TransCanada annonce les résultats du troisième trimestre

Bruce Power remet son réacteur 1 en exploitation commerciale Remise en exploitation du réacteur 2 à venir

Marketwired

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
  • 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

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   352   857   943  
                 
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation(5) 28   39   45   85  
                 
Achats de produits de base revendus                
  Installations énergétiques de l'Ouest (70 ) (103 ) (207 ) (279 )
  Autres(6) (1 ) (4 ) (3 ) (13 )
  (71 ) (107 ) (210 ) (292 )
                 
Coûts d'exploitation des centrales et autres (58 ) (62 ) (160 ) (180 )
Décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A(7) -   -   (30 ) -  
Frais généraux et frais d'administration et de soutien (12 ) (11 ) (34 ) (28 )
BAIIA comparable(1) 166   211   468   528  
Amortissement(8) (38 ) (37 ) (117 ) (106 )
BAII comparable(1) 128   174   351   422  
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) Ces données comprennent Coolidge depuis mai 2011.
(3) Ces données comprennent Montagne-Sèche et la première phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2011.
(4) Ces données comprennent les ventes de gaz naturel excédentaire acheté pour la production d'électricité et de noir de carbone thermique.
(5) Les résultats tiennent compte de la quote-part du bénéfice revenant à TransCanada découlant de sa participation de 50% respectivement dans ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, et dans Portlands Energy.
(6) Ces données comprennent le coût du gaz naturel excédentaire n'ayant pas été utilisé dans le cadre de l'exploitation.
(7) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Faits nouveaux » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A.
(8) Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

Données sur l'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est du Canada(1)

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
  les 30 septembre   les 30 septembre  
(non audité) 2012   2011   2012   2011  
                 
Volumes des ventes (en GWh)                
Électricité produite                
  Installations énergétiques de l'Ouest(2) 652   630   1 977   1 937  
  Installations énergétiques de l'Est(3) 1 426   1 014   3 476   2 862  
Achats                
  CAE de Sundance A, B et de Sheerness(4) 1 555   2 074   4 889   6 034  
  Autres achats -   60   46   203  
  3 633   3 778   10 388   11 036  
Électricité vendue à contrat                
  Installations énergétiques de l'Ouest(2) 2 012   2 182   6 048   6 256  
  Installations énergétiques de l'Est(3) 1 426   1 014   3 476   2 862  
Électricité vendue au comptant                
  Installations énergétiques de l'Ouest 195   582   864   1 918  
  3 633   3 778   10 388   11 036  
Capacité disponible des centrales(5)                
Installations énergétiques de l'Ouest(2)(6) 91 % 98 % 96 % 97 %
Installations énergétiques de l'Est(3)(7) 97 % 96 % 89 % 96 %
(1) Ces données comprennent la quote-part revenant à TransCanada des volumes attribuables aux participations comptabilisées à la valeur de consolidation.
(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, ainsi que les volumes attribuables à la participation de 50% de TransCanada dans Portlands Energy.
(4) Ces données tiennent compte de la participation de 50% de TransCanada dans ASTC Power Partnership, qui détient des droits sur la totalité des volumes de Sundance B. Aucun volume n'a été livré aux termes de la CAE de Sundance A en 2012 et en 2011.
(5) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps au cours d'une période donnée pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(6) Ces données excluent les installations qui fournissent de l'électricité aux termes de CAE.
(7) La centrale de Bécancour ne fait pas partie du calcul de la capacité disponible, car la production d'électricité y est suspendue depuis 2008.

À respectivement 93 millions de dollars et 251 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a décru de respectivement 57 millions de dollars et 90 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2011.

Au premier trimestre de 2012, les produits et les coûts liés à la CAE de Sundance A ont été constatés en présumant que les arrêts d'exploitation des groupes électrogènes 1 et 2 étaient des interruptions de l'approvisionnement. À la suite de la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A reçue en juillet 2012, une charge de 30 millions de dollars équivalant au montant du bénéfice avant les impôts inscrit au premier trimestre de 2012 a été comptabilisée au deuxième trimestre de 2012. Parce que la centrale est considérée en situation de force majeure, aucuns produits ou coûts ne seront comptabilisés à l'égard de sa CAE jusqu'à ce qu'elle soit remise en service. Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011 comprend des résultats à recevoir de respectivement 48 millions de dollars et 99 millions de dollars relativement à la CAE de Sundance A. Il y a lieu de consulter la rubrique « Faits nouveaux » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest du troisième trimestre de 2012 affiche un repli par rapport à celui de 2011 en raison surtout de la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A et de la baisse des volumes. Le repli est toutefois annulé en partie par la hausse des prix réalisés pour l'électricité.

Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest accuse un recul comparativement à la période correspondante de 2011. Ce recul s'explique principalement par la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A et par l'incidence de la baisse des volumes vendus. Il est en partie contré par l'incidence de la diminution des coûts du combustible, du résultat supplémentaire de Coolidge, qui a été mise en service en mai 2011, et de l'appréciation des prix réalisés pour l'électricité.

Les volumes des achats ont reculé pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 comparativement aux périodes correspondantes de 2011, principalement du fait d'une baisse de l'utilisation aux termes de la CAE de Sundance B et de Sheerness au cours de périodes d'affaiblissement des prix sur le marché au comptant et d'un plus grand nombre de jours d'arrêt d'exploitation. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le prix moyen de l'électricité sur le marché au comptant a fléchi de respectivement 18 % et 23 % comparativement aux périodes correspondantes de 2011, pour s'établir à 78 $ le mégawattheure (« MWh ») et à 59 $ le MWh. Malgré ces fléchissements des prix au comptant, le prix réalisé par MWh pour les périodes à l'étude s'est révélé supérieur grâce aux activités contractuelles.

Les produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Ouest ont été de 152 millions de dollars et de 482 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, soit respectivement 87 millions de dollars et 121 millions de dollars de moins que les chiffres inscrits pour les périodes correspondantes de 2011. Le recul, qui s'explique surtout par la situation de force majeure frappant la CAE de Sundance A et par la baisse des volumes des achats, a été neutralisé en partie par la progression des prix réalisés pour l'électricité. Pour la période de neuf mois à l'étude, les produits ont également subi l'incidence positive de la mise en service de Coolidge en mai 2011.

À respectivement 70 millions de dollars et 207 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, les achats de produits de base revendus des installations énergétiques de l'Ouest ont reculé de respectivement 33 millions de dollars et 72 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2011, en grande partie du fait de la situation de force majeure qui frappe la CAE de Sundance A ainsi que d'une baisse des volumes des achats.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Est s'est élevé respectivement à 85 millions de dollars et à 251 millions de dollars, soit à 13 millions de dollars et à 36 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour les périodes correspondantes de 2011. Parallèlement, le produit des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Est a atteint respectivement 108 millions de dollars et 309 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, soit une hausse de 9 millions de dollars et de 23 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2011. Les hausses proviennent surtout d'un accroissement des produits contractuels de la centrale de Bécancour ainsi que du résultat supplémentaire du parc éolien de Montagne-Sèche et de la première phase du parc de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne, dont la mise en service a eu lieu en novembre 2011.

En baisse de respectivement 11 millions de dollars et 40 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation s'est établi à respectivement 28 millions de dollars et 45 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2011. Les baisses s'expliquent essentiellement par l'affaiblissement du résultat d'ASTC Power Partnership en raison d'un recul des volumes visés par la CAE de Sundance B, ainsi que par le fléchissement des prix sur le marché au comptant. Dans le cas de la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation a également subi l'incidence de la régression du résultat de Portlands Energy à la suite d'un arrêt d'exploitation imprévu au deuxième trimestre de 2012.

Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis respectivement à 58 millions de dollars et à 160 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, montants inférieurs de 4 millions de dollars et de 20 millions de dollars à ceux constatés pour les périodes correspondantes de 2011, ce qui s'explique essentiellement par le recul des prix du gaz combustible en 2012 comparativement à 2011.

L'amortissement s'est accru de 11 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012 par rapport à la période correspondante de 2011, en raison surtout de la mise en service de Montagne-Sèche et de la première phase de Gros-Morne, de Cartier énergie éolienne, et de Coolidge.

Environ 91 % des volumes des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Ouest ont été vendus aux termes de contrats au troisième trimestre de 2012, comparativement à 81 % au troisième trimestre de 2011. Afin de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant de l'Alberta, les installations énergétiques de l'Ouest avaient conclu, en date du 30 septembre 2012, des contrats à prix fixe pour la vente d'environ 2 100 gigawatts-heure (« GWh ») d'électricité pour le reste de 2012 et 5 700 GWh d'électricité pour 2013.

La totalité des volumes de l'électricité vendue par les installations énergétiques de l'Est l'a été aux termes de contrats et devrait continuer de l'être à l'avenir.

Résultats de Bruce Power

(Quote-part de TransCanada) Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars, sauf indication contraire) 2012   2011   2012   2011  
                 
Bénéfice (perte) tiré(e)des participations comptabilisées à la valeur de consolidation(1)                
Bruce A (39 ) 16   (95 ) 48  
Bruce B 43   31   117   63  
  4   47   22   111  
Comprend :                
Produits 188   221   535   636  
Charges d'exploitation (142 ) (135 ) (402 ) (417 )
Amortissement et autres (42 ) (39 ) (111 ) (108 )
  4   47   22   111  
                 
Bruce Power - Données complémentaires                
Capacité disponible des centrales(2)                
  Bruce A 59 % 97 % 55 % 98 %
  Bruce B 99 % 94 % 94 % 88 %
  Capacité cumulée de Bruce Power 87 % 95 % 76 % 91 %
Jours d'arrêt d'exploitation prévus                
  Bruce A 60   -   213   5  
  Bruce B -   19   46   92  
Jours d'arrêt d'exploitation imprévus                
  Bruce A 7   4   7   13  
  Bruce B 2   -   25   24  
Volume des ventes (en GWh)(1)                
  Bruce A 943   1 489   2 585   4 425  
  Bruce B 2 241   2 111   6 197   5 903  
  3 184   3 600   8 782   10 328  
Prix de vente réalisé par MWh                
  Bruce A 68 $   66 $   68 $   66 $  
  Bruce B(3) 54 $   53 $   55 $   54 $  
  Prix cumulé pour Bruce Power 57 $   57 $   57 $   58 $  
(1) Ces données tiennent compte de la participation de TransCanada de 48,9% dans Bruce A et de 31,6% dans Bruce B.
(2) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps au cours de l'exercice pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(3) Ces données comprennent les produits reçus conformément au mécanisme de prix plancher et aux règlements de contrat, de même que les volumes et les produits associés à la production réputée.

