu une incidence défavorable sur nos résultats financiers. TransCanada est bien placée pour accroître le résultat, les flux de trésorerie et les dividendes au fur et à mesure de la conclusion de notre programme d'investissement en cours, du relèvement des prix du gaz naturel et de l'électricité et des nouvelles occasions de croissance intéressantes que nous saisirons. »

Au cours des trois prochains exercices, TransCanada prévoit mettre la dernière main à des projets dont le stade d'achèvement est avancé et dont la valeur se chiffre à 13 milliards de dollars, notamment la remise en marche des réacteurs 1 et 2 de Bruce Power, le projet de la côte du golfe, Keystone XL, le prolongement du gazoduc de Tamazunchale, Canadian Solar ainsi que l'expansion continue du réseau de l'Alberta.

Depuis le début de 2012, TransCanada a également obtenu des engagements supplémentaires totalisant 7 milliards de dollars à l'égard de projets d'infrastructures énergétiques durables qui font l'objet de contrats et dont la mise en service est prévue en 2016 ou après. Il s'agit entre autres du projet GasLink, un gazoduc côtier qui transporterait du gaz naturel jusqu'à la côte Ouest à des fins de liquéfaction et d'expédition vers des marchés de l'Asie, les projets pipeliniers Northern Courier et Grand Rapids, dans le Nord de l'Alberta, et la centrale Napanee d'une puissance de 900 mégawatts dans l'Est de l'Ontario. TransCanada s'attend à ce que chacun de ces projets produise une croissance importante et durable du résultat et des flux de trésorerie, ce qui devrait donner lieu à un rendement supérieur pour les actionnaires.

Points saillants

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

  • Résultats financiers du troisième trimestre
    • Résultat comparable de 349 millions de dollars (0,50 $ par action)
    • Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 369 millions de dollars (0,52 $ par action)
    • Bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (« BAIIA ») comparable de 1,1 milliard de dollars
    • Fonds provenant de l'exploitation totalisant 866 millions de dollars
  • Résultat comparable de 349 millions de dollars (0,50 $ par action)
  • Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 369 millions de dollars (0,52 $ par action)
  • Bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (« BAIIA ») comparable de 1,1 milliard de dollars
  • Fonds provenant de l'exploitation totalisant 866 millions de dollars
  • Dividende sur les actions ordinaires de 0,44 $ par action déclaré pour le trimestre qui sera clos le 31 décembre 2012
  • Conclusion du programme de remise à neuf des réacteurs 1 et 2 de Bruce Power et remise en exploitation commerciale du réacteur 1 le 22 octobre 2012. La remise en exploitation du réacteur 2 est prévue dans un proche avenir. La quote-part de TransCanada du coût en capital net est d'environ 2,4 milliards de dollars
  • Signature d'un protocole d'entente avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (« OEO ») relativement à l'aménagement d'une centrale de 900 mégawatts (« MW ») alimentée au gaz naturel dans l'Est de l'Ontario
  • Progression continue d'un certain nombre d'initiatives de croissance dans le secteur des oléoducs
    • Mise en chantier du projet de la côte du golfe, d'une valeur de 2,3 milliards de dollars US, qui transportera du pétrole brut de Cushing, en Oklahoma, jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique
    • Dépôt d'un tracé de rechange dans le Nebraska dans le cadre du projet Keystone XL de 5,3 milliards de dollars US
    • Société choisie pour aménager le projet pipelinier Northern Courier de 660 millions de dollars dans le Nord de l'Alberta
    • Obtention d'engagements à long terme exécutoires pour l'aménagement conjoint du projet pipelinier Grand Rapids de 3 milliards de dollars, qui comporte une canalisation de bitume et une autre de diluant
  • Mise en chantier du projet de la côte du golfe, d'une valeur de 2,3 milliards de dollars US, qui transportera du pétrole brut de Cushing, en Oklahoma, jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique
  • Dépôt d'un tracé de rechange dans le Nebraska dans le cadre du projet Keystone XL de 5,3 milliards de dollars US
  • Société choisie pour aménager le projet pipelinier Northern Courier de 660 millions de dollars dans le Nord de l'Alberta
  • Obtention d'engagements à long terme exécutoires pour l'aménagement conjoint du projet pipelinier Grand Rapids de 3 milliards de dollars, qui comporte une canalisation de bitume et une autre de diluant

Le résultat comparable du troisième trimestre de 2012 s'est établi à 349 millions de dollars (0,50 $ par action) comparativement au chiffre de 416 millions de dollars (0,59 $ par action) inscrit pour la période correspondante de 2011. L'apport réduit de Bruce Power et des installations énergétiques de l'Ouest et de certains gazoducs, dont le réseau principal au Canada, ANR et Great Lakes, a plus que neutralisé les résultats supérieurs provenant de Keystone et d'actifs récemment entrés en service.

Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffré à 369 millions de dollars (0,52 $ par action) pour le troisième trimestre de 2012 comparativement à 386 millions de dollars (0,55 $ par action) pour la période correspondante de 2011.

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

Oléoducs

  • Projet de la côte du golfe - TransCanada a amorcé en août 2012 la construction du projet de la côte du golfe, d'une valeur de 2,3 milliards de dollars US. L'oléoduc de 36 pouces de diamètre, qui s'étendra de Cushing, en Oklahoma, jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique, présentera une capacité initiale maximale de 700 000 barils par jour (« b/j ») et une capacité ultime de 830 000 b/j. Est inclus dans le coût de 2,3 milliards de dollars US le coût de 300 millions de dollars US du latéral de Houston, une canalisation latérale qui s'étendra sur 76 kilomètres (« km ») (47 milles) afin d'acheminer du pétrole brut à des raffineries de Houston. TransCanada s'attend à mettre le projet de la côte du golfe en service vers la fin de 2013. Une somme approximative de 900 millions de dollars US avait été investie dans le projet en date du 30 septembre 2012.
  • Keystone XL - En mai 2012, TransCanada a déposé auprès du Département d'État des Etats-Unis une demande de permis présidentiel (permis transfrontalier) relativement à l'oléoduc Keystone XL, visant plus particulièrement la portion qui s'étendrait de la frontière canado-américaine, dans le Montana, jusqu'à Steele City, au Nebraska. TransCanada joindra à sa demande un tracé de rechange dans le Nebraska, dès que ce tracé sera déterminé.

    La société continue de collaborer avec le département de la qualité de l'environnement du Nebraska (« DQEN ») dans le but de mettre la dernière main au tracé de rechange qui permettra d'éviter la région des Sandhills. Ainsi, en septembre 2012, elle a présenté au DQEN un rapport environnemental supplémentaire sur le tracé de rechange privilégié. Le DQEN a indiqué qu'il s'attend à terminer son examen d'ici la fin de 2012. Pour se conformer aux exigences de la réglementation en matière de permis transfrontalier, TransCanada a également remis un rapport environnemental au Département d'État des États-Unis.

