Source: TC Energy Corporation
TransCanada annonce une hausse de 30 % du résultat comparable du premier trimestre, qui atteint 425 millions de dollars (0,61 $ par action)
CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 5 mai 2011) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) ("TransCanada" ou la "société") a annoncé aujourd'hui que le résultat comparable du premier trimestre de 2011 s'est établi à 425 millions de dollars (0,61 $ par action). Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffré à 415 millions de dollars (0,59 $ par action). Le conseil d'administration de TransCanada a également déclaré un dividende trimestriel de 0,42 $ par action ordinaire pour le trimestre se clôturant le 30 juin 2011, ce qui correspond à un dividende annualisé de 1,68 $ par action.
"Au cours de la dernière année, environ 9 milliards de dollars de nouveaux actifs sont entrés en exploitation commerciale et, plus récemment, nos actifs actuels dans le secteur de l'électricité à faible coût pour la charge de base ont bénéficié du raffermissement des prix de l'électricité. Ces deux facteurs ont entraîné une hausse de 30 % du résultat comparable pour le premier trimestre de 2011, comparativement à la même période de l'exercice précédent, a affirmé Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. Les solides résultats financiers de TransCanada au premier trimestre attestent de notre capacité de produire un résultat et des flux de trésorerie appréciables grâce à notre portefeuille croissant d'infrastructures énergétiques de premier ordre."
M. Girling a ajouté que TransCanada continuera d'accroître son portefeuille de gazoducs et d'oléoducs, de centrales de production d'électricité et d'installations de stockage de gaz naturel à l'avenir, en faisant progresser un certain nombre de projets. Ceux-ci comprennent l'expansion de Keystone jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique, le projet de pipeline Guadalajara au Mexique, des prolongements et expansions additionnels du réseau de l'Alberta, le programme de redémarrage de Bruce Power en Ontario, la centrale électrique de Coolidge en Arizona et le projet de Cartier énergie éolienne au Québec. Chacun des projets devrait produire un résultat et des flux de trésorerie durables à long terme à la suite de leur mise en service.
Points saillants des résultats du premier trimestre
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Résultat comparable de 425 millions de dollars, soit une augmentation de 30 %.
- Résultat comparable par action de 0,61 $, soit une majoration de 27 %.
- BAIIA comparable de 1,225 milliard de dollars, soit une progression de 22 %.
- Hausse de 27 % des fonds provenant de l'exploitation, qui atteignent 919 millions de dollars.
- Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 415 millions de dollars (0,59 $ par action).
- Dividendes sur les actions ordinaires de 0,42 $ par action pour le trimestre se clôturant le 30 juin 2011. Le programme de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions émises sur le capital prendra fin.
- Entrée en exploitation commerciale du prolongement de Keystone jusqu'à Cushing, dont la capacité nominale est passée à 591 000 barils par jour ("b/j").
- Annonces d'ententes de vente, en avril 2011, des participations de 25 % chacune de TransCanada dans Gas Transmission Northwest LLC et Bison Pipeline LLC à TC PipeLines, LP en contrepartie de 605 millions de dollars US.
Le résultat comparable du premier trimestre de 2011 s'est chiffré à 425 millions de dollars (0,61 $ par action) comparativement à 328 millions de dollars (0,48 $ par action) pour le trimestre correspondant de 2010. La hausse découle principalement du résultat supplémentaire attribuable aux actifs récemment mis en service, dont Keystone, Halton Hills, Bison, Groundbirch et la deuxième étape du projet éolien de Kibby. L'accroissement du résultat par rapport à l'exercice précédent est aussi attribuable à la progression des prix de l'électricité réalisés en Alberta, à la hausse du résultat tiré du réseau de l'Alberta et à la compression des coûts d'expansion des affaires dans le secteur des gazoducs. Ces accroissements ont été en partie contrés par l'augmentation des intérêts et l'apport inférieur du secteur de stockage de gaz naturel.
Le programme d'investissement de 20 milliards de dollars de TransCanada est maintenant à mi-chemin et il devrait produire une croissance à long terme du résultat, des flux de trésorerie et des dividendes à mesure que les projets seront mis en exploitation.
Les faits marquants récents au sein des secteurs des oléoducs, des gazoducs, de l'énergie et du siège social comprennent notamment ce qui suit.
Oléoducs :
- Le réseau d'oléoducs Keystone a continué d'assurer la livraison en toute sécurité d'approvisionnements sûrs et stables en pétrole brut au Midwest américain. En février, le prolongement de Cushing de Keystone est entré en exploitation commerciale. Il a porté la capacité nominale du réseau à 591 000 b/j, les volumes contractuels atteignant 530 000 b/j.
L'expansion du réseau Keystone de TransCanada jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique en est maintenant aux dernières étapes du processus d'examen réglementaire. Le 15 avril 2011, le Département d'Etat américain, principal organisme chargé des approbations réglementaires fédérales aux Etats-Unis, a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire en réponse aux commentaires reçus à la suite de la publication de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental en avril 2010 et en vue de traiter des nouvelles données et des renseignements supplémentaires reçus. L'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire fournit un complément d'information sur les questions environnementales clés, mais n'apporte aucun changement à la conclusion tirée dans le cadre de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental, soit que le projet rehausserait la sécurité énergétique des Etats-Unis, serait bénéfique pour l'économie américaine et aurait un impact environnemental limité.
Le Département d'Etat a invité les parties intéressées à formuler des commentaires au sujet de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire au cours d'une période de 45 jours qui prend fin le 6 juin 2011. Une fois ces commentaires reçus et à la suite de la publication ultérieure de l'énoncé d'impact environnemental final, le Département d'Etat tiendra des consultations avec d'autres organismes fédéraux américains au cours d'une période de 90 jours afin de déterminer s'il est dans l'intérêt national d'approuver l'expansion jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique. Le Département d'Etat a indiqué qu'il rendrait une décision finale relativement au permis présidentiel d'ici la fin de 2011.
L'expansion de Keystone jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique jouera un rôle de premier plan pour relier une source fiable et croissante d'approvisionnements de brut de l'Ouest canadien et du bassin Williston aux Etats-Unis aux plus importants marchés de raffinage aux Etats-Unis.
Gazoducs :
- La construction du projet de pipeline de Horn River a commencé à la fin de mars 2011. Ce projet de 310 millions de dollars devrait entrer en exploitation au deuxième trimestre de 2012 et les engagements de volumes contractuels de gaz naturel devraient atteindre 634 millions de pieds cubes par jour ("Mpi3/j") d'ici 2014.
La société a également conclu un accord lui permettant d'obtenir des engagements contractuels dans le cadre d'un nouveau projet visant à relier de nouveaux approvisionnements gaziers de 100 Mpi3/j dans le nord-est de la Colombie-Britannique d'ici 2014, et les volumes devraient atteindre 300 Mpi3/j d'ici 2020. Ce projet devrait prolonger le pipeline de Horn River d'environ 100 kilomètres ("km") (62 milles) et son coût en capital est évalué à 265 millions de dollars.
Outre le projet de pipeline de Horn River, TransCanada continue de faire progresser l'aménagement de gazoducs en Colombie-Britannique et en Alberta afin d'assurer le transport de nouveaux approvisionnements gaziers. La société a déposé plusieurs demandes auprès de l'Office national de l'énergie ("ONE") en vue de faire approuver de nouvelles expansions du réseau de l'Alberta pour répondre aux demandes de service de transport de gaz naturel supplémentaire dans le secteur nord-ouest du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Le total du coût en capital de ces projets d'expansion est évalué à 475 millions de dollars.
- Le 24 février 2011, l'ONE a approuvé la demande de TransCanada relative aux droits provisoires de 2011 pour le réseau principal au Canada à compter du 1er mars 2011. Les droits provisoires révisés sont conformes au règlement existant conclu pour la période allant de 2007 à 2011, et deux ajustements se sont traduits par des besoins en produits moins élevés et, par conséquent, des droits provisoires inférieurs.
TransCanada prépare une demande d'approbation des droits définitifs pour 2011, qu'elle prévoit soumettre à l'approbation de l'ONE aujourd'hui. La société a poursuivi ses discussions avec les expéditeurs et les autres parties prenantes en vue de conclure un accord sur les droits pour les années à venir qui rehausserait l'avantage concurrentiel du réseau principal au Canada et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Malheureusement, les discussions n'ont pas donné lieu à un tel accord et, selon toute vraisemblance, TransCanada déposera une demande générale auprès de l'ONE plus tard en 2011 afin de déterminer les droits pour 2012 et au-delà.
Par ailleurs, un appel de soumissions fructueux pour le réseau principal au Canada s'est terminé en janvier 2011 et a donné lieu à la signature d'ententes préalables visant le transport de 230 000 gigajoules par jour ("GJ/j") de gaz de schiste de la formation de Marcellus jusqu'aux marchés de l'Est. TransCanada a procédé à un autre appel de soumissions afin de répondre à l'intérêt sur le marché à l'égard du transport de volumes supplémentaires de gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus sur le réseau principal au Canada. L'appel de soumissions s'est terminé le 15 avril 2011 et devrait permettre le transport de 150 000 GJ/j supplémentaires jusqu'aux marchés situés à l'est du point de livraison de Parkway près de Hamilton, en Ontario, à compter du 1er novembre 2013. Les ententes préalables qui ont été signées à la suite de ces appels de soumissions devraient servir à appuyer une demande relative aux installations que la société prévoit déposer auprès de l'ONE au troisième trimestre de 2011.
- La construction du gazoduc de Guadalajara de 305 km (190 milles) était achevée à 90 % à la mi-avril 2011. Ce gazoduc de 360 millions de dollars US devrait entrer en exploitation commerciale vers la fin du deuxième trimestre de 2011. De plus, TransCanada et la Comisión Federal de Electricidad ont récemment signé un contrat leur permettant d'ajouter un poste de compression au gazoduc. Ce projet d'environ 60 millions de dollars US devrait entrer en exploitation au début de 2013.
- Les membres de l'équipe du projet de gazoduc de l'Alaska poursuivent leur collaboration avec les expéditeurs afin de résoudre les conditions stipulées dans les soumissions reçues dans le cadre des appels de soumissions liées au projet et comptent déposer une demande auprès de la Federal Energy Regulatory Commission avant la date d'échéance d'octobre 2012.
- En mars 2011, l'ONE a remis le certificat de commodité et de nécessité publiques au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie, marquant ainsi la fin du processus de réglementation fédéral. Les promoteurs du projet continuent de poursuivre leurs démarches en vue d'obtenir l'appui d'un cadre fiscal acceptable par le gouvernement, ce qui permettrait au projet d'aller de l'avant. TransCanada maintient son engagement à faire progresser le projet.