La quote-part du bénéfice revenant à TransCanada découlant de sa participation dans Bruce A a chuté de respectivement 55 millions de dollars et 143 millions de dollars pour donner lieu à des pertes de 39 millions de dollars et de 95 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, alors que des bénéfices de 16 millions de dollars et de 48 millions de dollars avaient été inscrits pour les périodes correspondantes de 2011. Le recul pour le troisième trimestre est principalement attribuable à la baisse des volumes découlant de l'arrêt d'exploitation prévu du réacteur 4, qui a débuté le 2 août 2012, tandis que celui de la période de neuf mois à l'étude est aussi attribuable à l'arrêt d'exploitation prévu du réacteur 3 de novembre 2011 à juin 2012, dans le cadre du programme West Shift Plus. Il y a lieu de consulter la rubrique « Faits nouveaux » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur ces arrêts d'exploitation prévus.

Comparativement aux périodes correspondantes de 2011, la quote-part du bénéfice revenant à TransCanada découlant de sa participation dans Bruce B a augmenté de respectivement 12 millions de dollars et 54 millions de dollars pour atteindre 43 millions de dollars et 117 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012. Les augmentations tiennent surtout à une hausse des volumes et à une réduction des coûts d'exploitation découlant d'un moins grand nombre d'arrêts d'exploitation prévus, d'une baisse de la charge de location et d'une augmentation des prix réalisés. Certaines dispositions du contrat de location conclu par Bruce B avec l'Ontario Power Generation prévoient une réduction de la charge annuelle de location si le prix moyen annuel de l'électricité sur le marché au comptant de l'Ontario se situe en deçà de 30 $ le MWh. Le prix moyen au comptant s'est situé sous la barre des 30 $ le MWh tout au long des neuf premiers mois de 2012 et, selon les prévisions, devrait demeurer à ce niveau pour le reste de l'année.

Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (« OEO »), toute la production de Bruce A du troisième trimestre de 2012 a été vendue au prix fixe de 68,23 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 66,33 $ le MWh au troisième trimestre de 2011. Également aux termes d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production des réacteurs de Bruce B a fait l'objet d'un prix plancher de 51,62 $ le MWh au troisième trimestre de 2012 et de 50,18 $ le MWh au troisième trimestre de 2011. Les prix contractuels de Bruce A et de Bruce B sont ajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation.

Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix moyen mensuel sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Pour ce qui est de 2012, TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants inscrits dans les produits en 2012 ne devrait être remboursé.

L'arrêt d'exploitation du réacteur 4 qui a débuté le 2 août 2012 devrait se terminer vers la fin du quatrième trimestre de 2012. Aucun autre arrêt d'exploitation n'est prévu à Bruce Power pour le reste de l'année. En octobre 2012, Bruce Power a achevé les travaux de remise à neuf des réacteurs 1 et 2, et le réacteur 1 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.

Installations énergétiques aux États-Unis

BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis(1)(2)

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars US) 2012   2011   2012   2011  
                 
Produits                
  Installations énergétiques(3) 408   336   836   931  
  Capacité 75   70   181   183  
  Autres(4) 5   11   29   54  
  488   417   1 046   1 168  
Achats de produits de base revendus (268 ) (168 ) (548 ) (499 )
Coûts d'exploitation des centrales et autres(4) (120 ) (149 ) (303 ) (399 )
Frais généraux et frais d'administration et de soutien (13 ) (10 ) (34 ) (29 )
BAIIA comparable(1) 87   90   161   241  
Amortissement (30 ) (27 ) (90 ) (81 )
BAII comparable(1) 57   63   71   160  
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) 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.
(3) Les gains et les pertes réalisés sur les instruments dérivés financiers utilisés pour l'achat et la vente d'électricité, de gaz naturel et de mazout aux fins de la gestion des actifs des installations énergétiques aux États-Unis sont présentés en tant que montant net dans les produits tirés des installations énergétiques.
(4) Ces données comprennent les produits et les coûts de la centrale de Ravenswood associés à un accord de service avec un tiers, dont le niveau d'activité a été réduit en 2011.

Données sur l'exploitation des installations énergétiques aux États-Unis

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
  les 30 septembre   les 30 septembre  
(non audité) 2012   2011   2012   2011  
                 
Volumes des ventes physiques (en GWh)                
Offre                
  Électricité produite 2 350   2 137   5 291   5 369  
  Achats 3 601   1 657   6 858   4 777  
  5 951   3 794   12 149   10 146  
                 
Capacité disponible des centrales(1) 96 % 96 % 86 % 88 %
(1) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps au cours d'une période donnée pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis s'est établi à respectivement 87 millions de dollars US et 161 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, soit à respectivement 3 millions de dollars US et 80 millions de dollars US de moins que les chiffres inscrits pour les périodes correspondantes de 2011. Les reculs, qui sont principalement attribuables à la baisse des prix réalisés pour l'électricité, à l'augmentation des coûts d'approvisionnement de la charge ainsi qu'à la réduction des débits d'eau dans les installations hydroélectriques aux États-Unis, ont été quelque peu atténués par la progression des ventes à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel.

Les volumes des ventes physiques se sont accrus pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, comparativement aux périodes correspondantes de 2011, principalement du fait de l'accroissement des achats à des fins de vente à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel sur les marchés de PJM et de la Nouvelle-Angleterre. Les volumes produits ont subi l'incidence négative d'un repli des volumes d'hydroélectricité produits tout au long de 2012, ce que l'accroissement des volumes produits par d'autres installations énergétiques aux États-Unis a largement compensé au troisième trimestre de 2012.

Pour le trimestre clos le 30 septembre 2012, les produits des installations énergétiques aux États-Unis se sont chiffrés à 408 millions de dollars US, soit à 72 millions de dollars US de plus qu'à la période correspondante de 2011. L'appréciation provient essentiellement de l'accroissement des volumes d'électricité vendus à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel; elle a été atténuée par le fléchissement des prix réalisés pour l'électricité. À 836 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, les produits des installations énergétiques aux États-Unis ont chuté de 95 millions de dollars US comparativement à la période correspondante de 2011 du fait, surtout, du fléchissement des prix réalisés pour l'électricité, ce qui a été partiellement contrebalancé par une hausse des volumes des ventes.

Les produits tirés de la capacité se sont élevés à 75 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 septembre 2012, soit à 5 millions de dollars US de plus que pour la période correspondante de 2011, en raison d'une augmentation des prix réalisés pour la capacité dans l'État de New York, atténuée par le repli des prix de la capacité en Nouvelle-Angleterre. Les produits tirés de la capacité se sont établis à 181 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, une diminution de 2 millions de dollars US par rapport à la période correspondante de 2011, parce que le repli des prix de la capacité en Nouvelle-Angleterre a plus que contré l'augmentation des prix réalisés pour la capacité dans l'État de New York.

À respectivement 268 millions de dollars US et 548 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, les achats de produits de base revendus ont bondi de respectivement 100 millions de dollars US et 49 millions de dollars US comparativement aux périodes correspondantes de 2011, du fait de l'accroissement des volumes d'électricité achetés afin d'être revendus aux termes d'engagements visant la vente d'électricité à des clients des secteurs industriel, commercial et de gros, ainsi que de l'augmentation des coûts d'approvisionnement de la charge, en partie contrés par le fléchissement des prix de l'électricité.

Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont respectivement établis à 120 millions de dollars US et à 303 millions de dollars US pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, montants inférieurs de 29 millions de dollars US et de 96 millions de dollars US à ceux des périodes correspondante de 2011, principalement à cause du recul des prix du gaz naturel combustible.

Au 30 septembre 2012, les installations énergétiques aux États-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 1 200 GWh d'électricité, ou 53 % de leur production prévue, pour le reste de 2012 et pour quelque 2 700 GWh, ou 35 % de leur production prévue, pour l'exercice 2013. La production prévue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et éoliennes, des prix des produits de base et de la répartition des actifs en découlant, tandis que les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients.

Stockage de gaz naturel

Le BAIIA comparable dégagé du stockage de gaz naturel a été de 17 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2012, soit une progression de 6 millions de dollars comparativement au trimestre clos le 30 septembre 2011. La progression tient surtout à l'accentuation des écarts saisonniers dans les prix réalisés pour le stockage de gaz naturel ainsi qu'à la baisse des coûts d'exploitation.

À 47 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, le BAIIA comparable dégagé du stockage de gaz naturel affiche un repli de 9 millions de dollars par rapport à la même période en 2011, repli en grande partie attribuable à l'incidence du rétrécissement, au premier trimestre de 2012, des écarts saisonniers dans les prix réalisés pour le stockage de gaz naturel, mais quelque peu contré par la baisse des coûts d'exploitation depuis le début de l'exercice.

Autres postes de l'état des résultats

Intérêts débiteurs comparables(1)

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars) 2012   2011   2012   2011  
                 
Intérêts sur la dette à long terme(2)                
  Libellée en dollars CA 130   121   385   365  
  Libellée en dollars US 185   187   554   549  
  Change 1   (4 ) 1   (12 )
  316   304   940   902  
                 
Intérêts divers et amortissement 7   4   14   17  
Intérêts capitalisés (74 ) (66 ) (224 ) (231 )
Intérêts débiteurs comparables(1) 249   242   730   688  
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur les intérêts débiteurs comparables.
(2) Ces données comprennent les intérêts sur les billets subordonnés de rang inférieur.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, les intérêts débiteurs comparables se sont établis à respectivement 249 millions de dollars et 730 millions de dollars, soit une hausse de respectivement 7 millions de dollars et 42 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2011. La hausse pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012 tient compte des intérêts accrus sur les émissions de titres d'emprunt de 1,0 milliard de dollars US en août 2012, de 500 millions de dollars US en mars 2012 et de 750 millions de dollars en novembre 2011 et sur l'émission de titres d'emprunt de TC PipeLines, LP de 350 millions de dollars US en juin 2011. Ces augmentations reflètent par ailleurs l'incidence négative du raffermissement du dollar US sur l'intérêt libellé en dollars US et la baisse des intérêts capitalisés pour Keystone, Coolidge et Guadalajara en raison de la mise en service de ces actifs, mais elles ont été partiellement annulées par les gains supérieurs réalisés en 2012 comparativement à 2011 au titre des instruments dérivés servant à gérer le risque lié aux augmentations des taux d'intérêt auquel la société est exposée et l'incidence de l'échéance de titres d'emprunt libellés en dollars CA et en dollars US en 2012 et 2011.