    Sous réserve de l'obtention des autorisations requises des organismes de réglementation, TransCanada s'attend à ce que la mise en service de l'oléoduc Keystone XL ait lieu à la fin de 2014 ou au début de 2015. Le coût en capital de l'oléoduc de 36 pouces de diamètre et d'une capacité de 830 000 b/j est évalué à 5,3 milliards de dollars US. En date du 30 septembre 2012, une somme de 1,6 milliard de dollars US avait été investie dans le projet.
  • Projet pipelinier Northern Courier - En août 2012, TransCanada a annoncé qu'elle a été choisie par Fort Hills Energy Limited Partnership (« Fort Hills ») pour concevoir, construire, posséder et exploiter le projet pipelinier Northern Courier. Le projet, dont le coût en capital est évalué à 660 millions de dollars, consiste en un réseau pipelinier de 90 km (54 milles) qui assurera le transport de bitume et de diluant depuis le site minier de Fort Hills jusqu'à l'usine de traitement Voyager, située au nord de Fort McMurray en Alberta. La capacité du pipeline est entièrement souscrite au moyen de contrats de transport à long terme au site minier de Fort Hills, dont les propriétaires sont conjointement Suncor Energy Inc., Total E&P Canada Ltd. et Teck Resources Limited. Le projet pipelinier Northern Courier est subordonné à la sanction du projet de Fort Hills par les copropriétaires ainsi qu'à l'obtention des approbations réglementaires. TransCanada s'attend à déposer une demande initiale auprès de l'organisme de réglementation compétent au début de 2013.
  • Projet pipelinier Grand Rapids - En octobre, TransCanada a annoncé la signature de conventions obligatoires avec Phoenix Energy Holdings Limited (« Phoenix ») dans le but d'aménager le projet pipelinier Grand Rapids dans le Nord de l'Alberta. TransCanada et Phoenix détiendront chacune 50 % du projet pipelinier de 3 milliards de dollars, qui comprend un oléoduc et une canalisation de diluant s'étendant sur environ 500 km (300 milles), entre la zone de production située au nord-ouest de Fort McMurray et la région d'Edmonton-Heartland. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires, le réseau Grand Rapids devrait entrer en service au début de 2017. Sa capacité de transport devrait se situer à 900 000 b/j de pétrole brut et à 330 000 b/j de diluant. Phoenix a pris un engagement à long terme visant le transport de brut et de diluant par l'entremise du réseau dont TransCanada sera l'exploitant.
  • Conversion d'un tronçon du réseau principal au Canada - TransCanada a déterminé que la conversion au transport du pétrole brut d'un tronçon du réseau principal au Canada qui transporte actuellement du gaz naturel est réalisable tant sur le plan technique qu'économique. Par l'entremise d'une combinaison de gazoducs convertis et de nouvelles installations, le pipeline proposé acheminerait du pétrole brut depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'aux marchés de l'Est du Canada. La société a lancé son processus d'appel de commentaires de la part des parties prenantes et des expéditeurs éventuels afin de déterminer l'acceptation du projet proposé par le marché.

Gazoducs

  • Réseau de l'Alberta - Au cours des neuf premiers mois de 2012, TransCanada a achevé et mis en service 12 projets pipeliniers distincts au coût approximatif total de 680 millions de dollars dans le cadre de ses activités d'expansion du réseau de l'Alberta. Au nombre des projets se trouve celui de Horn River, qui a été achevé en mai 2012 au coût approximatif de 250 millions de dollars et qui prolonge le réseau de l'Alberta dans la formation schisteuse de Horn River, en Colombie-Britannique.

    L'Office national de l'énergie (« ONÉ ») a approuvé d'autres prolongements et agrandissements du réseau de l'Alberta, dont le coût global s'élève à approximativement 630 millions de dollars, notamment le projet de croisement de Leismer à Kettle River, évalué à 162 millions de dollars, qui permettrait d'accroître la capacité afin de répondre à la demande dans le Nord-Est de l'Alberta. D'autres projets dont le coût total tourne autour de 340 millions de dollars sont en instance d'approbation par l'ONÉ, y compris celui de Komie North, qui prolongerait le réseau de l'Alberta plus avant dans la zone de Horn River.
  • Réseau principal au Canada - En 2011, TransCanada a déposé auprès de l'ONÉ une demande détaillée en vue de modifier la structure et les modalités de service du réseau principal au Canada et d'établir les droits pour 2012 et 2013. L'audience convoquée relativement à cette demande a débuté le 4 juin 2012. L'ONÉ devrait commencer à entendre les plaidoiries finales de TransCanada et des intervenants à compter du 13 novembre 2012 et rendre sa décision définitive vers la fin du premier trimestre de 2013 au plus tôt.

    En mai 2012, TransCanada a reçu l'approbation de l'ONÉ pour construire de nouvelles infrastructures pipelinières visant à acheminer vers le Sud de l'Ontario du gaz naturel supplémentaire provenant de la formation schisteuse de Marcellus. La construction des nouvelles installations se poursuit et l'approvisionnement supplémentaire de Marcellus devrait commencer à s'acheminer vers les marchés le 1er novembre 2012.
  • Projet GasLink - TransCanada a annoncé qu'elle a été choisie par Shell Canada Limited (« Shell ») et ses partenaires pour concevoir, construire, posséder et exploiter le projet GasLink, un gazoduc côtier dont le coût est évalué à 4 milliards de dollars et qui transporterait du gaz naturel de la zone productrice de Montney, près de Dawson Creek en Colombie-Britannique, jusqu'aux installations d'exportation de gaz naturel liquéfié LNG Canada situées près de Kitimat, en Colombie-Britannique, qui ont été annoncées récemment. Le projet LNG Canada est une coentreprise dirigée par Shell et dont les partenaires sont Korea Gas Corporation, Mitsubishi Corporation et PetroChina Company Limited. Le gazoduc d'environ 700 km (420 milles) de long devrait présenter une capacité initiale supérieure à 1,7 milliard de pieds cubes par jour. Sa mise en service aurait lieu à la fin de la décennie. Un prolongement contractuel du réseau de l'Alberta utilisant la capacité du projet GasLink vers un point situé près de Vanderhoof, en Colombie-Britannique, permettrait à TransCanada d'offrir également des services de transport de gaz naturel à des gazoducs d'interconnexion qui desservent la côte Ouest. TransCanada prévoit susciter l'intérêt des expéditeurs et obtenir des engagements à l'égard d'un tel service au moyen d'un appel de soumissions qui devrait avoir lieu au début de 2013, selon le calendrier de projet général.