- Le 26 avril 2011, la société a annoncé qu'elle avait conclu des ententes prévoyant la vente de participations de 25 % chacune dans Gas Transmission Northwest LLC ("GTN") et Bison Pipeline LLC ("Bison") à TC PipeLines, LP à un prix d'achat global de 605 millions de dollars US, montant qui comprend une dette de 81 millions de dollars US, soit 25 % de l'encours de la dette de GTN. La vente devrait être conclue en mai 2011 et elle est assujettie à l'acceptation de certaines conditions de signature.
A la fin d'avril, TC PipeLines, LP a annoncé un appel public à l'épargne par voie de prise ferme de 6 300 000 parts ordinaires au prix de 47,58 $ US la part. Le produit brut d'environ 300 millions de dollars US découlant de cet appel public à l'épargne servira à financer en partie l'acquisition. Une option de 30 jours prévoyant l'achat de 945 000 parts ordinaires supplémentaires au même prix a été accordée aux preneurs fermes. La clôture de l'appel public à l'épargne est prévue pour le 3 mai 2011.
Dans le cadre de cet appel public à l'épargne, TransCanada fera un apport de capital de 6 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité de 2 % dans TC PipeLines, LP. En présumant que les preneurs ferme exercent leur option d'acheter des parts supplémentaires, la participation de TransCanada dans TC PipeLines, LP devrait s'établir à environ 33,3 %.
Energie :
- La construction de la centrale électrique de Coolidge, de 575 mégawatts ("MW"), est maintenant terminée. La centrale de 500 millions de dollars US devrait entrer en exploitation commerciale le 1er mai 2011. Toute l'électricité qu'elle produira sera vendue aux termes d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans conclue avec Salt River Project, société locale de service public en Arizona.
- La construction se poursuit dans le cadre du projet en cinq étapes de 590 MW de Cartier énergie éolienne au Québec. Le projet de Montagne-Sèche de 58 MW et la première étape de 101 MW du projet de parc éolien de Gros-Morne devraient être en exploitation en décembre 2011. La deuxième étape de 111 MW du projet de Gros-Morne devrait être entrer en exploitation en décembre 2012. Il s'agit des quatrième et cinquième parcs éoliens aménagés au Québec par Cartier énergie éolienne, qui appartient à 62 % à TransCanada. Toute l'électricité produite par Cartier énergie éolienne est vendue à Hydro-Québec aux termes d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans.
- La remise en état des réacteurs 1 et 2 de Bruce A se poursuit avec le raccordement du réacteur 2 remis en état aux systèmes de la centrale. La mise en service de la centrale est en cours au réacteur 2 et le rythme s'accélérera au deuxième trimestre de 2011, lorsque les travaux de construction seront essentiellement achevés. L'assemblage du canal de combustible est maintenant en cours au réacteur 1 et son achèvement est prévu pour le deuxième trimestre de 2011. L'installation de ces canaux de combustible constitue l'étape finale liée au travail d'Energie atomique du Canada limitée sur les réacteurs.
Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, Bruce Power prévoit charger le combustible dans le réacteur 2 au deuxième trimestre de 2011 et atteindre une première synchronisation de la génératrice avec le réseau électrique d'ici la fin de 2011. L'exploitation commerciale est prévue pour le premier trimestre de 2012. Bruce Power prévoit charger le combustible dans le réacteur 1 au troisième trimestre de 2011 et réaliser une première synchronisation de la génératrice avec le réseau électrique pendant le premier trimestre de 2012. L'exploitation commerciale est prévue pour le troisième trimestre de 2012. La quote-part de TransCanada du coût en capital total est prévue à environ 2,4 milliards de dollars, dont 2,1 milliards de dollars avaient été engagés au 31 mars 2011.
- En décembre 2010, les groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance A ont été mis hors service pour être soumis à des tests et TransAlta Corporation ("TransAlta") a invoqué un cas de force majeure à cet égard en janvier 2011. En février 2011, TransAlta a officiellement informé TransCanada qu'elle en était arrivée à la conclusion que les groupes électrogènes 1 et 2 ne pouvaient pas être remplacés ou réparés de façon rentable et que la CAE relative à Sundance A devrait par conséquent être résiliée.
TransCanada n'est pas d'accord avec la décision de TransAlta d'invoquer un cas de force majeure et de procéder à la destruction et conteste les deux décisions conformément à la procédure de résolution des conflits aux termes de la CAE. Puisque les renseignements limités reçus jusqu'à maintenant par TransCanada n'appuient pas ces réclamations, TransCanada continue de constater les produits et les coûts tirés de la CAE comme s'il s'agissait d'un arrêt d'exploitation.
Siège social :
- Le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se clôturant le 30 juin 2011, un dividende trimestriel de 0,42 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Le montant trimestriel correspond à 1,68 $ par action ordinaire annuellement.
- A compter de la date de déclaration du dividende du 28 avril 2011, les actions ordinaires achetées grâce au réinvestissement des dividendes au comptant aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions de TransCanada ("RDA") ne seront plus des actions émises sur le capital autorisé à un escompte, mais elles seront acquises à la Bourse de Toronto à un cours qui correspond à 100 % du prix d'achat moyen pondéré. Le RDA continue d'être offert pour les dividendes payables sur les actions ordinaires et les actions privilégiées de TransCanada et sur les actions privilégiées de TransCanada PipeLines Limited.
- La société est bien placée pour financer son programme d'investissement en cours grâce aux flux de trésorerie croissants qu'elle génère en interne et à son accès continu aux marchés financiers. TransCanada continuera par ailleurs d'étudier les occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation régulière avec TC PipeLines, LP, dans le cadre du financement de son programme d'investissement.
Téléconférence - présentation audio et diaporama :
TransCanada tiendra une téléconférence et une webémission pour discuter de ses résultats financiers du premier trimestre de 2011. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société avant de répondre aux questions des analystes et des journalistes.
Evénement :
Téléconférence et webémission sur les résultats financiers de TransCanada du premier trimestre de 2011.
Date :
Le vendredi 29 avril 2011
Heure :
13 h, heure avancée des Rocheuses ("HAR") / 15 h, heure avancée de l'Est ("HAE")
Pour participer :
Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 866-223-7781 ou le 416-340-8018 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera transmise en direct à www.transcanada.com.
La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HAE), le 6 mai 2011; il suffira de composer le 800-408-3053 ou le 905-694-9451 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 5762531#.
Forte d'une expérience de plus de 60 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs et des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs détenus en propriété exclusive de TransCanada s'étend sur plus de 60 000 kilomètres (37 000 milles) et permet d'accéder à la presque totalité des grands bassins d'approvisionnement gazier en Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes du continent avec une capacité de stockage d'environ 380 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, en totalité ou en partie, des installations ayant une capacité de production de plus de 10 800 mégawatts d'électricité au Canada et aux Etats-Unis. TransCanada aménage l'un des plus importants réseaux de transport de pétrole en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP. Pour un complément d'information, prière de consulter : www.transcanada.com.
Informations prospectives
Le présent communiqué peut contenir certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction des plans et perspectives financiers et opérationnels futurs de TransCanada et de ses filiales. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre, notamment, des énoncés au sujet des perspectives commerciales, des projets et de la performance financière anticipés de TransCanada et de ses filiales, des attentes ou des prévisions quant aux événements futurs, aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion, des flux de trésorerie, des coûts, des calendriers (y compris les dates prévues de construction et d'achèvement), des résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que de l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés. Les résultats ou les événements réels pourraient différer de ceux prévus dans les énoncés prospectifs.
Les facteurs en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et énergétiques de TransCanada, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les paiements de capacité, les processus réglementaires et décisions des organismes de réglementation, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, les coûts de la main-d'oeuvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés financiers, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, les informations prospectives sont assujetties à des risques et incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient s'écarter considérablement de ceux anticipés ou des attentes exprimées. Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent communiqué ou autrement, et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où celles-ci ont été avancées. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison, sauf si la loi l'exige.
Mesures non conformes aux PCGR
Dans le présent communiqué, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" ("BAII"), "BAII comparable", "intérêts débiteurs comparables", "intérêts créditeurs et autres comparables", "impôts sur le bénéfice comparables" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures définies prescrites par les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être mieux à même de comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et de comprendre les données sur le rendement d'exploitation, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Ces mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.
Le BAIIA est une mesure approximative des flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et pour mieux évaluer les tendances dans les actifs individuels. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées. Le BAII est une mesure du bénéfice tiré des activités poursuivies de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et évaluer les tendances au sein de chaque secteur. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées.
Le résultat comparable, le BAIIA comparable, le BAII comparable, les intérêts débiteurs comparables, les intérêts créditeurs et autres comparables et les impôts sur le bénéfice comparables comprennent respectivement le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires, le BAIIA, le BAII, les intérêts débiteurs, les intérêts créditeurs et autres et la charge d'impôts ajustés en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de jugement pour choisir les postes à exclure du calcul de ces mesures non conformes aux PCGR, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains ajustements de la juste valeur liés aux activités de gestion des risques, des remboursements et ajustements d'impôts sur le bénéfice, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites et des réductions de valeur d'actifs et d'investissements.
Le tableau dans la section sur les mesures non conformes aux PCGR du rapport de gestion fait état du rapprochement des mesures non conformes aux PCGR et du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation pour la période visée.
La direction se sert des fonds provenant de l'exploitation, qui représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation, pour évaluer de manière plus précise les flux de trésorerie d'exploitation consolidés, exception faite des fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau "Points saillants des résultats financiers du premier trimestre de 2011" figurant dans le présent communiqué.
Points saillants des résultats financiers du premier trimestre de 2011
Résultats d'exploitation
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 243 1 955
BAIIA comparable(1) 1 225 1 001
Bénéfice net attribuable aux participations
assurant le contrôle 429 303
Bénéfice net attribuable aux actionnaires
ordinaires 415 296
Résultat comparable(1) 425 328
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation(1) 919 723
Diminution du fonds de roulement
d'exploitation 90 109
-----------------------------
Rentrées nettes provenant de l'exploitation 1 009 832
-----------------------------
-----------------------------
Dépenses en immobilisations 784 1 276
-----------------------------
-----------------------------
Données sur les actions ordinaires
Trimestres clos les 31 mars
(non audité) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
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Bénéfice net par action - de base 0,59 $ 0,43 $
Résultat comparable par action(1) 0,61 $ 0,48 $
Dividendes déclarés par action 0,42 $ 0,40 $
Actions ordinaires en circulation (en
millions)
Moyenne de la période 698 686
Fin de la période 700 687
-----------------------------
-----------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent communiqué pour un complément d'information sur le
BAIIA comparable, le résultat comparable, les fonds provenant de
l'exploitation et le résultat comparable par action.