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, les intérêts créditeurs et autres comparables se sont accrus de respectivement 26 millions de dollars et 14 millions de dollars pour s'établir à 22 millions de dollars et 66 millions de dollars comparativement aux périodes correspondantes de 2011. La hausse constatée pour le trimestre clos le 30 septembre 2012 s'explique avant tout par les gains réalisés en 2012, alors que des pertes avaient été subies en 2011, sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition nette de la société aux fluctuations des taux de change sur les produits libellés en dollars US et sur la conversion des soldes du fonds de roulement libellés en monnaie étrangère. L'accroissement pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012 tient surtout aux gains constatés en 2012, contre les pertes essuyées en 2011, à la conversion des soldes du fonds de roulement libellés en monnaie étrangère.

Les impôts sur le bénéfice comparables se sont établis à 123 millions de dollars et à 354 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, comparativement à 144 millions de dollars et à 470 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2011. Ces diminutions de respectivement 21 millions de dollars et 116 millions de dollars s'expliquent principalement par le résultat avant les impôts inférieur en 2012 comparativement à 2011.

Situation de trésorerie et sources de financement

TransCanada croit que sa situation financière et sa capacité de générer des liquidités à même son exploitation, à court et à long termes, ainsi que de maintenir la solidité et la souplesse financières requises pour concrétiser ses plans de croissance, demeurent bonnes. La situation de trésorerie de TransCanada est appuyée par les flux de trésorerie provenant de l'exploitation, par la disponibilité de soldes de caisse et par des facilités de crédit bancaires renouvelables confirmées inutilisées de 1,0 milliard de dollars US, de 300 millions de dollars US, de 1,0 milliard de dollars US et de 2,0 milliards de dollars arrivant à échéance respectivement en novembre 2012, février 2013, octobre 2013 et octobre 2017. Ces facilités appuient les trois programmes de papier commercial de la société. En outre, au 30 septembre 2012, la quote-part de TransCanada de la capacité inutilisée aux termes des facilités bancaires confirmées de sociétés affiliées exploitées par la société s'établissait à 90 millions de dollars, ces facilités venant à échéance en 2016. Toujours au 30 septembre 2012, TransCanada disposait encore de fonds de 2,0 milliards de dollars, 1,25 milliard de dollars et 2,5 milliards de dollars US, respectivement aux termes de ses prospectus préalables au Canada et aux États-Unis visant des titres de capitaux propres et des titres d'emprunt. Les risques à l'égard de la situation de trésorerie de TransCanada, des marchés et autres sont décrits plus en détail sous la rubrique « Gestion des risques et instruments financiers » du présent rapport de gestion.

Activités d'exploitation

Fonds provenant de l'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
         
Flux de trésorerie        
  Fonds provenant de l'exploitation(1) 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
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur les fonds provenant de l'exploitation.

Les rentrées nettes liées à l'exploitation ont augmenté de 93 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2012 comparativement à la période correspondante de 2011, surtout en raison des variations du fonds de roulement. Cette hausse a été en partie contrée par la capitalisation accrue des régimes de retraites et la baisse des distributions sur les participations comptabilisées à la valeur de consolisation. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2012, les rentrées nettes liées à l'exploitation ont reculé de 213 millions de dollars comparativement à la même période de 2011, et ce, en grande partie en raison du repli du bénéfice ainsi que des variations mentionnées précédemment au troisième trimestre.

Au 30 septembre 2012, l'actif à court terme de TransCanada atteignait 2,6 milliards de dollars alors que son passif à court terme s'établissait à 4,8 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à un fonds de roulement négatif de 2,2 milliards de dollars. La société est d'avis que cet écart peut être géré compte tenu de sa capacité à générer des flux de trésorerie provenant de l'exploitation ainsi que de son accès continu aux marchés financiers.

Activités d'investissement

Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 694 millions de dollars et 1 555 millions de dollars (505 millions de dollars et 1 593 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011) et elles se rapportaient à l'expansion du réseau d'oléoducs de Keystone ainsi qu'à celle du réseau de l'Alberta. Les participations comptabilisées à la valeur de consolidation de respectivement 144 millions de dollars et 557 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (213 millions de dollars et 451 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011) visaient principalement l'investissement de la société pour la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce Power, qui ont été achevés en octobre 2012, et le prolongement de l'arrêt d'exploitation du réacteur 3 dans le cadre du programme West Shift Plus.

Activités de financement

En août 2012, la société a émis pour une valeur de 1,0 milliard de dollars US de billets de premier rang échéant le 1er août 2022 assortis d'un taux d'intérêt annuel de 2,5 %. En mars 2012, la société a émis pour une valeur de 500 millions de dollars US de billets de premier rang échéant le 2 mars 2015 et portant intérêt à un taux annuel de 0,875 %. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable d'une valeur de 4,0 milliards de dollars US déposé en novembre 2011. Le produit net de ces émissions a servi à des fins générales et à la réduction de la dette à court terme.

La société croit qu'elle a la capacité de financer son programme d'investissement en cours grâce aux flux de trésorerie qu'elle génère en interne, à son accès continu aux marchés financiers et à ses liquidités, appuyés par des facilités de crédit confirmées de plus de 4 milliards de dollars. La souplesse financière de TransCanada est étayée par les occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation régulière avec TC PipeLines, LP.

Dividendes

Le 29 octobre 2012, 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 ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 31 janvier 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2012. De plus, des dividendes trimestriels de 0,2875 $ et de 0,25 $ par action privilégiée ont été déclarés respectivement pour les actions privilégiées de série 1 et de série 3, pour le trimestre qui sera clos le 31 décembre 2012. Les dividendes sont payables le 31 décembre 2012 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 novembre 2012. Par ailleurs, un dividende trimestriel de 0,275 $ par action privilégiée a été déclaré pour les actions privilégiées de série 5 pour la période qui sera close le 30 janvier 2013. Le dividende est payable le 30 janvier 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2012.

Obligations contractuelles

Exception faite d'une hausse de 1,4 milliard de dollars des dépenses en immobilisations, liées principalement au projet de la côte du golfe du Mexique et au pipeline Keystone XL, atténuée en partie par des réductions des engagements d'achat de produits de base axés sur les prix du marché d'environ 1,3 milliard de dollars, il n'y a eu aucun changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada pour la période du 31 décembre 2011 au 30 septembre 2012, y compris les paiements exigibles pour les cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur les obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2011 de TransCanada.

Conventions comptables et estimations comptables critiques

Le 1er janvier 2012, TransCanada a commencé à présenter ses résultats conformément aux PCGR des États-Unis tel qu'il est permis. Les chiffres comparatifs, qui étaient antérieurement présentés conformément aux PCGR du Canada, ont été ajustés au besoin afin d'être conformes aux conventions comptables de la société conformément aux PCGR des États-Unis. L'incidence, sur la présentation de l'information financière, de l'adoption des PCGR des États-Unis par TransCanada est présentée à la note 25 afférente aux états financiers consolidés audités de 2011 de TransCanada inclus dans le rapport annuel 2011 de TransCanada. Les conventions comptables et les estimations comptables critiques utilisées sont conformes à celles qui sont définies dans le rapport annuel 2011 de TransCanada, exception faite de ce qui est décrit ci-dessous, qui présente les principales conventions comptables de la société qui ont été modifiées en raison de l'adoption des PCGR des États-Unis.

Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et à des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses.

Modifications des conventions comptables en raison de l'adoption des PCGR des États-Unis

Principes de consolidation

Les états financiers consolidés condensés comprennent les comptes de TransCanada et de ses filiales. La société consolide ses participations dans des entités sur lesquelles elle peut exercer un contrôle. Dans la mesure où il existe des participations détenues par d'autres parties, les participations des autres parties sont incluses dans les participations sans contrôle. TransCanada suit la méthode de la comptabilisation à la valeur de consolidation pour comptabiliser les coentreprises sur lesquelles la société peut exercer un contrôle conjoint et les participations dans des sociétés sur lesquelles elle est en mesure d'exercer une influence notable. TransCanada constate sa quote-part des participations indivises dans certains actifs.

Stocks

Les stocks, qui se composent principalement de matières et de fournitures, y compris les pièces de rechange, le combustible et les stocks de gaz naturel, sont comptabilisés au coût moyen pondéré ou à la valeur du marché, selon le moins élevé des deux montants.

Impôts sur le bénéfice

La société applique la méthode du report variable pour comptabiliser les impôts sur le bénéfice. Cette méthode exige la constatation des actifs et des passifs d'impôts reportés au titre des incidences fiscales futures des écarts entre la valeur comptable des actifs et des passifs existants, dans les états financiers, et leur valeur fiscale respective. Les actifs et les passifs d'impôts reportés sont évalués au moyen des taux d'imposition en vigueur à la date du bilan qui sont censés s'appliquer aux bénéfices imposables des exercices au cours desquels les écarts temporaires devraient être soit recouvrés, soit réglés. Les variations de ces soldes sont imputées aux résultats de l'exercice au cours duquel elles surviennent, sauf pour ce qui est des variations des soldes liés au réseau principal au Canada, au réseau de l'Alberta et à Foothills, qui sont reportées jusqu'à ce qu'elles soient remboursées ou récupérées par le truchement de la tarification, ainsi que le permet l'ONÉ.

Dans le cas des bénéfices non répartis des établissements étrangers, la société ne constitue pas de provision pour les impôts canadiens, puisqu'elle n'entend pas rapatrier ces bénéfices dans un avenir prévisible.