Énergie

  • Bruce Power - En octobre 2012, Bruce Power a mis la dernière main aux travaux de remise à neuf du réacteur 1, qui a été remis en service le 22 octobre 2012. Bruce Power a de plus effectué la synchronisation du réacteur 2 avec le réseau électrique de l'Ontario le 16 octobre 2012 et ce réacteur devrait être mis en exploitation commerciale sous peu. Les réacteurs 1 et 2 devraient produire de l'énergie propre et fiable pour la province de l'Ontario jusqu'en 2037 à tout le moins. À la suite de la remise en service des réacteurs 1 et 2, Bruce Power aura la capacité de produire 6 200 MW d'électricité sans émission.

    La quote-part de TransCanada du coût en capital net de la remise à neuf s'élève à environ 2,4 milliards de dollars.

    Dans le cadre de sa stratégie d'investissement visant à maximiser la durée utile des réacteurs, Bruce Power a amorcé en août 2012 l'exécution de son programme élargi d'arrêt d'exploitation du réacteur 4. L'arrêt d'exploitation, qui doit se conclure vers la fin du quatrième trimestre de 2012, prolongera la durée d'exploitation du réacteur 4 jusqu'en 2021 tout au moins, ce qui correspond au cycle du réacteur 3, qui a été remis en service en juin 2012 après un arrêt d'exploitation de sept mois dans le cadre du programme de prolongation de la durée d'exploitation West Shift Plus.
  • Ravenswood - En 2011, TransCanada et d'autres parties ont déposé conjointement deux plaintes officielles auprès de la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») au sujet de l'application des règles d'établissement des prix par le New York Independent System Operator (« NYISO ») relativement à deux nouvelles centrales entrées en exploitation récemment dans la région J de la ville de New York. En juin 2012, la FERC a répondu à la première des deux plaintes et a fait savoir qu'elle prendrait des mesures pour accroître la transparence et la responsabilité en ce qui concerne les futures décisions relatives au test d'exemption des mesures d'atténuation, lequel sert à déterminer si une nouvelle installation a le droit de ne pas offrir sa capacité à un prix plancher.

    Dans une ordonnance rendue en septembre 2012 relativement à la deuxième plainte, la FERC a ordonné au NYISO de soumettre les deux nouvelles installations à un autre test et d'en modifier plusieurs paramètres. Selon les modifications ordonnées, le nouveau calcul pourrait bien indiquer que les deux centrales sont tenues d'offrir leur capacité à un prix plancher, ce qui se traduirait, prévoit TransCanada, par un accroissement des prix aux ventes aux enchères de capacité à l'avenir. Comme il s'agit d'une ordonnance à caractère prospectif, elle n'aura pas d'incidence sur les prix de la capacité des périodes antérieures.
  • Sundance A - Une décision a été rendue en juillet 2012 à l'issue de l'audience d'arbitrage exécutoire visant à régler le différend engendré par les allégations de force majeure et de destruction économique au sujet de la convention d'achat d'électricité (« CAE ») de Sundance A. Le groupe d'arbitrage a déterminé que la CAE ne devrait pas être résiliée et il a instruit TransAlta Corporation (« TransAlta ») de reconstruire les groupes électrogènes 1 et 2. Le groupe d'arbitrage a de plus limité le cas de force majeure de TransAlta à la période allant du 20 novembre 2011 jusqu'à la date à laquelle les groupes électrogènes pourront être remis en service de manière raisonnable. Conformément aux modalités de la décision d'arbitrage, TransAlta a l'obligation, aux termes de la CAE, de déployer tous les efforts raisonnables pour atténuer ou réduire les incidences du cas de force majeure. TransAlta a annoncé que, selon ses prévisions, les groupes électrogènes seront remis en service à l'automne 2013. Jusqu'à ce que TransAlta remette en service les groupes électrogènes de Sundance A, TransCanada ne réalisera pas la production d'électricité ni les produits connexes auxquels la société aurait autrement eu droit aux termes de la CAE, mais elle ne devra plus effectuer de paiements de capacité connexes.
  • Centrale Napanee - TransCanada, le gouvernement de l'Ontario, l'OEO et l'Ontario Power Generation ont annoncé en septembre 2012 la signature de deux protocoles d'entente autorisant TransCanada à concevoir, construire, posséder et exploiter une nouvelle centrale de 900 MW sur le site de la centrale Lennox de l'Ontario Power Generation, dans la localité de Greater Napanee, dans l'Est de l'Ontario. La centrale Napanee servirait à remplacer la centrale dont la construction a été planifiée, puis annulée par la suite, dans la collectivité d'Oakville. Conformément aux protocoles d'entente, TransCanada sera remboursée pour près de 250 millions de dollars en coûts vérifiables, principalement pour les turbines au gaz naturel à Oakville, qui seront déployées à Napanee. La société investira des fonds supplémentaires d'environ 1,0 milliard de dollars pour le remplacement de la centrale Napanee. Les contrats définitifs, dont la conclusion devrait avoir lieu d'ici le milieu de décembre, comporteront un contrat d'approvisionnement en énergie propre de 20 ans.
  • Cartier énergie éolienne - La deuxième phase de 111 MW du parc éolien de Gros-Morne devrait être en exploitation en novembre 2012, ce qui achèvera la réalisation du projet de Cartier énergie éolienne de 590 MW au Québec. Toute l'électricité produite par Cartier énergie éolienne est vendue à Hydro-Québec au titre de CAE de 20 ans.

Siège social

  • Le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre qui sera clos le 31 décembre 2012, un dividende trimestriel de 0,44 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Le montant trimestriel est équivalent à 1,76 $ par action ordinaire sur une base annualisée.
  • En août 2012, TransCanada a émis pour une valeur de 1,0 milliard de dollars US de billets de premier rang échéant le 1er août 2022 et portant intérêt au taux annuel de 2,5 %. Le produit net de l'émission a servi à des fins générales de la société et au remboursement d'emprunts à court terme.
  • Tel qu'il a été annoncé précédemment, TransCanada a adopté les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») en date du 1er janvier 2012. Par conséquent, les renseignements financiers de 2012, ainsi que l'information financière comparative de 2011, sont présentés conformément aux PCGR des États-Unis.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

TransCanada tiendra une téléconférence et une webémission le mardi 30 octobre 2012 pour discuter de ses résultats financiers du troisième trimestre de 2012. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société à 9 h (HAR) / 11 h (HAE).

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

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HAE), le 6 novembre 2012; il suffira de composer le 905.694.9451 ou le 800.408.3053 (Amérique du Nord seulement), ainsi que le code d'accès 8130635.

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

Forte d'une expérience de plus de 60 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs, des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs qu'elle exploite s'étend sur plus de 68 500 kilomètres (42 500 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 10 900 mégawatts d'électricité au Canada et aux États-Unis. TransCanada aménage l'un des plus importants réseaux de transport de pétrole en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP. Pour un complément d'information, prière de consulter www.transcanada.com et de nous suivre sur Twitter @TransCanada.