TRANSCANADA CORPORATION - PREMIER TRIMESTRE DE 2011
Rapport trimestriel aux actionnaires
Rapport de gestion
Daté du 28 avril 2011, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non audités ci-joints de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") pour le trimestre clos le 31 mars 2011. En 2011, la société dressera ses états financiers consolidés conformément aux principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") et qui sont décrits plus en détail sous la rubrique "Modifications de conventions comptables" du présent rapport de gestion. Le présent rapport de gestion doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés audités et des notes y afférentes et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2010 de TransCanada pour l'exercice clos le 31 décembre 2010. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les autres documents d'information continue de la société, sur SEDAR au www.sedar.com, sous TransCanada Corporation. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "société" englobent TransCanada Corporation et ses filiales. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés et les acronymes qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion le sont dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2010 de TransCanada.
Informations prospectives
Le présent rapport de gestion peut contenir certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilisés pour indiquer de telles informations prospectives. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction des plans et perspectives financiers et opérationnels futurs de TransCanada et de ses filiales. Les énoncés prospectifs présentés dans le présent document peuvent comprendre, notamment, des énoncés au sujet des perspectives commerciales, des projets et de la performance financière anticipés de TransCanada et de ses filiales, des attentes ou des prévisions quant aux événements futurs, aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion, des flux de trésorerie, des coûts, des calendriers (y compris les dates prévues de construction et d'achèvement), des résultats d'exploitation et financiers prévus et futurs ainsi que de l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés. Les résultats ou les événements réels pourraient différer de ceux prévus dans les énoncés prospectifs.
Les facteurs en raison desquels les événements ou les résultats réels pourraient différer sensiblement des attentes actuelles comprennent, notamment, la capacité de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives stratégiques avec succès et la question de savoir si ces initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés, le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et énergétiques de la société, la disponibilité et les prix des produits énergétiques de base, les paiements de capacité, les processus réglementaires et décisions des organismes de réglementation, les changements aux lois et règlements environnementaux et autres, les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie, la construction et l'achèvement des projets d'investissement, les coûts de la main-d'oeuvre, de l'équipement et des matériaux, l'accès aux marchés financiers, les taux d'intérêt et de change, les avancées technologiques ainsi que la conjoncture économique en Amérique du Nord. De par leur nature, les énoncés prospectifs sont assujettis à des risques et à des incertitudes, y compris les risques importants présentés plus en détail sous la rubrique "Instruments financiers et gestion des risques" du présent rapport de gestion, qui pourraient faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient varier considérablement de ceux anticipés. Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports déposés par TransCanada auprès des autorités en valeurs mobilières du Canada et de la Securities and Exchange Commission ("SEC") des Etats-Unis. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent rapport de gestion ou autrement, et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où celles-ci ont été avancées. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'événements futurs, ou pour quelque autre raison, sauf si la loi l'exige.
Mesures non conformes aux PCGR
Dans le présent rapport de gestion, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action", "bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "bénéfice avant les intérêts et les impôts" (le "BAII"), "BAII comparable", "intérêts débiteurs comparables", "intérêts créditeurs et autres comparables", "impôts sur le bénéfice comparables" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures définies dans les PCGR du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être mieux à même de comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et de comprendre les données sur le rendement d'exploitation, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Ces mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de trésorerie et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.
Le BAIIA est une mesure approximative des flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et pour mieux évaluer les tendances dans les actifs individuels. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées. Le BAII est une mesure du bénéfice tiré des activités poursuivies de la société et est généralement utilisé pour mieux mesurer le rendement et évaluer les tendances au sein de chaque secteur. Il représente le bénéfice avant la déduction des intérêts et autres charges financières, des impôts sur le bénéfice, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle ainsi que des dividendes sur les actions privilégiées.
Le résultat comparable, le BAIIA comparable, le BAII comparable, les intérêts débiteurs comparables, les intérêts créditeurs et autres comparables et les impôts sur le bénéfice comparables comprennent respectivement le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires, le BAIIA, le BAII, les intérêts débiteurs, les intérêts créditeurs et autres et la charge d'impôts ajustés en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de jugement pour choisir les postes à exclure du calcul de ces mesures non conformes aux PCGR, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains ajustements de la juste valeur liés aux activités de gestion des risques, des remboursements et ajustements d'impôts sur le bénéfice, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites et des réductions de valeur d'actifs et d'investissements.
La société a recours à des activités de gestion des risques afin de réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels elle est exposée. Les activités de gestion des risques que TransCanada exclut du résultat comparable constituent des instruments de couverture économique efficace en garantissant des marges positives, mais elles ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture et, par conséquent, les variations de la juste valeur sont imputées au bénéfice net de chaque période. Les gains ou les pertes non réalisés découlant des variations de la juste valeur de ces contrats dérivés et des stocks de gaz naturel ne sont pas jugés comme étant représentatifs des opérations sous-jacentes au cours de la période courante ou de la marge positive qui sera réalisée au moment du règlement. Par conséquent, ces montants ont été exclus de la détermination du résultat comparable.
Le tableau ci-dessous fait état du rapprochement de ces mesures non conformes aux PCGR et du bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation pour la période visée.
La direction se sert des fonds provenant de l'exploitation, qui représentent les rentrées nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation, pour évaluer de manière plus précise les flux de trésorerie d'exploitation consolidés, exception faite des fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes de la société pendant la période visée. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau "Fonds provenant de l'exploitation", sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.
Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR
Pour les trimestres clos
les 31 mars
(non audité) Gazoducs Oléoducs Energie
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 796 768 99 - 354 259
Amortissement (244) (253) (23) - (100) (90)
------------------------------------------------
BAII comparable 552 515 76 - 254 169
------------------------------------------------
------------------------------------------------
Autres postes de l'état des
résultats
Intérêts débiteurs
comparables
Intérêts débiteurs des
coentreprises
Intérêts créditeurs et
autres comparables
Impôts sur le bénéfice
comparables
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées
Résultat comparable
Poste particulier (déduction
faite des impôts) :
Activités de gestion des
risques(1)
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires
Pour les trimestres clos
les 31 mars
(non audité) Siège social Total
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable (24) (26) 1 225 1 001
Amortissement (3) - (370) (343)
----------------------------------
BAII comparable (27) (26) 855 658
------------------
------------------
Autres postes de l'état des
résultats
Intérêts débiteurs
comparables (210) (182)
Intérêts débiteurs des
coentreprises (16) (16)
Intérêts créditeurs et
autres comparables 31 24
Impôts sur le bénéfice
comparables (185) (118)
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle (36) (31)
Dividendes sur les actions
privilégiées (14) (7)
----------------
Résultat comparable 425 328
Poste particulier (déduction
faite des impôts) :
Activités de gestion des
risques(1) (10) (32)
----------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 415 296
----------------
----------------
Pour les trimestres clos les 31 mars
(non audité)(en millions de dollars, sauf les
montants par action) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables (210) (182)
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) (1) -
-----------------------------
Intérêts débiteurs (211) (182)
-----------------------------
-----------------------------
Intérêts créditeurs et autres comparables 31 24
Poste particulier :
Activités de gestion des risques(1) 2 -
Intérêts créditeurs et autres 33 24
-----------------------------
-----------------------------
Impôts sur le bénéfice comparables (185) (118)
Poste particulier :
Impôts sur le bénéfice attribuables aux
activités de gestion des risques(1) 7 17
-----------------------------
Charge d'impôts (178) (101)
-----------------------------
-----------------------------
Résultat comparable par action 0,61 $ 0,48 $
Poste particulier (déduction faite des
impôts) :
Activités de gestion des risques (0,02) (0,05)
-----------------------------
Bénéfice net par action 0,59 $ 0,43 $
-----------------------------
-----------------------------
(1) Pour les trimestres clos les 31 mars
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains lié(e)s aux activités de
gestion des risques :
Instruments dérivés des installations
énergétiques aux Etats-Unis (13) (28)
Stocks de gaz naturel exclusifs et
instruments dérivés connexes (5) (21)
Instruments dérivés visant les taux
d'intérêt (1) -
Instruments dérivés visant le change 2 -
Impôts sur le bénéfice attribuables aux
activités de gestion des risques 7 17
-----------------------------
Activités de gestion des risques (10) (32)
-----------------------------
-----------------------------
Résultats d'exploitation consolidés
Au premier trimestre de 2011, le bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle de TransCanada s'est chiffré à 429 millions de dollars et le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de la société s'est établi à 415 millions de dollars (0,59 $ par action), comparativement à respectivement 303 millions de dollars et 296 millions de dollars (0,43 $ par action) inscrits au premier trimestre de 2010.
Le résultat comparable du premier trimestre de 2011 s'est établi à 425 millions de dollars (0,61 $ par action) comparativement au chiffre de 328 millions de dollars (0,48 $ par action) inscrit pour la même période en 2010. Le résultat comparable du premier trimestre de 2011 ne tient pas compte des pertes nettes non réalisées de 10 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) (pertes de 32 millions de dollars après les impôts (49 millions de dollars avant les impôts) en 2010) découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques.
Le résultat comparable s'est accru de 97 millions de dollars (0,13 $ par action) au premier trimestre de 2011, comparativement à la période correspondante de 2010 et tenait compte de ce qui suit :
- la progression du BAII comparable du secteur des gazoducs, qui est principalement attribuable à l'accroissement du résultat du réseau de l'Alberta, au recul des coûts d'expansion des affaires et au résultat supplémentaire provenant de Bison, mis en service en janvier 2011, annulée en partie par l'incidence négative du fléchissement du dollar US sur les activités aux Etats-Unis;
- le BAII comparable du secteur des oléoducs alors que la société a commencé à constater des revenus de Keystone au premier trimestre de 2011;
- l'accroissement du BAII comparable du secteur de l'énergie, surtout en raison de la majoration des prix pour les installations énergétiques de l'Ouest, les volumes supérieurs et les coûts inférieurs à Bruce A et le résultat supplémentaire provenant du démarrage de Halton Hills, mis en service en septembre 2010, et de la deuxième étape du projet éolien Kibby, entrée en exploitation en octobre 2010, atténué en partie par le recul des prix réalisés et des volumes à Bruce B et la diminution des produits tirés du stockage de gaz naturel exclusif et du stockage auprès de tiers pour l'entreprise de stockage de gaz naturel;
- la hausse des intérêts débiteurs comparables attribuable avant tout à une baisse des intérêts capitalisés relativement à Keystone, dont la mise en service complète a eu lieu en février 2011, et l'accroissement des intérêts débiteurs dans le cadre des émissions de nouveaux titres d'emprunt en 2010, annulés en partie par les pertes réalisées au premier trimestre de 2010 sur les instruments dérivés servant à gérer le risque lié aux fluctuations des taux d'intérêt auquel la société est exposée, les échéances de titres d'emprunt libellés en dollars CA et l'incidence positive d'une devise américaine moins forte sur les intérêts débiteurs libellés en dollars US;
- les intérêts créditeurs et autres comparables supérieurs, qui comprennent des gains réalisés supérieurs sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US;
- l'augmentation des impôts sur le bénéfice comparables principalement en raison de la hausse du résultat avant les impôts;
- la majoration des dividendes sur les actions privilégiées du fait des nouvelles émissions d'actions privilégiées en 2010.