Régimes d'avantages sociaux et autres

La société offre à ses employés des régimes de retraite à prestations déterminées (« régimes PD »), des régimes à cotisations déterminées (« régimes CD »), un régime d'épargne et d'autres régimes d'avantages complémentaires de retraite. Les cotisations versées par la société aux régimes CD et au régime d'épargne sont passées en charges dans l'exercice au cours duquel elles sont engagées. Le coût des prestations que les employés reçoivent dans le cadre des régimes PD et des autres régimes d'avantages complémentaires de retraite est établi par calculs actuariels suivant la méthode de répartition au prorata des services et suivant les estimations les meilleures faites par la direction relativement au rendement prévu des placements des régimes de retraite, à la progression des salaires, à l'âge de départ à la retraite des employés et aux coûts prévus des soins de santé.

Les actifs des régimes PD sont évalués à leur juste valeur. Le taux de rendement prévu des actifs des régimes PD est déterminé au moyen de valeurs liées au marché en fonction de la valeur d'une moyenne mobile sur cinq ans pour tous les actifs des régimes PD. Les coûts au titre des services passés sont amortis sur la durée résiduelle moyenne prévue d'activité des employés. Les ajustements découlant des modifications apportées aux régimes sont amortis selon la méthode de l'amortissement linéaire, sur la durée moyenne résiduelle d'activité des employés actifs à la date de la modification. La société constate dans son bilan le montant de surcapitalisation ou le déficit de capitalisation de ses régimes PD en tant qu'actif ou que passif et comptabilise les variations de la situation de capitalisation dans l'exercice au cours duquel elles surviennent par voie des autres éléments du résultat étendu. Les gains actuariels nets ou les pertes actuarielles nettes qui excèdent 10 % de l'obligation au titre des prestations constituées ou de la valeur liée au marché des actifs des régimes PD, selon le plus élevé des deux montants, le cas échéant, sont sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu en étant amortis sur la durée moyenne résiduelle d'activité des employés actifs. Pour certaines activités réglementées, les montants des avantages complémentaires de retraite peuvent être recouvrés par le truchement de la tarification au fur et à mesure de la capitalisation des avantages. La société comptabilise les gains et les pertes non constatés ou les variations des hypothèses actuarielles liées à ces régimes d'avantages complémentaires de retraite en tant qu'actifs ou que passifs réglementaires, qui sont alors amortis selon la méthode de l'amortissement linéaire sur la durée résiduelle moyenne d'activité des employés actifs. Lorsque la restructuration d'un régime d'avantages donne lieu à une compression et à un règlement, la compression est comptabilisée avant le règlement.

La société offre aux employés des régimes d'encouragement de durée moyenne, aux termes desquels des paiements sont versés aux employés admissibles. Les charges liées à ces régimes d'encouragement sont comptabilisées selon la méthode de la comptabilité d'exercice. Aux termes de ces régimes, les avantages deviennent acquis lorsque certaines conditions sont respectées, notamment l'emploi continu de l'employé durant une période déterminée et la réalisation de certains objectifs de rendement précis pour la société.

Coûts de transaction liés à la dette à long terme

La société constate les coûts de transaction liés à la dette à long terme en tant qu'actifs reportés et elle amortit ces coûts selon la méthode du taux d'intérêt effectif, exception faite de ceux liés aux gazoducs réglementés au Canada, qui continuent d'être amortis selon la méthode de l'amortissement linéaire conformément aux dispositions des mécanismes de tarification.

Garanties

La société comptabilise, à la juste valeur et dès leur prise d'effet, certaines garanties qu'elle accorde au nom d'entités partiellement détenues pour lesquelles des paiements conditionnels peuvent être effectués. La juste valeur de ces garanties est évaluée par actualisation des flux de trésorerie que la société devrait engager si elle avait recours à des lettres de crédit plutôt qu'à des garanties. Les garanties sont constatées en tant qu'augmentation des immobilisations corporelles dans les participations comptabilisées à la valeur de consolidation ou elles sont imputées au bénéfice net avec l'inscription d'un passif correspondant dans les montants reportés.

Modifications de conventions comptables pour 2012

Évaluation à la juste valeur

Le 1er janvier 2012, la société a adopté l'Accounting Standards Update (« ASU ») sur les évaluations à la juste valeur publié par le Financial Accounting Standards Board (« FASB »). L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des évaluations de troisième niveau.

Actifs incorporels - Écart d'acquisition et autres

Le 1er janvier 2012, la société a adopté l'ASU publié par le FASB pour l'évaluation de l'écart d'acquisition pour déterminer s'il y a perte de valeur. L'adoption de l'ASU a donné lieu à une modification de convention comptable liée à l'évaluation de l'écart d'acquisition pour déterminer s'il y a perte de valeur, puisque la société peut désormais, aux termes des PCGR des États-Unis, évaluer d'abord les facteurs qualitatifs qui influent sur la juste valeur d'une unité d'exploitation comparativement au montant comptable dans le but de déterminer si elle doit effectuer le test de dépréciation de l'écart d'acquisition en deux étapes.

Modifications comptables futures

Compensation dans le bilan

En décembre 2011, le FASB a publié une recommandation modifiée visant à rehausser les obligations d'information pour permettre aux utilisateurs d'états financiers d'évaluer l'incidence ou l'incidence potentielle des accords de compensation sur la situation financière d'une entreprise. Les modifications donnent lieu à la présentation d'informations plus détaillées en exigeant des informations supplémentaires sur les instruments financiers et les instruments dérivés qui font l'objet d'une compensation conformément aux PCGR des États-Unis en vigueur ou d'un accord de compensation cadre exécutoire. Cette recommandation s'applique pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2013. L'adoption de ces modifications devrait donner lieu à la présentation d'informations plus détaillées au sujet des instruments financiers faisant l'objet d'une compensation tel qu'il est décrit dans les modifications en question.

Instruments financiers et gestion des risques

TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de marché, de crédit lié aux contreparties et d'illiquidité auxquels elle est exposée.

Risque de crédit des contreparties et risque d'illiquidité

À la date du bilan, le risque de crédit des contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous le poste Débiteurs et autres du sommaire des instruments financiers non dérivés présenté dans le tableau ci-après. Des lettres de crédit et des liquidités sont les principaux types de garanties pour ces montants. La majeure partie des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée. Au 30 septembre 2012, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.

Au 30 septembre 2012, la concentration du risque de crédit de la société était de 266 millions de dollars à recevoir d'une contrepartie. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.

La société continue de gérer le risque d'illiquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles.

Investissement net dans des établissements étrangers autonomes

La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers autonomes après les impôts. Au 30 septembre 2012, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 11,0 milliards de dollars (11,2 milliards de dollars US) et une juste valeur de 14,4 milliards de dollars (14,6 milliards de dollars US). Au 30 septembre 2012, un montant de 60 millions de dollars (79 millions de dollars au 31 décembre 2011) était inclus dans les autres actifs à court terme, un montant de 96 millions de dollars (66 millions de dollars au 31 décembre 2011) était inclus dans les actifs incorporels et les autres actifs, un montant de 6 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2011) était inclus dans les créditeurs et un montant de 18 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 décembre 2011) était inclus dans les montants reportés pour la juste valeur des contrats à terme et des swaps utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars US de la société dans des établissements étrangers autonomes.

Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net dans des établissements étrangers autonomes

Les justes valeurs ainsi que le montant nominal ou en capital pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :

  30 septembre 2012 31 décembre 2011
Actif (passif) (non audité) (en millions de dollars) Juste
valeur
(1
) Montant nominal ou en capital Juste
valeur(1
) Montant nominal ou en capital
             
Swaps de devises en dollars US            
  (échéant de 2012 à 2019)(2) 131   3 950 US 93   3 850 US
Contrats de change à terme en dollars US            
  (échéant en 2012) 1   100 US (4 ) 725 US
             
  132   4 050 US 89   4 575 US
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
   
(2) Le bénéfice net consolidé du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 comprenait des gains réalisés nets de respectivement 8 millions de dollars et 22 millions de dollars (gains de 8 millions de dollars et de 20 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011) liés à la composante intérêts se rapportant aux règlements de swaps de devises.

Sommaire des instruments financiers non dérivés

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non dérivés s'établissent comme suit :

  30 septembre 2012     31 décembre 2011  
(non audité)(en millions de dollars) Valeur comptable(1 ) Juste valeur(2 )   Valeur comptable(1 ) Juste valeur(2 )
                   
Actifs financiers                  
Trésorerie et équivalents de trésorerie 494   494     654   654  
Débiteurs et autres(3) 1 102   1 158     1 359   1 403  
Actifs disponibles à la vente(3) 32   32     23   23  
  1 628   1 684     2 036   2 080  
                   
Passifs financiers(4)                  
Billets à payer 1 470   1 470     1 863   1 863  
Créditeurs et montants reportés(5) 1 069   1 069     1 329   1 329  
Intérêts courus 346   346     365   365  
Dette à long terme 18 969   24 938     18 659   23 757  
Billets subordonnés de rang inférieur 983   1 048     1 016   1 027  
  22 837   28 871     23 232   28 341  
(1) Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de 350 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 décembre 2011) au titre de la dette à long terme qui est constaté à la juste valeur. Cette dette constatée à la juste valeur de façon récurrente est classée dans la catégorie de juste valeur de deuxième niveau selon l'approche bénéfices en fonction des taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
(2) L'évaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers constatée au coût après amortissement pour laquelle la juste valeur n'est pas égale à la valeur comptable serait incluse dans le deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices en fonction des taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
(3) Au 30 septembre 2012, le bilan consolidé condensé comprenait des actifs financiers de 873 millions de dollars (1,1 milliard de dollars au 31 décembre 2011) dans les débiteurs, de 39 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 décembre 2011) dans les autres actifs à court terme et de 222 millions de dollars (247 millions de dollars au 31 décembre 2011) dans les actifs incorporels et autres actifs.
(4) Le bénéfice net consolidé du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 comprenait des pertes de respectivement 2 millions de dollars et 14 millions de dollars (pertes de 7 millions de dollars et de 18 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011) en raison d'ajustements de la juste valeur liée à des swaps de taux d'intérêt visant 350 millions de dollars US (350 millions de dollars US en 2011) de la dette à long terme. Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.
(5) Au 30 septembre 2012, le bilan consolidé condensé comprenait des passifs financiers de 967 millions de dollars (1,2 milliard de dollars au 31 décembre 2011) dans les créditeurs et de 102 millions de dollars (137 millions de dollars au 31 décembre 2011) dans les montants reportés.