Information prospective

Le présent communiqué renferme certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants (de tels énoncés s'accompagnent habituellement des verbes « prévoir », « s'attendre à », « devoir », « croire », « pouvoir », « projeter », « entrevoir » ou autres termes du genre). Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction des plans et perspectives financiers et opérationnels futurs de TransCanada et de ses filiales. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la société. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent communiqué 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, sauf si la loi l'exige. Pour un complément d'information sur les hypothèses formulées ainsi que sur les risques et les incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats réels pourraient s'écarter de ceux anticipés, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada déposé le 15 février 2012, sous le profil de TransCanada sur SEDAR au www.sedar.com, et les autres rapports déposés par TransCanada auprès des autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des États-Unis.

Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des références à des mesures non conformes aux PCGR qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et qui pourraient par conséquent ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres sociétés. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin. Il y a lieu de se reporter au rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 29 octobre 2012 pour un complément d'information sur les mesures non conformes aux PCGR.

Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2012

Résultats d'exploitation(1)

  Trimestres clos Périodes de neuf
mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2012 2011 2012 2011
         
Produits 2 126 2 043 5 918 5 824
         
BAIIA comparable(2) 1 083 3 193 1 188 3 424
         
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 369 386 993 1 150
         
Résultat comparable(2) 349 416 1 012 1 194
         
Flux de trésorerie        
  Fonds provenant de l'exploitation(2) 866 928 2 466 2 614
  Diminution du fonds de roulement d'exploitation 235 80 80 145
  Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation 1 101 1 008 2 546 2 759
         
Dépenses en immobilisations 694 505 1 555 1 593

Données sur les actions ordinaires

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
  les 30 septembre   les 30 septembre  
(non audité) 2012   2011   2012   2011  
                 
Bénéfice net par action ordinaire -de base 0,52 $ 0,55 $ 1,41 $ 1,64 $
                 
Résultat comparable par action ordinaire(2) 0,50 $ 0,59 $ 1,44 $ 1,70 $
                 
Dividendes déclarés par action ordinaire 0,44 $ 0,42 $ 1,32 $ 1,26 $
                 
Actions ordinaires en circulation (en millions)                
  Moyenne de la période 705   703   704   701  
  Fin de la période 705   703   705   703  
(1) Certains chiffres comparatifs ont été reclassés afin d'en permettre le rapprochement avec la présentation des états financiers adoptée pour la période à l'étude.
   
(2) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 29 octobre 2012 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 - TROISIÈME TRIMESTRE DE 2012

Rapport trimestriel aux actionnaires

Rapport de gestion

Daté du 29 octobre 2012, le présent rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés condensés non audités ci-joints de TransCanada Corporation (« TransCanada » ou la « société ») pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012. Les états financiers consolidés condensés de la société ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis »). Les chiffres comparatifs, qui étaient antérieurement présentés conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés (« PCGR du Canada »), ont été ajustés au besoin afin d'être conformes aux conventions comptables de la société conformément aux PCGR des États-Unis qui sont décrites 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 2011 de TransCanada pour l'exercice clos le 31 décembre 2011. 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. À 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 2011 de TransCanada.

Informations prospectives

Le présent rapport de gestion contient certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes « prévoir », « s'attendre à », « croire », « pouvoir », « devoir », « estimer », « projeter », « entrevoir » ou autres termes du genre sont habituellement 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 futurs et des perspectives financières de TransCanada et de ses filiales. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre des énoncés portant notamment sur :

  • les perspectives commerciales;
  • la performance financière et opérationnelle prévue de TransCanada et de ses filiales et sociétés affiliées;
  • les attentes ou les prévisions quant aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion;
  • les flux de trésorerie attendus;
  • les coûts prévus;
  • les coûts prévus relativement aux projets en construction;
  • les calendriers projetés à l'égard des projets (notamment les dates prévues pour la construction et l'achèvement des travaux);
  • les processus de réglementation à suivre et les résultats escomptés;
  • l'issue de toute procédure ou poursuite, notamment d'arbitrage;
  • les prévisions de dépenses en immobilisations et d'obligations contractuelles;
  • les projections relatives aux résultats financiers et aux résultats d'exploitation;
  • l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la société. De par leur nature, les énoncés prospectifs sont assujettis à des hypothèses, des risques et des incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada puissent varier considérablement de ceux anticipés ou des attentes exprimées ou implicites.

Pour formuler ses énoncés prospectifs, TransCanada a eu recours à des hypothèses clés, notamment :

  • les prix des produits de base et les prix de la capacité;
  • les taux d'inflation;
  • le moment choisi pour les émissions de titres d'emprunt et les opérations de couverture;
  • les décisions de réglementation et leur dénouement;
  • les décisions d'arbitrage et leur dénouement;
  • les taux de change;
  • les taux d'intérêt;
  • les taux d'imposition;
  • les arrêts d'exploitation prévus et imprévus et le taux d'utilisation des actifs pipeliniers et énergétiques de la société;
  • la fiabilité et l'intégrité des actifs;
  • l'accès aux marchés financiers;
  • les prévisions relatives aux coûts de construction, calendriers et dates d'achèvement;
  • les acquisitions et les désinvestissements.

Les risques et incertitudes en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment :

  • la capacité de TransCanada de mettre en œuvre 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 le prix des produits énergétiques de base;
  • le montant des paiements de capacité et les produits tirés du secteur de l'énergie;
  • les décisions de réglementation et leur dénouement;
  • l'issue de toute procédure ou poursuite, notamment d'arbitrage;
  • le rendement des contreparties;
  • l'évolution du contexte politique;
  • les changements aux lois et règlements environnementaux et autres;
  • les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie;
  • la construction et l'achèvement des projets d'investissement;
  • les coûts de la main-d'œuvre, de l'équipement et des matériaux;
  • l'accès aux marchés financiers;
  • les taux d'intérêt et de change;
  • les conditions météorologiques;
  • les avancées technologiques;
  • la conjoncture en Amérique du Nord.

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 États-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, 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 intérêts et 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 des États-Unis. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles ne sont vraisemblablement pas 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 BAIIA comprend le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation. 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 BAII comprend le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

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 les impôts sur le bénéfice et sont 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 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. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière comparable d'une période à l'autre. Les postes particuliers pour lesquels de telles mesures sont ajustées pour chaque période visée pourraient n'être pertinents que pour certaines périodes et ils sont présentés dans le tableau sur le rapprochement des mesures non conformes aux PCGR qui figure dans le présent rapport de gestion.