Les résultats financiers du premier trimestre de 2011 sont abordés plus en détail sous les rubriques "Gazoducs", "Oléoducs", "Energie" et "Autres postes de l'état des résultats" du présent rapport de gestion.
Soldes libellés en dollars US
Sur une base consolidée, l'incidence des fluctuations de la valeur du dollar US sur les activités aux Etats-Unis est en partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US ainsi qu'en fait état le tableau ci-après. L'exposition nette avant les impôts qui en résulte est gérée au moyen d'instruments dérivés, ce qui permet de réduire davantage l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change. Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, le taux de change moyen par rapport au dollar US s'est chiffré à 0,99 (1,04 en 2010).
Sommaire des principaux soldes libellés en dollars US
(non audité)
(en millions de dollar US, avant Trimestres clos les 31 mars
les impôts sur le bénéfice) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux Etats-Unis(1) 249 226
BAII comparable des oléoducs aux Etats-Unis(1) 51 -
BAII comparable des installations énergétiques
aux Etats-Unis(1) 32 39
Intérêts sur la dette à long terme libellée en
dollars US (182) (159)
Intérêts capitalisés sur les dépenses en
immobilisations aux Etats-Unis 47 68
Participations sans contrôle et autres aux
Etats-Unis (51) (45)
-----------------------------
146 129
-----------------------------
-----------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" pour un complément d'information sur le BAII comparable.
Gazoducs
Le BAII comparable du secteur des gazoducs s'est chiffré à 552 millions de
dollars au premier trimestre de 2011, comparativement à 515 millions de
dollars pour la même période en 2010.
Résultats du secteur des gazoducs
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada 265 265
Réseau de l'Alberta 185 175
Foothills 33 33
Autres (TQM, Ventures LP) 12 13
-----------------------------
BAIIA comparable des gazoducs au Canada(1) 495 486
Amortissement (180) (183)
-----------------------------
BAII comparable des gazoducs au Canada(1) 315 303
-----------------------------
Gazoducs aux Etats-Unis (en dollars US)
ANR 111 115
GTN 45 43
Great Lakes(2) 30 32
PipeLines LP(3)(4) 27 25
Iroquois 19 18
Bison(5) 13 -
Portland(4)(6) 10 10
International (Tamazunchale, TransGas,
Gas Pacifico/INNERGY) 10 10
Frais généraux et frais d'administration et de
soutien(7) (2) (6)
Participations sans contrôle(4) 50 46
-----------------------------
BAIIA comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) 313 293
Amortissement (64) (67)
-----------------------------
BAII comparable des gazoducs aux Etats-Unis(1) 249 226
Change (4) 9
-----------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis(1) (en dollars CA) 245 235
-----------------------------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires du secteur des gazoducs(1) (8) (23)
-----------------------------
BAII comparable du secteur des gazoducs(1) 552 515
-----------------------------
-----------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur des gazoducs(1) 796 768
Amortissement (244) (253)
-----------------------------
BAII comparable du secteur des gazoducs(1) 552 515
-----------------------------
-----------------------------
(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 représentent la participation de 53,6 % de la société.
(3) Ces données représentent la participation de 38,2 % de la société.
(4) Les participations sans contrôle tiennent compte du BAIIA comparable
pour les tronçons de PipeLines LP et de Portland n'appartenant pas à
TransCanada.
(5) Ces données comprennent l'exploitation du gazoduc Bison depuis janvier
2011.
(6) Ces données représentent la participation de 61,7 % de la société.
(7) Ces données représentent les frais généraux et les frais
d'administration et de soutien liés à certains pipelines de la société.
Bénéfice net des gazoducs détenus en propriété exclusive au Canada
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Réseau principal au Canada 62 66
Réseau de l'Alberta 48 38
Foothills 6 6
-----------------------------
-----------------------------
Gazoducs au Canada
Le bénéfice net du réseau principal au Canada au premier trimestre de 2011 a diminué de 4 millions de dollars pour s'établir à 62 millions de dollars comparativement à la même période en 2010. Au premier trimestre de 2011, le bénéfice net tenait compte d'une diminution de la base tarifaire moyenne et de la baisse du taux de rendement du capital-actions ordinaire ("RCA"), que l'Office national de l'énergie ("ONE") a fixé à 8,08 % en 2011 contre 8,52 % en 2010. La baisse du RCA et de la base d'investissement moyenne a été annulée en partie par les plus grandes économies au titre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration en 2011.
A 265 millions de dollars au premier trimestre de 2011, le BAIIA comparable du réseau principal au Canada était comparable au chiffre constaté au premier trimestre de 2010. La baisse des produits découlant d'un rendement généralement inférieur, lié au RCA réduit et aux charges financières, sur une base tarifaire moyenne réduite, a été annulée en partie par le recouvrement de coûts supérieurs suivant un mécanismes de transfert. Les coûts transférés n'ont aucune incidence sur le bénéfice net et leur accroissement s'explique par les impôts sur le bénéfice supérieurs, partiellement contrés par la réduction des charges financières
Le bénéfice net du réseau de l'Alberta s'est chiffré à 48 millions de dollars au premier trimestre de 2011, contre 38 millions de dollars pour le même trimestre en 2010. L'augmentation tient compte d'un RCA de 9,70 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % approuvé par l'ONE en septembre 2010 dans le cadre de la demande de la société ayant trait au règlement visant les besoins en produits pour la période de 2010 à 2012. Le bénéfice net du premier trimestre de 2010 tenait compte d'un RCA de 8,75 % sur un ratio du capital-actions réputé de 35 %.
Le BAIIA comparable du réseau de l'Alberta s'est établi à 185 millions de dollars au premier trimestre de 2011 alors qu'il avait été de 175 millions de dollars pour la même période en 2010. La hausse s'explique avant tout par l'accroissement du RCA compris dans le règlement sur les besoins en produits pour la période de 2010 à 2012.
Gazoducs aux Etats-Unis
Le BAIIA comparable d'ANR a été de 111 millions de dollars US au premier trimestre de 2011, alors qu'il s'était chiffré à 115 millions de dollars US pour la même période en 2010. Le recul découle avant tout de l'augmentation des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration.
Le pipeline Bison a été a mis en service en janvier 2011 et a fait un apport de 13 millions de dollars US au BAIIA du premier trimestre de 2011.
Pour le reste des gazoducs aux Etats-Unis, le BAIIA comparable s'est établi à 189 millions de dollars US au premier trimestre de 2011, alors qu'il avait été de 178 millions de dollars US pour la même période en 2010. La hausse était surtout due au résultat supérieur de Northern Border et de GTN et à la compression des frais généraux et des frais d'administration et de soutien.
Amortissement
L'amortissement des gazoducs a diminué de 9 millions de dollars au premier trimestre de 2011, comparativement à la période correspondante de 2010, en raison principalement du taux d'amortissement moindre de Great Lakes conformément au règlement tarifaire, annulé en partie par l'amortissement supplémentaire pour Bison.
Expansion des affaires
Pour ce qui est de l'expansion des affaires dans le secteur des gazoducs, la perte au titre du BAIIA comparable a diminué de 15 millions de dollars au premier trimestre de 2011 comparativement à la même période en 2010 surtout en raison du remboursement, par l'Etat de l'Alaska, d'une proportion supérieure des coûts liés au projet de gazoduc de l'Alaska. L'Etat de l'Alaska a remboursé jusqu'à 50 % des coûts admissibles engagés dans le cadre du projet de gazoduc de l'Alaska avant la fin du premier appel de soumissions exécutoires le 30 juillet 2010. A partir du 31 juillet 2010, l'Etat a commencé à rembourser jusqu'à 90 % des coûts admissibles. Les frais imputables au projet ainsi que les remboursements sont partagés proportionnellement avec ExxonMobil, l'associé de TransCanada dans la coentreprise d'aménagement du projet de gazoduc de l'Alaska. Le recul des coûts d'expansion des affaires a été en partie contré par les droits imputés par l'ONE en mars 2011 afin de recouvrer la quote-part revenant à l'Aboriginal Pipeline Group ("APG") des coûts liés aux audiences au sujet du gazoduc de la vallée du Mackenzie ("GVM").
Données sur l'exploitation
Trimestres clos Réseau Réseau de
principal l'Alberta
les 31 mars au Canada(1) (2) Foothills ANR(3) GTN(3)
(non audité) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne
(en millions de
dollars) 6 404 6 629 4 966 4 956 624 677 s.o s.o s.o. s.o.
Volumes livrés
(en Gpi(3) )
Total 597 560 1 000 938 329 328 480 447 176 207
Moyenne
quotidienne 6,6 6,2 11,1 10,4 3,7 3,6 5,3 5,0 2,0 2,3
------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------
(1) Les volumes de livraison du réseau principal au Canada indiqués tiennent
compte des livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à
l'exportation. Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, les réceptions
physiques en provenance de la frontière entre l'Alberta et la
Saskatchewan ont totalisé 376 milliards de pieds cubes ("Gpi(3) ") (385
Gpi(3) en 2010) pour une moyenne quotidienne de 4,2 Gpi(3) (4,3 Gpi(3)
en 2010).
(2) Les volumes reçus sur place pour le réseau de l'Alberta se sont chiffrés
à 843 Gpi(3) pour le trimestre clos le 31 mars 2011 (855 Gpi(3) en 2010)
pour une moyenne quotidienne de 9,4 Gpi(3) (9,5 Gpi(3) en 2010).
(3) La base tarifaire moyenne n'influe pas sur les résultats d'ANR et de GTN
puisque ces réseaux sont exploités conformément à des modèles à
tarification fixe approuvés par la Federal Energy Regulatory Commission
des Etats-Unis.
Oléoducs
Au premier trimestre de 2011, la société a constaté un BAII comparable de 76 millions de dollars relativement à l'oléoduc Keystone. Vers la fin de janvier 2011, les travaux ont été achevés afin de permettre l'exploitation du tronçon de Wood River/Patoka à la pression nominale à la suite de la décision de l'ONE de supprimer la restriction relative à la pression d'exploitation maximale en décembre 2010. La société a commencé à constater le BAIIA pour le tronçon de Wood River/Patoka de Keystone au début de février 2011. En février 2011, le prolongement de Cushing a été mis en service et TransCanada a également commencé à constater le BAIIA lié à ce tronçon de Keystone. Les flux de trésorerie liés à Keystone, autres que les frais généraux et les frais d'administration et de soutien, ont été capitalisés jusqu'à ce que la société commence à constater le BAIIA.