Sommaire des instruments financiers dérivés

Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :

30 septembre 2012                        
(non audité)(en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)
Électricité
    Gaz naturel     Change    
Intérêts
   
                         
Instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction(1)                        
Justes valeurs(2)                        
  Actifs 168   $ 107   $ 7   $ 16   $
  Passifs (195 ) $ (126 ) $ (13 ) $ (16 ) $
Valeurs nominales                        
  Volumes(3)                        
    Achats 31 717     99     -     -    
    Ventes 32 700     73     -     -    
  En dollars CA -     -     -     620    
  En dollars US -     -     1 255 US     200 US    
  Swaps de devises -     -     47/37 US     -    
                         
Gains (pertes) net(te)s non réalisé(e)s de la période(4)                        
  Trimestre clos le 30 septembre 2012 1   $ 12   $ 13   $ -    
  Période de neuf mois close le 30 septembre 2012 (17 ) $ 2   $ 5   $ -    
                         
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période(4)                        
  Trimestre clos le 30 septembre 2012 4   $ (4 ) $ 6   $ -    
  Période de neuf mois close le 30 septembre 2012 8   $ (19 ) $ 21   $ -    
                         
Dates d'échéance 2012-2016     2012-2016     2012-2013     2013-2016    
                         
Instruments financiers dérivés faisant l'objet de relations de couverture(5)(6)                        
Justes valeurs(2)                        
  Actifs 85   $ -     -     13   $
  Passifs (130 ) $ (6 ) $ (41 ) $ -    
Valeurs nominales                        
  Volumes(3)                        
    Achats 17 745     3     -     -    
    Ventes 7 467     -     -     -    
  En dollars US -     -     42 US     350 US    
  Swaps de devises -     -     136/100 US     -    
                         
Gains (pertes) net(te)s réalisé(e)s de la période(4)                        
  Trimestre clos le 30 septembre 2012 (49 ) $ (7 ) $ -     2   $
  Période de neuf mois close le 30 septembre 2012 (101 ) $ (21 ) $ -     5   $
                         
Dates d'échéance 2012-2018     2012-2013     2012-2014     2013-2015    
(1) Tous les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(4) Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 13 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 6 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.
2011                        
(non audité)(en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)
Électricité
    Gaz naturel     Change    
Intérêts
   
                         
Instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction(1)                        
Justes valeurs(2)(3)                        
  Actifs 185   $ 176   $ 3   $ 22   $
  Passifs (192 ) $ (212 ) $ (14 ) $ (22 ) $
Valeurs nominales(3)                        
  Volumes(4)                        
    Achats 21 905     103     -     -    
    Ventes 21 334     82     -     -    
  En dollars CA -     -     -     684    
  En dollars US -     -     1 269 US     250 US    
  Swaps de devises -     -     47/37 US     -    
                         
Gains (pertes) net(te)s réalisé(e)s de la période(5)                        
  Trimestre clos le 30 septembre 2011 6   $ (13 ) $ (41 ) $ 1   $
  Période de neuf mois close le 30 septembre 2011 9   $ (39 ) $ (41 ) $ 1   $
                         
Gains (pertes) net(te)s non réalisé(e)s de la période(5)                        
  Trimestre clos le 30 septembre 2011 15   $ (20 ) $ (7 ) $ -    
  Période de neuf mois close le 30 septembre 2011 20   $ (61 ) $ 26   $ 1   $
                         
Dates d'échéance 2012-2016     2012-2016     2012     2012-2016    
                         
Instruments financiers dérivés faisant l'objet de relations de couverture(6)(7)                        
Justes valeurs(2)(3)                        
  Actifs 16   $ 3   $ -     13   $
  Passifs (277 ) $ (22 ) $ (38 ) $ (1 ) $
Valeurs nominales(3)                        
  Volumes(4)                        
    Achats 17 188     8     -     -    
    Ventes 8 061     -     -     -    
  En dollars US -     -     73 US     600 US    
  Swaps de devises -     -     136/100 US     -    
                         
Pertes nettes réalisées de la période(5)                        
  Trimestre clos le 30 septembre 2011 (56 ) $ (6 ) $ -     (4 ) $
  Période de neuf mois close le 30 septembre 2011 (112 ) $ (14 ) $ -     (13 ) $
                         
Dates d'échéance 2012-2017     2012-2013     2012-2014     2012-2015    
(1) Tous les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Au 31 décembre 2011.
(4) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(5) Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(6) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 13 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US au 31 décembre 2011. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, s'établissant respectivement à 1 million de dollars et à 5 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2011, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas. Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

Présentation des instruments financiers dérivés au bilan

La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de la société s'établit comme suit :

(non audité)(en millions de dollars) 30 septembre
2012
  31 décembre 2011  
         
À court terme        
Autres actifs à court terme 302   361  
Créditeurs (340 ) (485 )
         
À long terme        
Actifs incorporels et autres actifs 250   202  
Montants reportés (211 ) (349 )

Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie

Les composantes des autres éléments du résultat étendu liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture des flux de trésorerie s'établissent comme suit :

  Couvertures de flux de trésorerie  
Trimestres clos les 30 septembre(non audité) Électricité   Gaz Naturel   Change Intérêts  
(en millions de dollars, avant les impôts) 2012 2011   2012   2011   2012   2011 2012 2011  
                           
Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)
96

(25
)
(3
)
(14
) (5 )
13

-

(1
)
Reclassement des gains et (des pertes) sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)

54


26
 

15
 

27
 

-
 

-


4


11
 
Gains sur les instruments dérivés constatés dans le bénéfice (partie inefficace)
5

1
 
1
 
1
 
-
 
-

-

-
 
  Couvertures de flux de trésorerie  
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre(non audité) Électricité   Gaz Naturel   Change Intérêts  
(en millions de dollars, avant les impôts) 2012 2011   2012   2011   2012   2011 2012 2011  
                           
Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)
74

(128
)
(17
)
(39
)
(5
)
6

-

(1
)
Reclassement des gains sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)

129


58
 

43
 

80
 

-
 

-


14


33
 
Gains sur les instruments dérivés constatés dans le bénéfice (partie inefficace)
6

2
 
-
 
-
 
-
 
-

-

-
 

Les instruments dérivés qui ont pour objet de gérer le risque de marché comportent souvent des dispositions relatives à des assurances financières qui permettent aux parties de gérer le risque de crédit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un événement lié au risque de crédit devait se produire, tel que la révision à la baisse de la cote de crédit de la société à un niveau de catégorie spéculative. Compte tenu des contrats en place et des prix du marché au 30 septembre 2012, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel étant en position nette créditrice était de 41 millions de dollars (77 millions de dollars en 2011), et la société a fourni à ce titre des garanties de néant (6 millions de dollars en 2011) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats étaient déclenchées au 30 septembre 2012, la société aurait été tenue de fournir à ses contreparties des garanties supplémentaires de 41 millions de dollars (71 millions de dollars en 2011). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel. La société dispose de suffisamment de liquidités sous forme d'encaisse et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

Hiérarchie de la juste valeur

Les actifs et les passifs de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie de la juste valeur.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau est déterminée en fonction des prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels la société avait accès à la date d'évaluation.

La juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer le risque lié aux fluctuations des taux de change et des taux d'intérêt compris dans les actifs et les passifs inclus dans le deuxième niveau est déterminée selon l'approche bénéfices. La juste valeur des produits de base pour l'électricité et le gaz compris dans les actifs et les passifs est déterminée selon l'approche marché. Selon ces deux approches, l'évaluation est fondée sur une extrapolation des données, autres que les prix cotés inclus dans le premier niveau, pour lesquelles toutes les données sont observables directement ou indirectement. Ces données comprennent les taux de change publiés, les taux d'intérêt, les courbes des swaps de taux d'intérêt, les courbes de rendement et les prix indiqués par les fournisseurs externes de services de données. En présence d'une évolution des conditions du marché, des transferts entre le premier niveau et le deuxième niveau auraient lieu. Pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre 2012 et 2011, il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxième niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau évaluée de façon récurrente est déterminée selon l'approche marché en fonction de données qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur en général. Les actifs et les passifs évalués à la juste valeur peuvent fluctuer entre le deuxième niveau et le troisième niveau selon la proportion de la valeur du contrat dont la durée se prolonge au-delà de la période pour laquelle il est jugé que les données sont observables. Lorsqu'ils approchent de leur échéance et que les données de marché observables deviennent disponibles, les contrats sont transférés du troisième niveau au deuxième niveau.

Les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés à faible liquidité sont incluses dans le troisième niveau de la hiérarchie de la juste valeur, puisque les prix des produits de base connexes ne sont pas facilement observables. Les prix de l'électricité à long terme sont estimés au moyen d'un outil de modélisation d'une tierce partie qui se fonde sur les caractéristiques d'exploitation des installations de production dans les marchés sur lesquels la société est présente. Les données du modèle comprennent les mécanismes principaux du marché tels que les prix du combustible, les ajouts et les retraits à l'alimentation en énergie, la demande d'électricité, les conditions hydrologiques saisonnières et les contraintes de transport. À long terme, les prix du gaz naturel en Amérique du Nord sont fondés sur une perspective de l'offre et de la demande futures de gaz naturel ainsi que des coûts d'exploration et de mise en valeur. La direction et le conseil d'administration passent périodiquement en revue les prix à long terme. Une baisse marquée des prix du combustible ou de la demande d'électricité ou de gaz naturel ou une augmentation de l'offre d'électricité ou de gaz naturel pourraient donner lieu à une évaluation inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisième niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs de la société déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme, est classée comme suit :

  Prix cotés
sur des marchés
actifs
(premier niveau)
  Autres
données
importantes
observables
(deuxième niveau)
  Données
importantes
non observables
(troisième niveau)
 

 Total
 
(non audité)(en millions de dollars, avant les impôts) 30 sept.
2012
  31 déc.
2011
  30 sept.
2012
  31 déc.
2011
  30 sept.
2012
  31 déc.
2011
  30 sept.
2012
  31 déc.
2011
 