Dans le cadre de ses activités de gestion des risques, la société a recours à des instruments dérivés pour 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 exercice. Les gains ou les pertes non réalisés découlant des variations de la juste valeur de ces contrats dérivés 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 « Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR » du présent 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 ordinaire 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 aux activités d'exploitation est présenté dans le tableau « Résumé des flux de trésorerie », sous la rubrique « Situation de trésorerie et sources de financement » du présent rapport de gestion.

Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR

Trimestres clos les 30 septembre(non audité) Gazoducs   Oléoducs   Énergie   Siège social   Total  
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011   2012   2011   2012   2011   2012   2011  
                                         
BAIIA comparable 660   698   177   156   267   352   (21 ) (18 ) 1 083   1 188  
Amortissement (231 ) (231 ) (37 ) (38 ) (70 ) (65 ) (4 ) (3 ) (342 ) (337 )
BAII comparable 429   467   140   118   197   287   (25 ) (21 ) 741   851  
Autres postes de l'état des résultats                                        
Intérêts débiteurs comparables                                 (249 ) (242 )
Intérêts créditeurs et autres comparables                                 22   (4 )
Impôts sur le bénéfice comparables                                 (123 ) (144 )
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle                                 (29 ) (32 )
Dividendes sur les actions privilégiées                                 (13 ) (13 )
Résultat comparable                                 349   416  
                                         
Poste particulier (déduction faite des impôts) :                                        
  Activités de gestion des risques(1)                                 20   (30 )
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires                                 369   386  
Trimestres clos les 30 septembre    
(non audité) (en millions de dollars) 2012   2011  
         
Intérêts débiteurs comparables (249 ) (242 )
Poste particulier :        
  Activités de gestion des risques(1) -   2  
Intérêts débiteurs (249 ) (240 )
         
Intérêts créditeurs et autres comparables 22   (4 )
Poste particulier :        
  Activités de gestion des risques(1) 12   (39 )
Intérêts créditeurs et autres 34   (43 )
         
Impôts sur le bénéfice comparables (123 ) (144 )
Poste particulier :        
  Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques(1) (11 ) 13  
Charge d'impôts (134 ) (131 )
         
Résultat comparable par action ordinaire 0,50 $   0,59 $  
Poste particulier (déduction faite des impôts) :        
  Activités de gestion des risques 0,02   (0,04 )
Bénéfice net par action ordinaire 0,52 $   0,55 $  
(1) Trimestres clos les 30 septembre  
  (non audité) (en millions de dollars) 2012 2011
       
  Gains (pertes) lié(e)s aux activités de gestion des risques :    
  Installations énergétiques au Canada 11 -
  Installations énergétiques aux États-Unis 20 (3)
  Stockage de gaz naturel (12) (3)
  Taux d'intérêt - 2
  Change 12 (39)
  Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques (11) 13
  Activités de gestion des risques 20 (30)

Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR

Périodes de neuf mois closesles 30 septembre(non audité) Gazoducs   Oléoducs   Énergie   Siège social   Total  
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011   2012   2011   2012   2011   2012   2011  
                                         
BAIIA comparable 2 051   2 159   526   408   681   914   (65 ) (57 ) 3 193   3 424  
Amortissement (697 ) (688 ) (109 ) (95 ) (215 ) (194 ) (11 ) (10 ) (1 032 ) (987 )
BAII comparable 1 354   1 471   417   313   466   720   (76 ) (67 ) 2 161   2 437  
Autres postes de l'état des résultats                                        
Intérêts débiteurs comparables                                 (730 ) (688 )
Intérêts créditeurs et autres comparables                                 66   52  
Impôts sur le bénéfice comparables                                 (354 ) (470 )
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle                                 (90 ) (96 )
Dividendes sur les actions privilégiées                                 (41 ) (41 )
Résultat comparable                                 1 012   1 194  
                                         
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :                                        
  Décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A                                 (15 ) -  
  Activités de gestion des risques(1)                                 (4 ) (44 )
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires                                 993   1 150  
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre    
(non audité) (en millions de dollars) 2012   2011  
         
Intérêts débiteurs comparables (730 ) (688 )
Poste particulier :        
  Activités de gestion des risques(1) -   2  
Intérêts débiteurs (730 ) (686 )
         
Intérêts créditeurs et autres comparables 66   52  
Poste particulier :        
  Activités de gestion des risques(1) 4   (40 )
Intérêts créditeurs et autres 70   12  
         
Impôts sur le bénéfice comparables (354 ) (470 )
Postes particuliers :        
  Impôts sur le bénéfice attribuables à la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A 5   -  
  Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques(1) 1   21  
Charge d'impôts (348 ) (449 )
         
Résultat comparable par action ordinaire 1,44 $   1,70 $  
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :        
  Décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A (0,02 ) -  
  Activités de gestion des risques (0,01 ) (0,06 )
Bénéfice net par action ordinaire 1,41 $   1,64 $  
(1) Périodes de neuf mois closes les 30 septembre    
  (non audité) (en millions de dollars) 2012   2011  
           
  Gains (pertes) lié(e)s aux activités de gestion des risques :        
  Installations énergétiques au Canada 10   1  
  Installations énergétiques aux États-Unis 4   (15 )
  Stockage de gaz naturel (23 ) (13 )
  Taux d'intérêt -   2  
  Change 4   (40 )
  Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques 1   21  
  Activités de gestion des risques (4 ) (44 )

Résultats d'exploitation consolidés

Résultats du troisième trimestre

Le résultat comparable du troisième trimestre de 2012 s'est établi à 349 millions de dollars (0,50 $ par action) comparativement au chiffre de 416 millions de dollars (0,59 $ par action) inscrit pour la même période en 2011. En sont exclus des gains nets non réalisés de 20 millions de dollars après les impôts (31 millions de dollars avant les impôts) (pertes de 30 millions de dollars après les impôts (43 millions de dollars avant les impôts) en 2011) découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques.

Le résultat comparable s'est replié de 67 millions de dollars (0,09 $ par action) au troisième trimestre de 2012, comparativement à la période correspondante de 2011, compte tenu de ce qui suit :

  • la diminution du bénéfice net comparable des gazoducs au Canada principalement en raison du résultat inférieur du réseau principal au Canada qui exclut les revenus incitatifs mais tient compte de la base tarifaire réduite;
  • la diminution du BAII des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale qui tient compte principalement du recul des produits générés par ANR et de l'incidence des ventes de capacité à tarif réduit sur Great Lakes;
  • l'accroissement du BAII comparable du secteur des oléoducs compte tenu d'une hausse des produits découlant de l'augmentation des volumes sous contrat et des droits fixes définitifs pour le prolongement Cushing du réseau d'oléoducs Keystone entrés en vigueur en juillet 2012;
  • le recul du BAII comparable du secteur de l'énergie, principalement en raison de la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A, de la baisse des volumes visées par une CAE en Alberta ainsi que de la diminution de la quote-part du bénéfice de Bruce Power principalement en raison de l'arrêt d'exploitation pour entretien préventif du réacteur 4 de Bruce A, annulé en partie par l'apport supérieur des installations énergétiques de l'Est compte tenu de la hausse des produits contractuels de la centrale de Bécancour et de l'accroissement des produits du parc éolien de Montagne-Sèche et de la première phase de celui de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne, tous deux entrés en service en novembre 2011;
  • la hausse des intérêts créditeurs et autres comparables en raison des gains réalisés supérieurs en 2012, comparativement à 2011, 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 de même que des gains réalisés en 2012 alors que des pertes avaient été essuyées en 2011 au titre de la conversion des soldes du fonds de roulement libellés en monnaie étrangère;
  • la diminution des impôts sur le bénéfice comparables principalement en raison de la baisse du résultat avant les impôts en 2012 comparativement à 2011.

Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2012 a été de 1 012 millions de dollars (1,44 $ par action) comparativement à 1 194 millions de dollars (1,70 $ par action) pour la même période en 2011. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2012 ne tient pas compte des pertes nettes non réalisées de 4 millions de dollars après les impôts (5 millions de dollars avant les impôts) (pertes de 44 millions de dollars après les impôts (65 millions de dollars avant les impôts) en 2011) découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2012 exclut également une charge négative de 15 millions de dollars après les impôts (20 millions de dollars avant les impôts) qui résulte de la décision d'arbitrage rendue en juillet 2012 au sujet de la CAE de Sundance A et qui a été constatée au deuxième trimestre de l'exercice en cours, mais relativement à des montants inscrits à l'origine au quatrième trimestre de 2011.

Le résultat comparable a décru de 182 millions de dollars (0,26 $ par action) au cours des neuf premiers mois de 2012, comparativement à la période correspondante de 2011, compte tenu de ce qui suit :

  • la diminution du bénéfice net comparable des gazoducs au Canada principalement en raison du résultat inférieur du réseau principal au Canada qui exclut les revenus incitatifs mais tient compte de la base tarifaire réduite;
  • la diminution du BAII des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale qui tient compte principalement du recul des produits découlant de la capacité non visée par des contrats et des droits pour Great Lakes ainsi que du résultat inférieur d'ANR, annulée en partie par la hausse du résultat du pipeline Guadalajara, qui est entré en service en juin 2011;
  • l'accroissement du BAII comparable du secteur des oléoducs alors que la société a commencé à constater le résultat du réseau d'oléoducs Keystone en février 2011, des droits fixes définitifs supérieurs pour les tronçons du prolongement de Cushing et de Wood River/Patoka entrés en vigueur respectivement en juillet 2012 et en mai 2011 et des volumes supérieurs;
  • la diminution du BAII comparable du secteur de l'énergie, principalement en raison de la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A, de la baisse de la quote-part du bénéfice de Bruce Power du fait surtout de la réduction des volumes découlant du nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation prévus, du recul des prix réalisés pour l'électricité et du débit réduit aux centrales hydroélectriques aux États-Unis et du recul des produits de stockage de gaz naturel, annulée en partie par l'apport supérieur des installations énergétiques de l'Est compte tenu de la hausse des produits contractuels de la centrale de Bécancour et de l'accroissement des produits du parc éolien de Montagne-Sèche et de la première phase de celui de Gros-Morne, tous deux entrés en service en novembre 2011;
  • la hausse des intérêts débiteurs comparables attribuable à l'incidence négative du raffermissement du dollar US sur les intérêts libellés dans cette devise, l'accroissement des intérêts débiteurs dans le cadre des émissions de titres d'emprunt en 2012 et en 2011 et la baisse des intérêts capitalisés relativement aux actifs mis en service;
  • la progression des intérêts créditeurs et autres comparables en raison des gains réalisés en 2012 alors que des pertes avaient été constatées en 2011 au titre de la conversion des soldes du fonds de roulement libellés en monnaie étrangère;
  • la diminution des impôts sur le bénéfice comparables principalement en raison de la baisse du résultat avant les impôts en 2012 comparativement à 2011.

Soldes libellés en dollars US

Sur une base consolidée, l'incidence des fluctuations de la valeur du dollar US sur les activités aux États-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 2012, le taux de change moyen du dollar US par rapport au dollar CA s'est chiffré à respectivement 0,99 et 1,00 (0,98 et 0,98 pour les périodes respectives en 2011).

Sommaire des principaux montants libellés en dollars US

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars US) 2012   2011   2012   2011  
                 
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis(1) 139   166   501   578  
BAII comparable des oléoducs aux États-Unis(1) 92   78   269   210  
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis(1) 57   63   71   160  
Intérêts sur la dette à long terme libellée en dollars US (185 ) (187 ) (554 ) (549 )
Intérêts capitalisés sur les dépenses en immobilisations aux États-Unis 28   21   81   93  
Participations sans contrôle et autres aux États-Unis (44 ) (48 ) (140 ) (143 )
  87   93   228   349  
(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 BAII comparable.

Gazoducs

Le BAII comparable du secteur des gazoducs s'est chiffré à 429 millions de dollars et à 1,4 milliard de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, alors qu'il avait été de 467 millions de dollars et de 1,5 milliard de dollars pour les périodes correspondantes de 2011.

Résultats du secteur des gazoducs

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011  
                 
Gazoducs au Canada                
Réseau principal au Canada 247   264   744   796  
Réseau de l'Alberta 194   191   554   557  
Foothills 29   31   90   96  
Autres (TQM(1), Ventures LP) 7   9   22   26  
BAIIA comparable des gazoducs au Canada(2) 477   495   1 410   1 475  
Amortissement(3) (179 ) (177 ) (533 ) (533 )
BAII comparable des gazoducs au Canada(2) 298   318   877   942  
                 
Gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale(en dollars US)                
ANR 41   55   191   233  
GTN(4) 28   29   84   105  
Great Lakes(5) 16   26   51   81  
TC PipeLines, LP(1)(6)(7) 19   22   57   64  
Autres gazoducs aux États-Unis (Iroquois(1), Bison(8), Portland(7)(9)) 22   18   79   80  
Échelle internationale (Tamazunchale, Guadalajara(10), TransGas(1), Gas Pacifico/INNERGY(1)) 27   27   85   52  
Frais généraux et frais d'administration et de soutien -   (2 ) (4 ) (6 )
Participations sans contrôle(7) 39   45   122   127  
BAIIA comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale(2) 192   220   665   736  
Amortissement(3) (53 ) (54 ) (164 ) (158 )
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale(2) 139   166   501   578  
Change (1 ) (3 ) 1   (12 )
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale(2) (en dollars CA) 138   163   502   566  
                 
BAIIA et BAII comparables de l'expansion des affaires du secteur des gazoducs(2) (7 ) (14 ) (25 ) (37 )
                 