Résultats du secteur des oléoducs
Pour la période du 1(er) février au 31 mars
(non audité)(en millions de dollars) 2011
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable du secteur des oléoducs au Canada(1) 35
Amortissement (9)
----------------
BAII comparable du secteur des oléoducs au Canada(1) 26
----------------
BAIIA comparable du secteur des oléoducs aux Etats-Unis(1)
(en dollars US) 65
Amortissement (14)
----------------
BAII comparable du secteur des oléoducs aux Etats-Unis(1) 51
Change (1)
----------------
BAII comparable du secteur des oléoducs aux Etats-Unis(1)
(en dollars CA) 50
----------------
BAII comparable du secteur des oléoducs(1) 76
----------------
----------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur des oléoducs(1) 99
Amortissement (23)
----------------
BAII comparable du secteur des oléoducs(1) 76
----------------
----------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
Données sur l'exploitation
Pour la période du 1(er) février au 31 mars
(non audité) 2011
----------------------------------------------------------------------------
Volumes livrés (en milliers de barils)(1) :
Total 22 466
Moyenne quotidienne 381
----------------
----------------
(1) Les volumes de livraison tiennent compte des livraisons effectuées.
Energie
Le BAII comparable du secteur de l'énergie s'est établi à 254 millions de
dollars au premier trimestre de 2011, comparativement à celui de 169
millions de dollars inscrits au premier trimestre de 2010.
Résultats du secteur de l'énergie
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques au Canada
Installations énergétiques de l'Ouest 120 42
Installations énergétiques de l'Est(1) 80 52
Bruce Power 77 63
Frais généraux et frais d'administration et de
soutien (8) (10)
-----------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques au Canada(2) 269 147
Amortissement (67) (60)
-----------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques au Canada(2) 202 87
-----------------------------
Installations énergétiques aux Etats-Unis
(en dollars US)
Installations énergétiques du Nord-Est(3) 71 73
Frais généraux et frais d'administration et de
soutien (9) (9)
-----------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(2) 62 64
Amortissement (30) (25)
-----------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis(2) 32 39
Change - 1
-----------------------------
BAII comparable des installations énergétiques
aux Etats-Unis(2) (en dollars CA) 32 40
-----------------------------
Stockage de gaz naturel
Installations de stockage en Alberta 31 53
Frais généraux et frais d'administration et de
soutien (2) (2)
-----------------------------
BAIIA comparable des installations de
stockage de gaz naturel(2) 29 51
Amortissement (4) (4)
-----------------------------
BAII comparable des installations de
stockage de gaz naturel(2) 25 47
-----------------------------
BAIIA comparable de l'expansion des
affaires du secteur de l'énergie(2) (5) (5)
-----------------------------
BAII comparable du secteur de l'énergie(2) 254 169
-----------------------------
-----------------------------
Sommaire :
BAIIA comparable du secteur de l'énergie(2) 354 259
Amortissement (100) (90)
-----------------------------
BAII comparable du secteur de l'énergie(2) 254 169
-----------------------------
-----------------------------
(1) Ces données comprennent Halton Hills depuis septembre 2010.
(2) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(3) Ces données comprennent les installations de la deuxième étape du projet
éolien de Kibby à compter d'octobre 2010.
Installations énergétiques au Canada
BAII comparable des installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est du
Canada(1)(2)
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques de l'Ouest 279 164
Installations énergétiques de l'Est 118 67
Autres(3) 23 22
-----------------------------
420 253
-----------------------------
Achats de produits de base revendus
Installations énergétiques de l'Ouest (143) (106)
Autres(4) (5) (5)
-----------------------------
(148) (111)
-----------------------------
Coûts d'exploitation des centrales et autres (72) (48)
Frais généraux et frais d'administration et
de soutien (8) (10)
-----------------------------
BAIIA comparable(1) 192 84
Amortissement (39) (37)
-----------------------------
BAII comparable(1) 153 47
-----------------------------
-----------------------------
(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 Halton Hills depuis septembre 2010.
(3) Ces données comprennent les ventes de gaz naturel excédentaire acheté
pour la production d'électricité et de noir de carbone thermique. Les
gains et les pertes réalisés sur les instruments dérivés utilisés pour
l'achat et la vente de gaz naturel aux fins de la gestion des actifs des
installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est sont présentés en tant
que montant net dans les autres produits.
(4) Ces données comprennent le coût du gaz naturel excédentaire n'ayant pas
été utilisé dans le cadre d'exploitation.
Données sur l'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest et de
l'Est du Canada
Trimestres clos les 31 mars
(non audité) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite
Installations énergétiques de l'Ouest 681 585
Installations énergétiques de l'Est(1) 1 078 429
Achats
CAE de Sundance A et B et de Sheerness(2) 2 105 2 655
Autres achats 202 149
-----------------------------
4 066 3 818
-----------------------------
-----------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat
Installations énergétiques de l'Ouest 2 269 2 269
Installations énergétiques de l'Est(1) 1 078 445
Electricité vendue au comptant
Installations énergétiques de l'Ouest 719 1 104
-----------------------------
4 066 3 818
-----------------------------
-----------------------------
Capacité disponible des centrales(3)
Installations énergétiques de l'Ouest(4) 98 % 95 %
Installations énergétiques de l'Est(1)(5) 99 % 96 %
-----------------------------
-----------------------------
(1) Ces données comprennent Halton Hills depuis septembre 2010.
(2) Aucun volume n'a été livré aux termes de la CAE de Sundance A en 2011.
(3) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps
au cours d'une période donnée pendant laquelle la centrale est
disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation
ou non.
(4) Exclut les installations qui fournissent de l'électricité à TransCanada
aux termes de CAE.
(5) Bécancour ne fait pas partie du calcul de la capacité disponible car la
production d'électricité est suspendue depuis 2008.
Au premier trimestre de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a été de 120 millions de dollars et les produits de ventes d'électricité se sont chiffrés à 279 millions de dollars, soit respectivement 78 millions de dollars et 115 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour la même période en 2010. Ces hausses découlent surtout de la progression des prix réalisés pour l'électricité dans leur ensemble. Les prix moyens de l'électricité sur le marché au comptant en Alberta ont augmenté de 104 % pour passer de 41 $ le MWh à 83 $ le MWh entre le premier trimestre de 2010 et celui de 2011 en raison du temps froid inhabituel conjugué à des arrêts d'exploitation imprévus, ce qui a causé une hausse de la demande et une diminution des approvisionnements sur le marché. Au premier trimestre de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest comprenait le résultat de 39 millions de dollars tiré de la convention d'achat d'électricité ("CAE") de Sundance A, dont les produits et les coûts ont été constatés comme s'il s'agissait d'arrêts d'exploitation habituels aux groupes électrogènes 1 et 2. Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Faits nouveaux" du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur l'arrêt d'exploitation à Sundance A.
Les achats de produits de base revendus des installations énergétiques de l'Ouest ont augmenté de 37 millions de dollars entre le premier trimestre de 2010 et celui de 2011, principalement du fait des volumes supérieurs à Sheerness et de l'augmentation des contrats au détail.
Au premier trimestre de 2011, le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Est et les produits des ventes d'électricité ont été respectivement de 80 millions de dollars et de 118 millions de dollars, soit respectivement 28 millions de dollars et 51 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour la même période en 2010. Ces hausses découlent avant tout du résultat supplémentaire de Halton Hills, dont la mise en service a eu lieu en septembre 2010.
Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 72 millions de dollars au premier trimestre de 2011, soit une hausse de 24 millions de dollars comparativement à la période correspondante de 2010. La progression provient des coûts de combustible supplémentaires de la centrale de Halton Hills.
Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction des portefeuilles. Une partie de leurs approvisionnements est vendue sur le marché au comptant en cas d'arrêt d'exploitation imprévu. La quantité globale des volumes vendus sur le marché au comptant dépend de la possibilité de conclure des opérations de vente sur les marchés à terme selon des modalités contractuelles acceptables. Cette méthode de gestion permet aux installations énergétiques de l'Ouest de réduire au minimum leurs coûts si elles devaient être obligées d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de leurs engagements de vente contractuels. Au premier trimestre de 2011, environ 76 % des volumes des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Ouest ont été vendus aux termes de contrats, comparativement à 67 % au premier trimestre de 2010. Pour réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant pour les volumes d'électricité non visés par des contrats, les installations énergétiques de l'Ouest avaient conclu, au 31 mars 2011, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 6 300 gigawatts-heure ("GWh") d'électricité pour le reste de 2011 et 6 800 GWh pour 2012.
Les installations énergétiques de l'Est concentrent leurs activités sur la vente d'électricité au moyen de contrats à long terme. La totalité des volumes d'électricité vendue par les installations énergétiques de l'Est l'a été aux termes de contrats aux premiers trimestres de 2011 et de 2010, ce qui devrait continuer d'être le cas pour le reste de 2011 et en 2012.
Résultats de Bruce Power(1)
(Quote-part de TransCanada)
(non audité)
(en millions de dollars, à moins Trimestres clos les 31 mars
d'indication contraire) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits(2) 213 225
Charges d'exploitation (136) (162)
-----------------------------
BAIIA comparable(1) 77 63
-----------------------------
-----------------------------
BAIIA comparable de Bruce A(1) 34 13
BAIIA comparable de Bruce B(1) 43 50
-----------------------------
BAIIA comparable(1) 77 63
Amortissement (28) (23)
-----------------------------
BAII comparable(1) 49 40
-----------------------------
-----------------------------
Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales
Bruce A 100 % 65 %
Bruce B 91 % 98 %
Capacité cumulée de Bruce Power 94 % 87 %
Jours d'arrêt d'exploitation prévus
Bruce A - 35
Bruce B 21
Jours d'arrêt d'exploitation imprévus
Bruce A 4 26
Bruce B 8 6
Volume des ventes (en GWh)
Bruce A 1 500 989
Bruce B 2 032 2 155
-----------------------------
3 532 3 144
-----------------------------
Résultats par MWh
Produits de Bruce A 65 $ 64 $
Produits de Bruce B(3) 53 $ 58 $
Produits cumulés de Bruce Power 57 $ 60 $
Pourcentage de la production de Bruce B vendue
sur le marché au comptant(4) 90% 78%
-----------------------------
-----------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) Les produits comprennent les recouvrements de coûts de combustible de
Bruce A de 8 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2011
(5 millions de dollars en 2010).