Actifs liés aux instruments financiers dérivés :                                
  Contrats sur taux d'intérêt -   -   29   36   -   -   29   36  
  Contrats de change -   -   160   141   -   -   160   141  
  Contrats sur produits de base pour l'électricité -   -   242   201   9   -   251   201  
  Contrats sur produits de base pour le gaz 90   124   17   55   -   -   107   179  
Passifs liés aux instruments financiers dérivés :                                
  Contrats sur taux d'intérêt -   -   (16 ) (23 ) -   -   (16 ) (23 )
  Contrats de change -   -   (75 ) (102 ) -   -   (75 ) (102 )
  Contrats sur produits de base pour l'électricité -   -   (318 ) (454 ) (5 ) (15 ) (323 ) (469 )
  Contrats sur produits de base pour le gaz (114 ) (208 ) (18 ) (26 ) -   -   (132 ) (234 )
Instruments financiers non dérivés :                                
Actifs disponibles à la vente 32   23   -   -   -   -   32   23  
  8   (61 ) 21   (172 ) 4   (15 ) 33   (248 )
                                 

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

  Instruments dérivés(1)  
  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars, avant les impôts) 2012   2011   2012   2011  
                 
Solde au début de la période 7   (30 ) (15 ) (8 )
Nouveaux contrats -   -   -   1  
Règlements -   1   (1 ) 1  
Transferts du troisième niveau (12 ) 2   (10 ) 2  
Total des gains inclus dans le bénéfice net(2) 7   -   8   -  
Total des gains (pertes) inclus dans les autres éléments du résultat étendu 2   10   22   (13 )
Solde à la fin de la période 4   (17 ) 4   (17 )
(1) La juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés est présentée sur une base nette.
(2) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012, les gains non réalisés ou les pertes non réalisées inclus dans le bénéfice net et attribuables à des instruments dérivés toujours détenus à la date du bilan étaient une perte de 1 million de dollars (néant en 2011).

Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu respectivement à une baisse ou à une hausse de 6 millions de dollars de la juste valeur des instruments financiers dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 30 septembre 2012.

Autres risques

Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2011 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2011.

Contrôles et procédures

Au 30 septembre 2012, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des règles adoptées par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable au 30 septembre 2012.

Au cours du trimestre clos le 30 septembre 2012, il ne s'est produit aucun changement concernant les contrôles internes à l'égard de l'information financière de TransCanada qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur les contrôles internes à l'égard de l'information financière de la société.

Perspectives

Depuis leur présentation, dans le rapport annuel 2011 de TransCanada, les perspectives générales de la société au sujet des résultats pour 2012 seront soumises à l'incidence négative de la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A rendue en juillet 2012, aux termes de laquelle la société ne constatera vraisemblablement pas le résultat de la CAE de Sundance A en 2012. De plus, la demande réduite de gaz naturel et d'électricité en raison des températures hivernales plus élevées que la normale cumulée à une production de gaz naturel qui demeure forte aux États-Unis ont donné lieu à des stocks très élevés et à des prix très bas pour le gaz naturel, ce qui pourrait se répercuter sur les produits des gazoducs aux États-Unis et les prix de l'électricité pour les installations énergétiques au Canada et aux États-Unis. Les retards accusés par la remise en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce Power et l'arrêt d'exploitation prévu prolongé aux fins de l'entretien préventif du réacteur 4 contribuent également à la réduction des perspectives visant le résultat de 2012. Pour un complément d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2011 de TransCanada.

Faits nouveaux

Gazoducs

Gazoducs au Canada

Réseau principal au Canada

Demande de droits pour 2012-2013

En 2011, TransCanada a déposé auprès de l'ONÉ une demande tarifaire 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.

Dans le cadre de l'audience relative au réseau principal, TransCanada a déposé des prévisions à jour concernant le débit sur un horizon de 2013 à 2020. Étant donné le recul moyen annuel des prix du gaz naturel de 1,40 $ US par million de BTU en dollars de 2010 comparativement aux prévisions précédentes, les rentrées de fonds du réseau principal dans l'Ouest devraient baisser en moyenne d'environ 1 milliard de pieds cubes par jour (« Gpi3/j ») au cours de la période de prévision.

Expansion des installations de Marcellus

L'ONÉ a approuvé en mai 2012 la demande modifiée de TransCanada, déposée en novembre 2011, concernant la construction de nouvelles installations pipelinières pour approvisionner le sud de l'Ontario en gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus. La construction des nouvelles installations se poursuit et l'approvisionnement gazier supplémentaire de Marcellus devrait commencer à s'acheminer vers les marchés le 1er novembre 2012.

Appel de soumissions visant la nouvelle capacité du réseau principal

Pour répondre à la demande de capacité en vue d'amener au Canada une partie de l'approvisionnement supplémentaire provenant de la formation schisteuse de Marcellus, TransCanada a tenu un autre appel de soumissions, clos en mai 2012, visant une nouvelle capacité de transport garanti depuis le point de réception intégré du réseau principal au Canada, à Niagara et Chippawa, et d'autres points de réception, jusqu'à tous les points de livraison, y compris des points à l'est de Parkway. Après avoir révisé l'échéancier du projet à la lumière des délais d'approbation et de construction des installations nécessaires, TransCanada s'attache maintenant à modifier les ententes préalables de manière à y stipuler que les contrats entreront en vigueur en novembre 2015. La société poursuit en outre son évaluation des besoins définitifs en installations découlant des ententes préalables.

Réseau de l'Alberta

Projets d'expansion

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 de ces projets, celui de Horn River, qui consistait à prolonger le réseau de l'Alberta jusqu'à la zone schisteuse de Horn River, en Colombie-Britannique, a été mis en service en mai 2012 au coût approximatif de 250 millions de dollars.

L'ONÉ a approuvé d'autres prolongements et agrandissements du réseau de l'Alberta, dont le coût total s'élève approximativement à 630 millions de dollars, notamment, en juin 2012, le projet de croisement de Leismer à Kettle River, qui consiste en une canalisation d'un diamètre de 30 pouces et d'une longueur de 77 kilomètres (« km »). Le projet, dont le coût de construction est évalué à 162 millions de dollars, devrait permettre de transporter des volumes accrus de gaz naturel 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.

Convention d'extraction des LGN

En octobre 2012, le réseau de l'Alberta a retiré la demande qu'il avait déposée devant l'ONE en vue de mettre en oeuvre le modèle d'extraction des liquides de gaz naturel ("NEXT"). Le contexte commercial ayant grandement évolué depuis la conception du modèle et comme il existe un risque d'incidence négative sur la production gazière, la demande visant la mise en oeuvre du modèle a été retirée.

Projet GasLink

TransCanada 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 (« GNL ») 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 de long devrait présenter une capacité initiale supérieure à 1,7 Gpi3/j. 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 au début de 2013, selon le calendrier de projet général.

Pipelines aux États-Unis

Northern Border

Northern Border a soumis à l'approbation de la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») un règlement négocié avec ses clients en vue de modifier les tarifs de transport exigibles à compter de janvier 2013. L'approbation du règlement par la FERC se traduirait par une réduction des tarifs de 11 % par rapport aux tarifs actuels, par un moratoire de trois ans sur le dépôt de nouvelles demandes tarifaires et sur la contestation des tarifs négociés ainsi que par l'obligation, pour Northern Border, de produire un nouveau tarif au plus tard le 1er janvier 2018. Bien que le règlement entraînerait une réduction des produits de Northern Border à compter de janvier 2013, il aurait l'avantage de donner aux expéditeurs une certitude que les tarifs demeureraient inchangés pendant une période pouvant atteindre cinq ans. Northern Border est détenue à 50 % par TC PipeLines, LP et TransCanada possède 33 % des parts de TC PipeLines, LP.

ANR

En juin 2012, la FERC a rendu une ordonnance autorisant la vente d'actifs extracôtiers par ANR à sa société affiliée, TC Offshore LLC, une filiale en propriété exclusive récemment créée, et l'exploitation des actifs par TC Offshore LLC en tant que pipeline interétatique indépendant. La FERC a en outre délivré deux ordonnances, en septembre 2012 : l'une pour faciliter la mise en service commercial de TC Offshore LLC à titre de nouveau gazoduc interétatique indépendant faisant appel aux actifs extracôtiers d'ANR et l'autre pour approuver les droits, les services et la structure tarifaire de la nouvelle entité. TC Offshore LLC devrait entrer en exploitation commerciale le 1er novembre 2012.

Projet de gazoduc de l'Alaska

Les producteurs du versant nord de l'Alaska (ExxonMobil, ConocoPhillips et BP) et TransCanada, par le truchement de sa participation dans le projet de gazoduc de l'Alaska, se sont entendus quant au plan de travail visant la commercialisation des ressources gazières du versant nord au moyen d'une option GNL. En mai 2012, TransCanada a reçu l'approbation de l'État de l'Alaska pour mettre un frein aux travaux relatifs au tracé reliant l'Alaska à l'Alberta afin de se concentrer sur l'option GNL. Grâce à cette approbation, TransCanada est en mesure de reporter au-delà de la date limite initiale de l'automne 2012 son obligation de déposer une demande de certificat auprès de la FERC relativement au tracé en Alberta. En réponse à l'appel de soumissions effectué en septembre 2012 afin de solliciter les manifestations d'intérêt au sujet de l'option GNL, TransCanada a reçu un certain nombre de déclarations non exécutoires de la part d'expéditeurs éventuels de secteurs d'activité variés de l'Amérique du Nord et de l'Asie.

Projet gazier Mackenzie

Les activités de projet ont été pour la plupart suspendues en raison des conditions du marché du gazier. Les futures obligations financières de TransCanada à l'égard de l'Aboriginal Pipeline Group pendant la période de suspension devraient être modiques.

Oléoducs

Réseau d'oléoducs Keystone

En mai 2012, TransCanada a déposé auprès de l'ONÉ et de la FERC une demande modifiée visant les droits fixes exigibles sur le prolongement de Cushing du réseau d'oléoducs Keystone. Les droits modifiés, qui tiennent compte des coûts de projet définitifs se rapportant au réseau, sont entrés en vigueur le 1er juillet 2012.

Projet de la côte du golfe

La société a annoncé en février 2012 que la portion du projet Keystone XL visant le prolongement de l'oléoduc de Cushing jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique avait sa propre valeur indépendante sur le marché et qu'il serait construit en tant que projet autonome et non pas dans le cadre du processus de demande de permis présidentiel. 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. TransCanada, qui a entrepris les travaux de construction en août 2012, s'attend à mettre le projet en service vers la fin de 2013. En date du 30 septembre 2012, une somme de 0,9 milliard de dollars US avait été investie dans le projet. 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 km (47 milles) afin d'acheminer du pétrole brut jusqu'à des raffineries de Houston.