BAII comparable du secteur des gazoducs(2) 429   467   1 354   1 471  
                 
Sommaire :                
BAIIA comparable du secteur des gazoducs(2) 660   698   2 051   2 159  
Amortissement(3) (231 ) (231 ) (697 ) (688 )
BAII comparable du secteur des gazoducs(2) 429   467   1 354   1 471  
(1) Les résultats de TQM, de Northern Border, d'Iroquois, de TransGas et de Gas Pacifico/INNERGY tiennent compte de la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice de ces actifs.
(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 font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.
(4) Les résultats tiennent compte de la participation directe de 75% de TransCanada depuis mai 2011 et de 100% avant cette date.
(5) Ces données représentent la participation directe de 53,6% de TransCanada.
(6) En mai 2011, la participation de TransCanada dans TC PipeLines, LP a diminué pour passer de 38,2% à 33,3%. Par conséquent, les résultats de TC PipeLines, LP comprennent la participation réduite de TransCanada dans TC PipeLines, LP et la participation réelle de TransCanada par le truchement de la participation de 8,3% de TC PipeLines, LP dans GTN et dans Bison depuis mai 2011.
(7) Les participations sans contrôle tiennent compte du BAIIA comparable découlant de la participation de TC PipeLines, LP et de Portland dans des tronçons n'appartenant pas à TransCanada.
(8) Les résultats tiennent compte de la participation directe de 75% de TransCanada dans Bison à partir de mai 2011, à la suite de la vente d'une participation de 25% à TC PipeLines, LP, et de 100% à partir de la mise en service de Bison, en janvier 2011.
(9) Ces données représentent la participation de 61,7% de TransCanada.
(10) Ces données comprennent l'exploitation de Guadalajara depuis sa mise en service en juin 2011.

Bénéfice net des gazoducs détenus en propriété exclusive au Canada

  Trimestres clos Périodes de neuf
mois closes
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars US) 2012 2011 2012 2011
         
Réseau principal au Canada 47 61 140 186
Réseau de l'Alberta 53 51 153 149
Foothills 4 6 14 18

Gazoducs au Canada

À respectivement 47 millions de dollars et 140 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le bénéfice net du réseau principal au Canada a régressé de 14 millions de dollars et de 46 millions de dollars comparativement aux montants de 61 millions de dollars et de 186 millions de dollars inscrits pour les périodes correspondantes de 2011, qui tenaient compte de revenus incitatifs touchés aux termes d'accords prévus au règlement tarifaire quinquennal échu le 31 décembre 2011. En l'absence d'une décision de l'Office national de l'énergie « ONÉ ») relativement à la demande tarifaire pour 2012-2013, qui est attendue vers la fin du premier trimestre de 2013, les résultats du réseau principal au Canada sont comptabilisés depuis le début de l'exercice 2012 en fonction du dernier taux de rendement du capital-actions ordinaire approuvé par l'ONÉ, soit 8,08 %, sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % et ils excluent les revenus incitatifs. La régression du bénéfice net du réseau principal au Canada depuis le début de l'exercice reflète en outre le recul de la base tarifaire par rapport à l'exercice précédent.

Le bénéfice net du réseau de l'Alberta s'est chiffré à respectivement 53 millions de dollars et 153 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, comparativement aux montants de 51 millions de dollars et de 149 millions de dollars inscrits pour les périodes correspondantes de 2011. L'incidence favorable qu'a eue l'augmentation de la base tarifaire moyenne sur le bénéfice net de 2012 a été en grande partie neutralisée par la baisse des revenus incitatifs au cours du trimestre et de la période de neuf mois à l'étude.

À respectivement 247 millions de dollars et 744 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable du réseau principal au Canada accuse un recul de 17 millions de dollars et de 52 millions de dollars par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le BAIIA du réseau principal au Canada tient compte des variations du bénéfice net susmentionnées ainsi que des variations de l'amortissement, des charges financières et des impôts sur le bénéfice qui sont récupérés par le truchement des produits selon la méthode de l'imputation à l'exercice et qui, par conséquent, n'ont pas d'incidence sur le bénéfice net.

Gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale

Le BAIIA comparable d'ANR s'est établi à respectivement 41 millions de dollars US et 191 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, comparativement à 55 millions de dollars US et à 233 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2011. Les baisses s'expliquent surtout par le fléchissement des produits tirés du transport et du stockage, la hausse des frais d'exploitation et d'entretien, la diminution des ventes de produits de base connexes et le règlement versé à une contrepartie au deuxième trimestre de 2011.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable de GTN a été de respectivement 28 millions de dollars US et 84 millions de dollars US, alors qu'il avait été de 29 millions de dollars US et de 105 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2011. Le recul constaté pour la période de neuf mois close en septembre 2012 est principalement attribuable à la vente, par TransCanada, d'une participation de 25 % dans GTN à TC PipeLines, LP en mai 2011.

Le BAIIA comparable de Great Lakes s'est chiffré à respectivement 16 millions de dollars US et 51 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, comparativement à 26 millions de dollars US et à 81 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2011. Les baisses par rapport aux périodes correspondantes de 2011 découlent de la diminution des produits tirés du transport, qui est attribuable à la capacité garantie sur longue distance sous contrat à long terme restée invendue, et de la capacité estivale sous contrat à court terme vendue à des taux inférieurs.

Comparativement à la période correspondante de 2011, le BAIIA comparable des gazoducs à l'échelle internationale a progressé de 33 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012. La progression provient principalement du résultat supplémentaire du gazoduc de Guadalajara, mis en service en juin 2011.

Expansion des affaires

Pour ce qui est des activités d'expansion des affaires dans le secteur des gazoducs, la perte au titre du BAIIA comparable a décru de respectivement 7 millions de dollars et 12 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, comparativement aux périodes correspondantes de 2011. Le recul des coûts d'expansion des affaires tient surtout à la réduction des activités liées au projet de gazoduc de l'Alaska en 2012 ainsi qu'aux droits imputés par l'ONÉ en mars 2011 afin de recouvrer la quote-part revenant à l'Aboriginal Pipeline Group des coûts liés aux audiences relatives au projet gazier Mackenzie.

Amortissement

Au titre de l'amortissement pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, le secteur des gazoducs a inscrit un montant supérieur de 9 millions de dollars à celui constaté pour la période correspondante de 2011. L'appréciation s'explique avant tout par l'amortissement supplémentaire pour Guadalajara, dont la mise en service a eu lieu en juin 2011.