(3) Ces données comprennent les produits reçus conformément au mécanisme de
prix plancher, aux règlements de contrat et à la production réputée et
tient compte des volumes associés à la production d'électricité et à la
production réputée.
(4) Toute la production de Bruce B est visée par le mécanisme de prix
plancher, y compris les volumes vendus sur le marché au comptant.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce A s'est accrue de 21 millions de dollars pour atteindre 34 millions de dollars au premier trimestre de 2011, en raison de la hausse des volumes et de la baisse des frais d'exploitation puisque les jours d'arrêt d'exploitation n'ont pas été aussi nombreux. La capacité disponible de Bruce A au premier trimestre de 2011 s'est établie à 100 %, avec quatre jours d'arrêt d'exploitation, comparativement à une capacité disponible de 65 % et 61 jours d'arrêt d'exploitation pendant la période correspondante de 2010. Les résultats du premier trimestre de 2010 comprenaient également l'incidence positive d'un paiement versé par Bruce B à Bruce A à l'égard des modifications apportées en 2009 à un accord à long terme conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario ("OEO"). L'incidence positive nette reflétait le pourcentage supérieur de la participation de TransCanada dans Bruce A.
La quote-part revenant à TransCanada du BAIIA comparable de Bruce B s'est repliée de 7 millions de dollars pour s'établir à 43 millions de dollars au premier trimestre de 2011, alors qu'elle avait été 50 millions de dollars au premier trimestre de 2010, et ce, en raison de la baisse des prix réalisés compte tenu de l'échéance des contrats à prix fixe assortis de prix plus élevés, d'une diminution des volumes et d'une augmentation des charges d'exploitation, puisque les jours d'arrêt d'exploitation ont été plus nombreux, atténuée en partie par le paiement versé au premier trimestre de 2010 à Bruce A à l'égard des modifications apportées en 2009 à un accord à long terme conclu avec l'OEO. La capacité disponible de Bruce B au premier trimestre de 2011 s'est établie à 91 % compte tenu de 29 jours d'arrêt d'exploitation comparativement à une capacité disponible de 98 % et six jours d'arrêt d'exploitation pendant la même période en 2010.
Selon les modalités d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production de Bruce A du premier trimestre de 2011 a été vendue au prix fixe de 64,71 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 64,45 $ le MWh au premier trimestre de 2010. De plus, selon les modalités d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production des réacteurs de Bruce B a fait l'objet d'un prix plancher de 48,96 $ le MWh au premier trimestre de 2011 et de 48,76 $ le MWh au premier trimestre de 2010. Les prix contractuels de Bruce A et de Bruce B sont ajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation. A compter du 1er avril 2011, le prix fixe pour la production de Bruce A a augmenté pour passer à 66,33 $ le MWh, alors que le prix plancher pour la production de Bruce B a été majoré à 50,18 $ le MWh.
Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Pour ce qui est de 2011, TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants inscrits dans les produits au premier trimestre de 2011 ne devrait être remboursé.
Bruce B conclut des contrats de vente à prix fixe selon lesquels Bruce B reçoit ou paie l'écart entre le prix contractuel et le prix du marché au comptant. Le prix réalisé de Bruce B a diminué de 5 $ le MWh pour se situer à 53 $ le MWh au premier trimestre de 2011, comparativement à la même période en 2010, et il tenait compte des produits constatés aux termes du mécanisme du prix plancher et des ventes contractuelles. Le recul est attribuable au fait que la majeure partie des contrats à prix plus élevés conclus au cours des années précédentes sont arrivés à échéance à la fin de décembre 2010. Au fur et à mesure que les contrats arriveront à échéance, les prix réalisés de Bruce B au cours d'exercices futurs devraient baisser davantage. Au 31 mars 2011, Bruce B avait vendu à terme environ 500 GWh et 670 GWh de volumes nets, représentant la quote-part de TransCanada respectivement pour le reste de 2011 et pour 2012.
La capacité disponible générale des centrales en 2011 devrait se situer à environ 85 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A et s'approcher de 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B. Un arrêt d'exploitation prévu à des fins d'entretien d'environ sept semaines a commencé le 15 avril 2011 au réacteur 7 de Bruce B. Bruce A prévoit un arrêt d'exploitation d'environ une semaine au réacteur 3 en juin 2011. Pour un complément d'information sur les arrêts d'exploitation prévus de Bruce Power, il y a lieu de se reporter au rapport de gestion du rapport annuel 2010 de TransCanada.
Au 31 mars 2011, Bruce A avait engagé des coûts d'environ 4,2 milliards de dollars dans le cadre de la remise à neuf et en exploitation des réacteurs 1 et 2, et d'environ 0,3 milliard de dollars pour la remise à neuf des réacteurs 3 et 4.
Installations énergétiques aux E.-U.
BAII comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)(2)
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars US) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques(3) 255 232
Capacité 39 40
Autres(4) 30 25
-----------------------------
324 297
Achats de produits de base revendus (131) (136)
Coûts d'exploitation des centrales et autres(4) (122) (88)
Frais généraux et frais d'administration et
de soutien (9) (9)
-----------------------------
BAIIA comparable(1) 62 64
Amortissement (30) (25)
-----------------------------
BAII comparable(1) 32 39
-----------------------------
-----------------------------
(1) Il y a lieu de se reporter à la rubrique "Mesures non conformes aux
PCGR" du présent rapport de gestion pour un complément d'information
sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.
(2) Ces données comprennent les installations de la deuxième étape du projet
éolien de Kibby à compter d'octobre 2010.
(3) Les gains et pertes réalisés sur les instruments dérivés utilisés pour
l'achat et la vente d'électricité, de gaz naturel et de mazout aux fins
de la gestion des actifs des installations énergétiques aux Etats-Unis
sont présentés en tant que montant net dans les produits tirés des
installations énergétiques.
(4) Ces données comprennent les produits et les coûts de la centrale de
Ravenswood associés à un accord de service avec un tiers.
Données sur l'exploitation des installations énergétiques aux Etats-Unis(1)
Trimestres clos les 31 mars
(non audité) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite 1 291 891
Achats 1 939 2 486
-----------------------------
3 230 3 377
-----------------------------
-----------------------------
Capacité disponible des centrales(2)(3) 82 % 86 %
-----------------------------
-----------------------------
(1) Ces données comprennent les installations de la deuxième étape du projet
éolien de Kibby à compter d'octobre 2010.
(2) La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps
au cours d'une période donnée pendant laquelle la centrale est
disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation
ou non.
(3) La capacité disponible a diminué au cours du trimestre clos le 31 mars
2011 en raison de l'incidence d'un arrêt d'exploitation prévu à
Ravenswood.
Pour le premier trimestre de 2011, les produits des installations énergétiques aux Etats-Unis se sont chiffrés à 255 millions de dollars US, soit un accroissement de 232 millions de dollars US comparativement à la période correspondante de 2010, en raison de la progression des prix réalisés et des produits supplémentaires découlant de la deuxième phase du projet éolien de Kibby qui est entré en exploitation en octobre 2010, contré en partie par le recul des volumes d'électricité vendus.
Les achats de produits de base revendus au premier trimestre de 2011, soit 131 millions de dollars US, ont affiché une baisse comparativement au chiffre de 136 millions de dollars US inscrit pour la même période en 2010, principalement du fait de la baisse des volumes d'électricité achetés afin d'être revendus aux termes des engagements de ventes d'électricité à des clients du secteur de gros et des secteurs commercial et industriel en Nouvelle-Angleterre au premier trimestre de 2011, atténuée en partie par le raffermissement des prix par MWh pour l'électricité achetée.
Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 122 millions de dollars US au premier trimestre de 2011, montant supérieur de 34 millions de dollars US à celui de la période correspondante de 2010, principalement en raison de la hausse des coûts du combustible provenant d'une augmentation de la production d'électricité au premier trimestre de 2011 et des frais de location au premier trimestre de 2010.
Les établissements énergétiques aux Etats-Unis concentrent leurs activités sur la vente d'électricité au moyen de contrats à court et à long termes conclus avec des clients des secteurs industriel, commercial et de gros sur les marchés de New York, de la Nouvelle-Angleterre et de PJM Interconnection. Pour réduire l'exposition aux fluctuations des prix au comptant, ces contrats de vente d'électricité sont couverts par un amalgame de contrats d'achat à terme d'électricité, de contrats d'achat à terme de combustible pour produire l'électricité et de contrats financiers. Au 31 mars 2011, les installations énergétiques aux Etats-Unis avaient conclu des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 4 300 GWh d'électricité, ou 60 %, de la production prévue des installations énergétiques aux Etats-Unis pour le reste de 2011. La production prévue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et éoliennes, des prix des produits de base et de la répartition des actifs en découlant et les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients. La nature saisonnière des installations énergétiques aux Etats-Unis donne généralement lieu à des volumes de production supérieurs pendant les mois d'été.
Stockage de gaz naturel
Le BAIIA comparable tiré du stockage de gaz naturel s'est chiffré à 29 millions de dollars au premier trimestre de 2011, contre 51 millions de dollars pour la même période en 2010. La baisse du BAIIA comparable au premier trimestre de 2011 est principalement attribuable à la régression des produits tirés du stockage de gaz naturel exclusif et auprès de tiers, en raison du rétrécissement des écarts dans les prix réalisés pour le gaz naturel.
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts sur la dette à long terme(1)
Libellée en dollars CA 122 131
Libellée en dollars US 182 159
Change (3) 6
-----------------------------
301 296
Intérêts divers et amortissement 6 20
Intérêts capitalisés (97) (134)
-----------------------------
Intérêts débiteurs comparables(2) 210 182
-----------------------------
-----------------------------
(1) Ces données comprennent les intérêts sur les billets subordonnés de rang
inférieur.
(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 les intérêts débiteurs comparables.
Au premier trimestre de 2011, les intérêts débiteurs comparables ont augmenté de 28 millions de dollars comparativement au chiffre de 182 millions de dollars inscrit au premier trimestre de 2010 pour s'établir à 210 millions de dollars. Cette hausse reflète la réduction des intérêts capitalisés pour Keystone, entré en exploitation en février 2011, et les intérêts débiteurs supplémentaires sur les titres d'emprunt émis pour un montant de 1,25 milliard de dollars US en juin 2010 et de 1,0 milliard de dollars US en septembre 2010. Ces augmentations ont été contrées en partie par les échéances de titres d'emprunt libellés en dollars CA en 2010 et en 2011 ainsi que par l'incidence favorable d'un dollar US moins fort sur les intérêts libellés en dollars US. Les intérêts débiteurs comparables au premier trimestre de 2010 comprenaient des pertes sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de TransCanada aux fluctuations des taux d'intérêt.