Oléoduc Keystone XL

En mai 2012, TransCanada a déposé auprès du Département d'État des États-Unis une demande de permis présidentiel (permis transfrontalier) relativement à l'oléoduc Keystone XL, visant plus particulièrement la portion allant 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. Après avoir pris connaissance des commentaires du DQEN et du public, TransCanada a modifié le tracé qu'elle avait proposé en avril 2012. Ainsi, en septembre 2012, elle a présenté au DQEN un rapport environnemental supplémentaire (« RES ») sur le tracé de rechange privilégié. Le DQEN a fait savoir qu'il terminera son examen d'ici la fin de 2012. Outre le dépôt d'un RES auprès du DQEN, TransCanada a fourni un rapport environnemental au Département d'État. Le rapport environnemental constitue l'une des exigences d'examen d'une demande de permis présidentiel par le Département d'État.

Le coût en capital de l'oléoduc de 36 pouces de diamètre est évalué à 5,3 milliards de dollars US et, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires, TransCanada s'attend à ce que la mise en service ait lieu vers la fin de 2014 ou le début de 2015. En date du 30 septembre 2012, une somme de 1,6 milliard de dollars US avait été investie dans le projet.

Terminal de Keystone à Hardisty

En mai 2012, TransCanada a annoncé qu'elle avait obtenu des engagements à long terme exécutoires visant plus de 500 000 b/j pour le terminal de Keystone à Hardisty. Devant un appui commercial aussi solide, la société a décidé d'accroître l'ampleur du projet pour en faire passer la capacité proposée de 2,0 millions de barils à 2,6 millions de barils au terminal situé à Hardisty, en Alberta. Le projet de terminal de Keystone à Hardisty permettra aux producteurs de l'Ouest canadien d'accumuler les lots de pétrole brut dans des réservoirs et d'accéder au réseau d'oléoducs Keystone. Le projet devrait entrer en exploitation vers la fin de 2014 et coûter environ 275 millions de dollars.

Projet pipelinier Northern Courier

TransCanada a annoncé en août 2012 qu'elle a été choisie par Fort Hills Energy Limited Partnership 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) pour assurer 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 et dont l'exploitant est Suncor Energy Operating Inc. 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 ») relativement à l'aménagement du projet pipelinier Grand Rapids dans le Nord de l'Alberta. TransCanada et Phoenix détiendront chacune 50 % du projet pipelinier proposé 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. TransCanada serait l'exploitant du réseau à l'égard duquel Phoenix a pris un engagement de transport de brut et de diluant à long terme.

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 à la fois sur les plans technique et 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.

Énergie

Bruce Power

En octobre 2012, Bruce Power a achevé la remise en état 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 mégawatts (« MW ») d'électricité sans émission.

La remise en service des réacteurs 1 et 2 a été retardée en raison d'un incident survenu en mai 2012 au sein du générateur électrique du réacteur 2, du côté non nucléaire de la centrale. Bruce Power a par conséquent présenté à l'OEO une déclaration de force majeure qui a été acceptée et qui fait en sorte que le prix touché pour l'électricité produite par les réacteurs en exploitation de Bruce A ne soit pas modifié.

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, permettra d'aligner la vie utile du réacteur 4 à celle du réacteur 3. Bruce Power a remis ce dernier en service en juin 2012, après l'exécution du programme de prolongement de la durée d'exploitation West Shift Plus amorcé en novembre 2011, au coût estimatif de 300 millions de dollars. L'investissement devrait permettre au réacteur 3 de produire de l'électricité à faible coût jusqu'en 2021 tout au moins.

Sundance A

En décembre 2010, les groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance ont été mis hors service et TransAlta Corporation (« TransAlta ») a invoqué un cas de force majeure en janvier 2011. En février 2011, TransAlta a informé TransCanada qu'elle avait établi qu'il n'était pas rentable de réparer les groupes électrogènes 1 et 2, et que la CAE de Sundance A devrait par conséquent être résiliée.

TransCanada a contesté les allégations de force majeure et de destruction économique aux termes du processus exécutoire de règlement des différends prévus dans la CAE. La procédure d'arbitrage exécutoire a pris fin au deuxième trimestre de 2012 et une décision a été rendue en juillet 2012. Le groupe d'arbitrage a déterminé que la CAE ne devrait pas être résiliée et il a instruit 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 qu'elle prévoyait que les groupes électrogènes seront remis en service à l'automne 2013.

Les résultats du deuxième trimestre de 2012 reflètent l'incidence de cette décision. TransCanada avait constaté un BAIIA de 188 millions de dollars depuis le début de l'arrêt d'exploitation en décembre 2010 jusqu'à la fin de mars 2012 car la société estimait que les arrêts d'exploitation représentaient une interruption de l'approvisionnement. À la suite de cette décision, la société a réalisé 138 millions de dollars sur ce montant et le solde de 50 millions de dollars a été passé en charges dans les résultats du deuxième trimestre de 2012. La valeur comptable nette de la CAE de Sundance A constatée dans les actifs incorporels et autres actifs demeure entièrement récupérable. TransCanada ne réalisera pas les produits auxquels elle a droit aux termes de la CAE de Sundance A jusqu'à ce que les groupes électrogènes soient remis en service.

Ravenswood

En 2011, TransCanada et d'autres parties ont déposé conjointement deux plaintes officielles auprès de la 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 d'exemption 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.

Énergie solaire en Ontario

À la fin de 2011, TransCanada a convenu avec Canadian Solar Solutions Inc. d'acheter neuf projets d'énergie solaire en Ontario d'une capacité de production totale de 86 MW, en contrepartie d'un montant d'environ 470 millions de dollars. Selon les modalités de l'entente, les travaux d'aménagement et de construction de chacun des neuf projets seront exécutés par Canadian Solar Solutions Inc., qui aura recours à des panneaux photovoltaïques. TransCanada achètera chacune des centrales lorsque les travaux de construction et les essais seront terminés et que les activités d'exploitation auront commencé selon les modalités des CAE de 20 ans conclues avec l'OEO en vertu du programme de tarifs de rachats garantis de l'Ontario. TransCanada s'attend à faire l'acquisition des deux premières centrales au début de 2013, une fois les essais d'acceptation terminés. TransCanada prévoit que les autres centrales seront mises en service en 2013 et en 2014, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises.

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, mais 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.

Bécancour

En juin 2012, Hydro-Québec a informé TransCanada qu'elle avait l'intention de se prévaloir de son option de prolonger jusqu'en 2013 l'entente visant l'interruption complète de la production d'électricité à la centrale de Bécancour. Aux termes de l'entente d'interruption, Hydro-Québec a l'option, sous réserve de certaines conditions, de prolonger l'interruption chaque année, jusqu'à ce que la demande régionale d'électricité se rétablisse. Aux termes de cette entente, TransCanada continue de toucher des paiements de capacité d'un montant semblable à ceux qui auraient été reçus si les activités avaient poursuivi leur cours normal, alors que la production d'énergie et les paiements à cet égard sont interrompus.

Renseignements sur les actions

Au 25 octobre 2012, TransCanada avait 705 millions d'actions ordinaires émises et en circulation et 22 millions d'actions privilégiées de série 1, 14 millions d'actions privilégiées de série 3 et 14 millions d'actions privilégiées de série 5 émises et en circulation pouvant être converties en respectivement 22 millions d'actions privilégiées de série 2, 14 millions d'actions privilégiées de série 4 et 14 millions d'actions privilégiées de série 6. En outre, elle avait en circulation 8 millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 5 millions d'options qui pouvaient être exercées au 25 octobre 2012.

Principales données financières trimestrielles consolidées(1)(2)

  2012   2011       2010  
(en millions de dollars, sauf les montants par action)
T3
  T2   T1   T4   T3   T2   T1   T4  
                                 
Produits 2 126   1 847   1 945   2 015   2 043   1 851   1 930   1 743  
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle
382
  286   366   390   399   367   425   277  
                                 
Données sur les actions                                
Bénéfice net par action                                
  De base 0,52 $ 0,39 $ 0,50 $ 0,53 $ 0,55 $ 0,50 $ 0,59 $ 0,38 $
  Dilué 0,52 $ 0,39 $ 0,50 $ 0,53 $ 0,55 $ 0,50 $ 0,59 $ 0,37 $
                                 
Dividendes déclarés par action ordinaire 0,44 $ 0,44 $ 0,44 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,40 $
                                 
(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées ont été établies selon les PCGR des États-Unis et sont présentées en dollars CA.
(2) 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.

Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

Dans le secteur des gazoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans des gazoducs réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits annuels, le BAII et le bénéfice net fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux États-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Pour le secteur des oléoducs, qui est principalement constitué de la participation de la société dans le réseau d'oléoducs Keystone, le résultat repose surtout sur les engagements contractuels visant la capacité garantie faisant l'objet d'engagements contractuels, qui ne dépendent pas des livraisons réelles. Les produits, le BAII et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours du même exercice et les fluctuations découlent des arrêts d'exploitation prévus et imprévus ainsi que de modifications des volumes transportés sur le marché au comptant et des droits connexes imputés. Les volumes transportés sur le marché au comptant dépendent de la demande des clients, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus pour les raffineries, installations terminales et pipelines ainsi que de circonstances hors du cours normal de l'exploitation.

Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits, le BAII et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, de l'hydrologie, des prix de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Les principaux faits nouveaux ayant influé sur le BAII et le bénéfice net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit :

  • Au troisième trimestre de 2012, le BAII englobait des gains non réalisés nets de 31 millions de dollars avant les impôts (20 millions de dollars après les impôts) attribuables à certaines activités de gestion des risques.
  • Au deuxième trimestre de 2012, le BAII comprenait une charge de 50 millions de dollars avant les impôts (37 millions de dollars après les impôts) découlant du processus d'arbitrage relatif à la CAE de Sundance A et des pertes non réalisées nettes de 14 millions de dollars avant les impôts (13 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
  • Au premier trimestre de 2012, le BAII comprenait des pertes non réalisées nettes de 22 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
  • Au quatrième trimestre de 2011, le BAII tenait compte des gains non réalisés nets de 13 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
  • Au troisième trimestre de 2011, le BAII du secteur de l'énergie tenait compte de l'incidence favorable des prix plus forts pour les installations énergétiques de l'Ouest. Le BAII comprenait des pertes non réalisées nettes de 43 millions de dollars avant les impôts (30 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
  • Au deuxième trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs comprenait le résultat supplémentaire de Guadalajara, mis en service en juin 2011. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait le résultat supplémentaire de Coolidge, mis en service en mai 2011. Le BAII comprenait des pertes nettes non réalisées de 3 millions de dollars avant les impôts (2 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
  • Au premier trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs comprenait le résultat supplémentaire de Bison, mis en service en janvier 2011. Le secteur des oléoducs a commencé à constater le BAII pour Wood River/Patoka et le prolongement du réseau d'oléoducs Keystone jusqu'à Cushing en février 2011. Le BAII comprenait des pertes nettes non réalisées de 19 millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
  • Au quatrième trimestre de 2010, le BAII du secteur des gazoducs affiche un recul en raison de la constatation d'une provision au titre de l'évaluation de 146 millions de dollars avant les impôts (127 millions de dollars après les impôts) relativement aux avances à l'Aboriginal Pipeline Group dans le cadre du projet gazier Mackenzie. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait l'apport de la deuxième phase du projet éolien de Kibby, qui est entrée en service en octobre 2010, et des gains non réalisés nets de 46 millions de dollars avant les impôts (29 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.
État consolidé condensé des résultats
  Trimestres clos Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre les 30 septembre  
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) 2012   2011 2012   2011  
               
Produits              
Gazoducs 1 058   1 036 3 177   3 107  
Oléoducs 259   229 769   575  
Énergie 809   778 1 972   2 142  
  2 126   2 043 5 918   5 824  
               
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation 71   127 196   328  
               
Charges d'exploitation et autres charges              
Coûts d'exploitation des centrales et autres 758   717 2 192   1 973  
Achats de produits de base revendus 337   271 758   782  
Amortissement 342   337 1 032   987  
  1 437   1 325 3 982   3 742  
               
Charges financières (produits financiers)              
Intérêts débiteurs 249   240 730   686  
Intérêts créditeurs et autres (34 ) 43 (70 ) (12 )
  215   283 660   674  
               
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice 545   562 1 472   1 736  
               
Charge d'impôts              
Exigibles 6   49 101   197  
Reportés 128   82 247   252  
  134   131 348   449  
               
Bénéfice net 411   431 1 124   1 287  
               
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle 29   32 90   96  
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle 382   399 1 034   1 191  
Dividendes sur les actions privilégiées 13   13 41   41  
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 369   386 993   1 150  
               
Bénéfice net par action ordinaire              
De base et dilué 0,52 $   0,55 $ 1,41 $   1,64 $  
               
Dividendes déclarés par action ordinaire 0,44 $   0,42 $ 1,32 $   1,26 $  
               
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires (en millions)              
De base 705   703 704   701  
Dilué 706   704 705   702  
 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
 
État consolidé condensé du résultat étendu
 
  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars canadiens) 2012   2011   2012   2011  
                 
Bénéfice net 411   431   1 124   1 287  
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts sur le bénéfice                
Variation des gains et des pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers(1) (196 ) 416   (189 ) 262  
Variation de la juste valeur des instruments dérivés pour couvrir les investissements nets dans des établissements étrangers(2) 99   (213 ) 76   (141 )
Variation de la juste valeur des instruments dérivés désignés en tant que couvertures de flux de trésorerie(3) 60   (18 ) 43   (113 )
Reclassement dans le bénéfice net de pertes sur les instruments dérivés désignés en tant que couvertures de flux de trésorerie(4) 47   44   119   114  
Reclassement dans le bénéfice net de pertes actuarielles et du coût des prestations au titre des services passés des régimes de retraite et autres régimes d'avantages complémentaires de retraite(5) 4   2   18   7  
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation(6) (3 ) 1   (1 ) 1  
Autres éléments du résultat étendu 11   232   66   130  
                 
Résultat étendu 422   663   1 190   1 417  
                 
Résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle (5 ) 104   59   150  
Résultat étendu attribuable aux participations assurant le contrôle 427   559   1 131   1 267  
Dividendes sur les actions privilégiées 13   13   41   41  
Résultat étendu attribuable aux actionnaires ordinaires 414   546   1 090   1 226  
(1) Déduction faite d'une charge d'impôts de 51 millions de dollars et de 48 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (recouvrement de 97 millions de dollars et de 57 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011).
(2) Déduction faite d'une charge d'impôts de 34 millions de dollars et de 26 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (recouvrement de 78 millions de dollars et de 51 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011).
(3) Déduction faite d'une charge d'impôts de 28 millions de dollars et de 9 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (recouvrement de 9 millions de dollars et de 49 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011).
(4) Déduction faite d'une charge d'impôts de 26 millions de dollars et de 67 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (charge de 20 millions de dollars et de 57 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011).
(5) Déduction faite d'une charge d'impôts de 2 millions de dollars et d'un recouvrement d'impôts de 1 million de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (charge d'impôts de 1 million de dollars et de 3 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011).
(6) Se rapporte principalement au reclassement dans le bénéfice net de pertes actuarielles au titre des régimes de retraite et autres régimes d'avantages complémentaires de retraite et de gains et de pertes sur les instruments dérivés désignés en tant que couvertures de flux de trésorerie contrebalancés par la variation des gains et des pertes sur les instruments dérivés désignés en tant que couvertures de flux de trésorerie, déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 1 million de dollars et de néant respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 (recouvrement de 2 millions de dollars et charge d'impôts de 3 millions de dollars pour les périodes respectives en 2011).
 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
 
État consolidé condensé des flux de trésorerie
 
  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
(non audité) les 30 septembre   les 30 septembre  
(en millions de dollars canadiens) 2012   2011   2012   2011  
                 
Flux de trésorerie liés à l'exploitation                
Bénéfice net 411   431   1 124   1 287  
Amortissement 342   337   1 032   987  
Impôts reportés 128   82   247   252  
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation (71 ) (127 ) (196 ) (328 )
Distributions reçues sur les participations comptabilisées à la valeur de consolidation 95   127   252   307  
Charges au titre des avantages sociaux futurs (inférieures) supérieures à la capitalisation (23 ) 6   (11 ) 4  
Autres (16 ) 72   18   105  
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  
                 
Activités d'investissement                
Dépenses en immobilisations (694 ) (505 ) (1 555 ) (1 593 )
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation (144 ) (213 ) (557 ) (451 )
Montants reportés et autres 40   93   82   133  
Sorties nettes liées aux activités d'investissement (798 ) (625 ) (2 030 ) (1 911 )
                 
Activités de financement                
Dividendes sur les actions ordinaires et privilégiées (322 ) (308 ) (956 ) (706 )
Distributions versées aux participations sans contrôle (33 ) (33 ) (101 ) (87 )
Billets à payer (remboursés) émis, montant net (930 ) 154   (341 ) (257 )
Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite des frais d'émission 995   54   1 488   573  
Réduction de la dette à long terme (12 ) (206 ) (782 ) (946 )
Actions ordinaires émises 17   14   35   39  
Parts de société en nom collectif émises par une filiale, déduction faite des frais -   -   -   321  
Sorties nettes liées aux activités de financement (285 )  (325 ) (657 ) (1 063 )
                 
Incidence des variations du taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie (14 ) 27   (19 ) 12  
                 
                 
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 4   85   (160 ) (203 )
                 
Trésorerie et équivalents de trésorerie                
Au début de la période 490   372   654   660  
                 
Trésorerie et équivalents de trésorerie                
À la fin de la période 494   457   494   457  
 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
 
Bilan consolidé condensé
 
         
         
(non audité) 30 septembre   31 décembre  
(en millions de dollars canadiens) 2012   2011  
         
ACTIF        
Actif à court terme        
Trésorerie et équivalents de trésorerie 494   654  
Débiteurs 873   1 094  
Stocks 214   248  
Autres 973   1 114  
  2 554   3 110  
Immobilisations corporelles, déduction faite de l'amortissement cumulé de respectivement 16 259 $ et 15 406 $ 32 379   32 467  
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation 5 520   5 077  
Écart d'acquisition 3 419   3 534  
Actifs réglementaires 1 629   1 684  
Actifs incorporels et autres actifs 1 440   1 466  
  46 941   47 338  
         
PASSIF        
Passif à court terme        
Billets à payer 1 470   1 863  
Créditeurs 1 877   2 359  
Intérêts courus 346   365  
Tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an 1 070   935  
  4 763   5 522  
Passifs réglementaires 321   297  
Montants reportés 706   929  
Passifs d'impôts reportés 3 858   3 591  
Dette à long terme 17 899   17 724  
Billets subordonnés de rang inférieur 983   1 016  
  28 530   29 079  
CAPITAUX PROPRES        
Actions ordinaires sans valeur nominale 12 049   12 011  
Émises et en circulation : 30 septembre 2012 - 705 millions d'actions        
31 décembre 2011 - 704 millions d'actions        
Actions privilégiées 1 224   1 224  
Surplus d'apport 380   380  
Bénéfices non répartis 4 691   4 628  
Cumul des autres éléments du résultat étendu (1 352 ) (1 449 )
Participations assurant le contrôle 16 992   16 794  
Participations sans contrôle 1 419   1 465  
Capitaux propres 18 411   18 259  
  46 941   47 338  
         
Éventualités et garanties (note 8)        
         
 
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
 
État consolidé condensé du cumul des autres éléments du résultat étendu
 
(non audité)
(en millions de dollars canadiens)
Écart de conversion   Couvertures de flux de trésorerie   Ajustements des régimes de retraite et d'avantages complémentaires de retraite  

Total
 
Solde au 31 décembre 2011 (643 ) (281 ) (525 ) (1 449 )
Variation des gains et des pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers(1) (158 ) -   -   (158 )
Variation de la juste valeur des instruments dérivés pour couvrir les investissements nets dans des établissements étrangers(2) 76   -   -   76  
Variation de la juste valeur des instruments dérivés désignés en tant que couvertures de flux de trésorerie(3) -   43   -