Données sur l'exploitation

Périodes de neuf mois close les 30 septembre Réseau principal
au Canada(1)
Réseau de l'Alberta(2) ANR(3)
(non audité) 2012 2011 2012 2011 2012 2011
             
Base tarifaire moyenne (en millions de dollars) 5 748 6 250 5 426 5 017 s.o. s.o.
Volumes livrés (en Gpi3)            
  Total 1 167 1 474 2 697 2 580 1 199 1 276
  Moyenne quotidienne 4,3 5,4 9,8 9,5 4,4 4,7
(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 2012, les réceptions physiques du réseau principal au Canada en provenance de la frontière albertaine et en Saskatchewan ont totalisé 659 Gpi3 (912 Gpi3 en 2011), pour une moyenne quotidienne de 2,4 Gpi3 (3,3 Gpi3 en 2011).
(2) Les volumes reçus sur place pour le réseau de l'Alberta se sont chiffrés à 2 747 Gpi3 (2 643 Gpi3 en 2011) pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, pour une moyenne quotidienne de 10,0 Gpi3 (9,7 Gpi3 en 2011).
(3) Selon ses tarifs actuels, qui sont approuvés par la FERC, les résultats d'ANR ne subissent pas les répercussions des fluctuations de la base tarifaire moyenne.

Oléoducs

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, la société a constaté un BAII comparable de respectivement 140 millions de dollars et 417 millions de dollars relativement au secteur des oléoducs, comparativement à 118 millions de dollars et à 313 millions de dollars pour les périodes de trois et de huit mois correspondantes en 2011.

Résultats du secteur des oléoducs

(non audité) Trimestres clos
les 30 septembre
  Périodes de neuf
mois closes
le 30 septembre
  Période de huit mois close
le 30 septembre
 
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011  
                 
Réseau d'oléoducs Keystone 180   157   532   410  
Expansion des affaires du secteur des oléoducs (3 ) (1 ) (6 ) (2 )
BAIIA comparable du secteur des oléoducs(1) 177   156   526   408  
Amortissement (37 ) (38 ) (109 ) (95 )
BAII comparable du secteur des oléoducs(1) 140   118   417   313  
                 
BAII comparable libellé comme suit :                
En dollars CA 48   41   147   108  
En dollars US 92   78   269   210  
Change -   (1 ) 1   (5 )
BAII comparable du secteur des oléoducs(1) 140   118   417   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.

Réseau d'oléoducs Keystone

A respectivement 180 millions de dollars et 532 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable du réseau d'oléoducs Keystone s'est accru de respectivement 23 millions de dollars et 122 millions de dollars par rapport aux périodes de trois et de huit mois correspondantes en 2011. Les accroissements découlent de la hausse des produits qui est principalement attribuable à la hausse des volumes faisant l'objet de contrats, de l'incidence favorable d'augmentations des droits fixes définitifs qui sont exigibles sur les tronçons du prolongement de Cushing et de Wood River/Patoka du réseau entrés en vigueur respectivement en juillet 2012 et en mai 2011 et de la constatation des produits sur neuf mois en 2012 plutôt que sur huit mois en 2011.

Le BAIIA du réseau d'oléoducs Keystone provient principalement des paiements reçus en vertu de conventions commerciales à long terme visant la capacité faisant l'objet de contrats, qui ne dépendent pas des livraisons réelles. La capacité non visée par des contrats est offerte de manière ponctuelle sur le marché et, lorsqu'une certaine capacité est disponible, elle permet de saisir des occasions de dégager un BAIIA supplémentaire.

Amortissement

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, une hausse de 14 millions de dollars a été constatée au titre de l'amortissement du secteur des oléoducs par rapport à la période correspondante de 2011, du fait, surtout, de l'exploitation des tronçons de Wood River/Patoka et du prolongement de Cushing de Keystone sur neuf mois plutôt que sur huit mois, comme cela avait été le cas en 2011.

Données sur l'exploitation

  Trimestres clos les 30 septembre Période de neuf mois close le 30 septembre Période de huit mois close le 30 septembre
(non audité) 2012 2011 2012 2011
         
Volumes livrés (en milliers de barils)(1)        
  Total 44 564 39 696 139 261 92 329
  Moyenne quotidienne 484 431 508 382
(1) Les volumes de livraison tiennent compte des livraisons effectuées.

Énergie

Le BAII comparable du secteur de l'énergie s'est établi à respectivement 197 millions de dollars et 466 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, contre respectivement 287 millions de dollars et 720 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2011.

Résultats du secteur de l'énergie

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011  
                 
Installations énergétiques au Canada                
Installations énergétiques de l'Ouest(1)(2) 93   150   251   341  
Installations énergétiques de l'Est(1)(3) 85   72   251   215  
Bruce Power(1) 4   47   22   111  
Frais généraux et frais d'administration et de soutien (12 ) (11 ) (34 ) (28 )
BAIIA comparable des installations énergétiques au Canada(4) 170   258   490   639  
Amortissement(5) (38 ) (37 ) (117 ) (106 )
BAII comparable des installations énergétiques au Canada(4) 132   221   373   533  
                 
Installations énergétiques aux États-Unis (en dollars US)                
Installations énergétiques du Nord-Est 100   100   195   270  
Frais généraux et frais d'administration et de soutien (13 ) (10 ) (34 ) (29 )
BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis(4) 87   90   161   241  
Amortissement (30 ) (27 ) (90 ) (81 )
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis(4) 57   63   71   160  
Change (1 ) -   -   (3 )
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis(4) (en dollars CA) 56   63   71   157  
                 
Stockage de gaz naturel                
Installations de stockage en Alberta(1) 20   12   54   62  
Frais généraux et frais d'administration et de soutien (3 ) (1 ) (7 ) (6 )
BAIIA comparable des installationsde stockage de gaz naturel(4) 17   11   47   56  
Amortissement(5) (2 ) (2 ) (8 ) (9 )
BAII comparable des installationsde stockage de gaz naturel(4) 15   9   39   47  
                 
BAIIA et BAII comparables de l'expansion des affaires du secteur de l'énergie(1)(4) (6 ) (6 ) (17 ) (17 )
                 
BAII comparable du secteur de l'énergie(1)(4) 197   287   466   720  
                 
Sommaire :                
BAIIA comparable du secteur de l'énergie(4) 267   352   681   914  
Amortissement(5) (70 ) (65 ) (215 ) (194 )
BAII comparable du secteur de l'énergie(4) 197   287   466   720  
(1) Les résultats d'ASTC Power Partnership, de Portlands Energy, de Bruce Power et de CrossAlta tiennent compte de la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice de ces actifs.
(2) Ces données comprennent Coolidge depuis mai 2011.
(3) Ces données comprennent Montagne-Sèche et la première phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2011.
(4) 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.
(5) Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

Installations énergétiques au Canada

BAII comparable des installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est du Canada(1)(2)(3)

...
  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011  
                 
Produits                
  Installations énergétiques de l'Ouest(2) 152   239   482   603  
  Installations énergétiques de l'Est(3) 108   99   309   286  
  Autres(4) 19   14   66   54  
  279