Au premier trimestre de 2011, les intérêts créditeurs et autres comparables se sont accrus de 7 millions de dollars pour passer de 24 millions de dollar au premier trimestre de 2010 à 31 millions de dollars. Cette hausse tient compte des gains réalisés supérieurs sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change sur les produits libellés en dollars US.
Les impôts sur le bénéfice comparables sont passés de 118 millions de dollars au premier trimestre de 2010 à 185 millions de dollars au premier trimestre de 2011. Cette hausse s'explique principalement par le résultat avant les impôts supérieur en 2011 comparativement à 2010.
Situation de trésorerie et sources de financement
La situation financière de TransCanada et sa capacité de générer des liquidités à même son exploitation, à court et à long termes, ainsi que de maintenir la solidité et la souplesse financières requises pour concrétiser ses plans de croissance, demeurent bonnes et sont comparables à ce qu'elles étaient au cours des derniers exercices. La situation de trésorerie de TransCanada est appuyée par des flux de trésorerie provenant de l'exploitation hautement prévisibles, par des soldes de caisse élevés et par des lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées inutilisées de 1,0 milliard de dollars US, 2,0 milliards de dollars et 800 millions de dollars US arrivant à échéance respectivement en novembre 2011, décembre 2012 et décembre 2012. Ces facilités appuient les programmes de papier commercial de la société. En outre, au 31 mars 2011, la quote-part de TransCanada de la capacité inutilisée aux termes des facilités bancaires confirmées de sociétés affiliées exploitées par TransCanada s'établissait à 113 millions de dollars et les échéances tombaient en 2011 et en 2012. Toujours au 31 mars 2011, TransCanada disposait encore de fonds de 1,75 milliard de dollars, 2,0 milliards de dollars et 1,75 milliard de dollars US, respectivement en capitaux propres, en titres d'emprunt au Canada et aux termes de ses prospectus préalables aux Etats-Unis. Les risques à l'égard de la situation de trésorerie de TransCanada, des marchés et autres sont décrits plus en détail sous la rubrique "Gestion des risques et instruments financiers" du présent rapport de gestion.
Au 31 mars 2011, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la société s'établissaient à 0,6 milliard de dollars, comparativement à 0,8 milliard de dollars au 31 décembre 2010. Le recul de la trésorerie et des équivalents de trésorerie s'explique surtout par les dépenses engagées dans le cadre du programme d'investissement de la société, les remboursements sur la dette et les paiements de dividendes, annulé en partie par l'accroissement des fonds provenant de l'exploitation.
Activités d'exploitation
Fonds provenant de l'exploitation(1)
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation(1) 919 723
Diminution du fonds de roulement
d'exploitation 90 109
Rentrées nettes liées aux activités
-----------------------------
d'exploitation 1 009 832
-----------------------------
-----------------------------
(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 aux activités d'exploitation se sont accrues de 177 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2011 comparativement à la période correspondante de 2010, ce qui reflète la hausse des fonds provenant de l'exploitation et les variations du fonds de roulement d'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 919 millions de dollars pour le premier trimestre de 2011, alors qu'ils avaient été de 723 millions de dollars pour la même période en 2010. L'augmentation est essentiellement attribuable à un accroissement des liquidités générées par le résultat.
Au 31 mars 2011, le passif à court terme de TransCanada atteignait 5,1 milliards de dollars alors que son actif à court terme s'établissait à 2,8 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à un fonds de roulement négatif de 2,3 milliards de dollars. Exclusion faite de billets à payer totalisant 2,2 milliards de dollars, aux termes du programme de papier commercial de la société, et des retraits sur ses facilités de crédit, le fonds de roulement négatif de TransCanada s'établissait à 0,1 milliard de dollars. La société est d'avis que cet écart peut être géré compte tenu de sa capacité à générer des flux de trésorerie provenant de l'exploitation ainsi que de son accès continu aux marchés financiers.
Activités d'investissement
TransCanada maintient son engagement à mener à bien le reste de son programme d'investissement de 11 milliards de dollars. Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, les dépenses en immobilisations ont totalisé 0,8 milliard de dollars (1,3 milliard de dollars en 2010). Elles ont été affectées principalement à la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A, à Keystone, au prolongement du réseau de l'Alberta et à la construction du gazoduc Guadalajara.
Activités de financement
En janvier 2011, TCPL a racheté pour 300 millions de dollars de débentures à 4,3 %.
La société est bien placée pour financer son programme d'investissement en cours grâce aux flux de trésorerie qu'elle génère en interne et à son accès continu aux marchés financiers. TransCanada continue d'étudier les occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation continue avec PipeLines LP, dans le cadre de son programme d'investissement.
Dividendes
Le 28 avril 2011, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se clôturant le 30 juin 2011, un dividende trimestriel de 0,42 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 29 juillet 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 juin 2011. De plus, des dividendes trimestriels de 0,2875 $ et de 0,25 $ par action privilégiée ont été déclarés respectivement pour les actions privilégiées de série 1 et de série 3, pour le trimestre se clôturant le 30 juin 2011. Les dividendes sont payables le 30 juin 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 mai 2011. Par ailleurs, un dividende trimestriel de 0,275 $ par action privilégiée a été déclaré pour les actions privilégiées de série 5 pour la période se clôturant le 30 juillet 2011. Le dividende est payable le 2 août 2011 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 juin 2011.
A compter des dividendes déclarés le 28 avril 2011, les actions ordinaires achetées au moyen de dividendes au comptant réinvestis aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RDA") de TransCanada ne seront plus des actions émises sur le capital autorisé à escompte, mais elles seront acquises à la Bourse de Toronto à un cours qui correspond à 100 % du prix d'achat moyen pondéré. Le RDA continue d'être offert pour les dividendes payables sur les actions ordinaires et les actions privilégiées de TransCanada et sur les actions privilégiées de TCPL. Au cours du trimestre clos le 31 mars 2011, TransCanada a émis 2,6 millions d'actions ordinaires (2,3 millions en 2010) aux termes du RDA plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant de 93 millions de dollars (78 millions de dollars en 2010).
Obligations contractuelles
Au cours du premier trimestre de 2011, TransCanada a affiché une réduction nette de ses obligations d'achat, principalement en raison du règlement de ses engagements dans le cours normal des affaires. Il n'y a eu aucun autre changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2010 et le 31 mars 2011, y compris les paiements exigibles pour les cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur les obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada.
Principales conventions comptables et estimations comptables critiques
Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR, TransCanada doit faire des estimations et établir des hypothèses qui influent sur le montant des actifs, des passifs, des produits et des charges comptabilisés et sur le moment de leur constatation, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses.
Les principales conventions comptables et estimations comptables d'importance critique de TransCanada demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2010. Le rapport de gestion, paraissant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les conventions et estimations comptables.
Modifications de conventions comptables
Les conventions comptables de la société ne diffèrent pas de façon significative de celles décrites dans le rapport annuel 2010 de TransCanada, exception faite de ce qui est énoncé ci-après.
Modifications de conventions comptables pour 2011
Regroupements d'entreprises, états financiers consolidés et participations sans contrôle
Le 1er janvier 2011, la société a adopté les exigences du chapitre 1582 du Manuel de l'ICCA intitulé "Regroupements d'entreprises", qui s'applique aux regroupements d'entreprises dont la date d'acquisition est postérieure au 1er janvier 2011. Cette norme a été modifiée pour exiger également le recours aux évaluations de la juste valeur, la constatation d'actifs et de passifs supplémentaires et la présentation accrue d'informations. L'adoption de cette norme devrait avoir une incidence importante sur la façon dont la société comptabilise les regroupements d'entreprises futurs. Les entités qui adoptent le chapitre 1582 étaient également tenues d'adopter le chapitre 1601 du Manuel de l'ICCA intitulé "Etats financiers consolidés" et le chapitre 1602 du Manuel de l'ICCA intitulé "Participations ne donnant pas le contrôle". Les chapitres 1601 et 1602 exigent la présentation des participations sans contrôle en tant que capitaux propres au bilan. En outre, l'état des résultats de la société mère ayant le contrôle inclut désormais 100 % des résultats de la filiale et présente la ventilation du bénéfice entre les participations assurant le contrôle et les participations sans contrôle. Les changements découlant de l'adoption du chapitre 1582 ont été appliqués prospectivement et les changements découlant des chapitres 1601 et 1602 ont été appliqués rétrospectivement.
Modifications comptables futures
PCGR des Etats-Unis / Normes internationales d'information financière
Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'ICCA avait précédemment annoncé que les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les normes internationales d'information financière ("IRFS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB") à compter du 1er janvier 2011.
Conformément aux PCGR, TransCanada applique des conventions comptables particulières qui sont propres aux activités à tarifs réglementés. Selon ces normes sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés ("CATR"), pour traduire adéquatement l'incidence économique des décisions des organismes de réglementation au sujet des produits et des droits de la société, le moment de la constatation de certains produits et de certaines charges peut différer de celui qui est autrement prévu aux termes des PCGR.
En juillet 2009, l'IASB a publié un exposé-sondage sur les activités à tarifs réglementés qui proposait une certaine norme de CATR conformément aux IFRS. A sa réunion de septembre 2010, l'IASB a conclu que l'élaboration de la CATR aux termes des IFRS doit faire l'objet d'une analyse plus approfondie et a supprimé le projet de CATR de son programme actuel. TransCanada ne prévoit pas qu'une norme de CATR définitive aux termes des IFRS sera en vigueur dans un avenir prévisible.
En octobre 2010, le CNC et les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ont modifié leurs politiques visant les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes qui appliquent la CATR afin de permettre à ces entités de reporter l'adoption des IFRS pendant une année. TransCanada a reporté l'adoption des IFRS et, par conséquent, continuera de préparer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada en 2011, ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'ICCA, afin de poursuivre l'application de la CATR.
A titre de société inscrite à la SEC, TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" et elle a l'option de préparer et de déposer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR des Etats-Unis. En raison des faits dont il est question ci-dessus, le conseil d'administration de la société a approuvé l'adoption des PCGR des Etats-Unis à compter du 1er janvier 2012.
Projet de conversion aux PCGR des Etats-Unis
Le 1er janvier 2012, la société commencera à présenter ses résultats conformément aux PCGR des Etats-Unis. L'équipe chargée du projet de passage aux IFRS de TransCanada a été réaffectée au soutien de la conversion aux PCGR des Etats-Unis. L'équipe de conversion est dirigée par un comité directeur multidisciplinaire qui assure une orientation dans le cadre de l'adoption des PCGR des Etats-Unis. De plus, la direction informe le comité de vérification de TransCanada de l'évolution du projet des PCGR des Etats-Unis à chaque réunion du comité de vérification.
Une formation aux PCGR des Etats-Unis est dispensée au personnel et aux administrateurs de TransCanada qui sont touchés par la conversion. Il ne sera pas nécessaire d'apporter des changements importants aux systèmes et procédés en place pour appliquer les PCGR des Etats-Unis en tant que principales normes comptables en raison du fait que TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis".
Les différences cernées entre les PCGR du Canada et les PCGR des Etats-Unis qui sont importantes pour la société sont expliquées ci-dessous et sont conformes à l'information que présente actuellement la société dans le "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" déposé auprès du public.
Coentreprises
Aux termes des PCGR du Canada, la société doit comptabiliser certains placements selon la méthode de consolidation proportionnelle aux termes de laquelle la quote-part des actifs, passifs, produits, charges et flux de trésorerie de TransCanada est incluse dans les états financiers de la société. Les PCGR des Etats-Unis ne permettent pas le recours à la consolidation proportionnelle des coentreprises de TransCanada et ils exigent que de tels placements soient constatés selon la méthode de la comptabilisation à la valeur de consolidation.
Stocks
Les PCGR du Canada permettent à la société de constater les stocks de gaz naturel exclusif détenus à leur juste valeur. Conformément aux PCGR des Etats-Unis, les stocks sont constatés au coût ou à la valeur du marché, selon le moins élevé des deux montants.
Impôts sur le bénéfice
Les PCGR du Canada exigent que la société constate les économies d'impôts sur le bénéfice exigibles découlant de la législation fiscale canadienne pratiquement en vigueur. Aux termes des PCGR des Etats-Unis, les lois doivent être entièrement en vigueur avant que des ajustements d'impôts sur le bénéfice puissent être constatés.
Avantages sociaux
Les PCGR du Canada exigent qu'une entité constate un actif ou un passif au titre des prestations constituées relativement aux régimes de retraite à prestations déterminées et aux autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi. Les PCGR des Etats-Unis exigent d'un employeur qu'il constate dans son bilan le montant de surcapitalisation ou le déficit de capitalisation des régimes de retraite à prestations déterminées et autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi en tant qu'actif ou que passif au bilan et qu'il comptabilise les variations de la situation de capitalisation à l'état des autres éléments du résultat étendu dans l'exercice au cours duquel elles surviennent.
Frais d'émission de titres d'emprunt
Les PCGR du Canada exigent que les frais d'émission de titres d'emprunt soient inclus dans la dette à long terme. Aux termes des PCGR des Etats-Unis, ces coûts sont classés en tant qu'actifs reportés.
Instruments financiers et gestion des risques
TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de crédit lié aux contreparties, d'illiquidité et de marché auxquels elle est exposée.
Risque de crédit lié aux contreparties et risque d'illiquidité
A la date du bilan, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous le poste Débiteurs et autres du sommaire des instruments financiers non dérivés présenté dans le tableau ci-dessous. 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 31 mars 2011, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.
Au 31 mars 2011, la concentration du risque de crédit de la société était de 297 millions de dollars à recevoir d'une contrepartie solvable. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.
La société continue de gérer le risque d'illiquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles.
Risque lié au prix des stocks de gaz naturel
Au 31 mars 2011, la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif, déterminée à l'aide d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente, s'établissait à 49 millions de dollars (49 millions de dollars au 31 décembre 2010). La variation de l'ajustement à la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pour le trimestre clos le 31 mars 2011 a donné lieu à des gains non réalisés nets avant les impôts de 2 millions de dollars (pertes de 24 millions de dollars en 2010), qui ont été constatés en tant qu'augmentation des produits et des stocks. Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à des pertes non réalisées nettes avant les impôts de 7 millions de dollars (gains de 3 millions de dollars en 2010), montant constaté dans les produits.
Analyse de la valeur à risque
TransCanada a recours à la méthode de valeur à risque ("VaR") pour estimer l'incidence de son exposition au risque de marché sur ses positions ouvertes liquides. La VaR représente la variation potentielle du résultat avant les impôts pour un horizon temporel déterminé. Elle est calculée en présumant d'un intervalle de confiance de 95 % que la variation quotidienne découlant des fluctuations normales de ses positions ouvertes sur le marché ne sera pas supérieure à la VaR déclarée. Bien que les pertes ne devraient pas être supérieures aux estimations statistiques de la VaR dans 95 % des cas, il est possible, dans 5 % des cas, qu'elles soient beaucoup plus importantes que la VaR estimative. La VaR consolidée de TransCanada était de 14 millions de dollars au 31 mars 2011 (12 millions de dollars au 31 décembre 2010). La hausse depuis le 31 décembre 2010 s'explique principalement par l'accroissement des prix à terme pour l'électricité en Alberta ainsi que par la volatilité accrue des prix sur le marché de l'électricité en Alberta.
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 31 mars 2011, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 9,5 milliards de dollars (9,8 milliards de dollars US) et une juste valeur de 10,8 milliards de dollars (11,1 milliards de dollars US). Au 31 mars 2011, un montant de 251 millions de dollars (181 millions de dollars au 31 décembre 2010) a été inclus dans les actifs incorporels et autres actifs pour la juste valeur des contrats à terme et des swaps utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars US de la société dans des établissements étrangers.
Les justes valeurs ainsi que le montant nominal ou en capital pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :
Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net dans
des établissements étrangers autonomes
31 mars 2011 31 décembre 2010
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Actif (passif) Montant Montant
(non audité) Juste nominal ou Juste nominal ou
(en millions de dollars) valeur(1) en capital valeur(1) en capital
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2011 à 2017) 246 3 150 US 179 2 800 US
Contrats de change à terme en
dollars US (échéant en 2011) 5 550 US 2 100 US
-------------------------------------------
251 3 700 US 181 2 900 US
-------------------------------------------
-------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Sommaire des instruments financiers non dérivés
La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non
dérivés s'établissent comme suit :
31 mars 2011 31 décembre 2010
-------------------------------------------
-------------------------------------------
(non audité) Valeur Juste Valeur Juste
(en millions de dollars) comptable valeur comptable valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actifs financiers(1)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie 576 576 764 764
Débiteurs et autres(2)(3) 1 573 1 607 1 555 1 595
Actifs disponibles à la vente(2) 25 25 20 20
-------------------------------------------
2 174 2 208 2 339 2 379
-------------------------------------------
-------------------------------------------
Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 2 192 2 192 2 092 2 092
Créditeurs et montants reportés(4) 1 133 1 133 1 436 1 436
Intérêts courus 336 336 367 367
Dette à long terme 17 327 20 416 17 922 21 523
Billets subordonnés de rang
inférieur 962 969 985 992
Dette à long terme des
coentreprises 849 944 866 971
-------------------------------------------
22 799 25 990 23 668 27 381
-------------------------------------------
-------------------------------------------
(1) Le bénéfice net consolidé au premier trimestre de 2011 comprenait des
pertes de 9 millions de dollars (pertes 7 millions de dollars en 2010)
en raison d'ajustements de la juste valeur liés à des swaps de taux
d'intérêt visant 350 millions de dollars US (250 millions de dollars US
en 2010) de la dette à long terme. Il n'y avait aucun autre gain non
réalisé ni aucune autre perte non réalisée au titre des ajustements de
la juste valeur des instruments financiers.
(2) Au 31 mars 2011, le bilan consolidé comprenait des actifs financiers de
1 254 millions de dollars (1 271 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les débiteurs, de 38 millions de dollars dans les autres
actifs à court terme (40 millions de dollars au 31 décembre 2010) et de
306 millions de dollars (264 millions de dollars au 31 décembre 2010)
dans les actifs incorporels et autres actifs.
(3) Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de
350 millions de dollars US (250 millions de dollars US au 31 décembre
2010) au titre de la dette à long terme qui est ajusté à la juste
valeur.
(4) Au 31 mars 2011, le bilan consolidé comprenait des passifs financiers
de 1 101 millions de dollars (1 406 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les créditeurs et de 32 millions de dollars (30 millions de
dollars au 31 décembre 2010) dans les montants reportés.
Sommaire des instruments financiers dérivés
Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société,
exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans
des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :
31 mars 2011
(non audité)
(tous les montants sont en
millions, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
détenus à des fins
de transaction(1)
Justes valeurs(2)
Actifs 175 $ 123 $ 10 $ 17 $
Passifs (132)$ (154)$ (16)$ (18)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 21 828 169 - -
Ventes 24 462 132 - -
En dollars CA - - - 836
En dollars US - - 1 839 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s du trimestre
clos le 31 mars 2011(4) (1)$ (16)$ 2 $ (1)$
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s du trimestre clos
le 31 mars 2011(4) 3 $ (26)$ 21 $ 2 $
Dates d'échéance 2011-2015 2011-2015 2011-2012 2011-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 75 $ 6 $ - $ 9 $
Passifs (177)$ (19)$ (56)$ (19)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 18 273 16 - -
Ventes 7 906 - - -
En dollars US - - 120 US 1 000 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées du
trimestre clos le
31 mars 2011(4) (38)$ (3)$ - $ (5)$
Dates d'échéance 2011-2015 2011-2013 2011-2014 2011-2015
---------------------------------------------
---------------------------------------------
(1) Tous les instruments financiers dérivés faisant partie de la catégorie
d'instruments détenus à des fins de transaction ont été conclus à des
fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques
et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les
instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures
ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui
ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le
risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3) .
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 9
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 clos le 31 mars 2011, à 2 millions de dollars, sont inclus
dans les intérêts débiteurs. Au premier trimestre de 2011, la société
n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une
absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre clos le 31 mars 2011 comprenait des pertes
de 3 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz
naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la juste
valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre clos le
31 mars 2011, le bénéfice net ne reflète aucun gain ni aucune perte au
titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées. Aucun montant
n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.
2010
(non audité)
(tous les montants sont en
millions, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
détenus à des fins
de transaction
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 169 $ 144 $ 8 $ 20 $
Passifs (129)$ (173)$ (14)$ (21)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 15 610 158 - -
Ventes 18 114 96 - -
En dollars CA - - - 736
En dollars US - - 1 479 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s du trimestre
clos le 31 mars 2010(4) (16)$ 2 $ - $ (4)$
Gains (pertes) net(te)s
réalisé(e)s du trimestre clos
le 31 mars 2010(4) 22 $ (12)$ 8 $ (4)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2015 2011-2012 2011-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 112 $ 5 $ - $ 8 $
Passifs (186)$ (19)$ (51)$ (26)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 16 071 17 - -
Ventes 10 498 - - -
En dollars US - - 120 US 1 125 US
Swaps de devises - - 136/100 US -
Pertes nettes réalisées du
trimestre clos le
31 mars 2010(4) (7)$ (3)$ - $ (10)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2013 2011-2014 2011-2015
---------------------------------------------
---------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 31 décembre 2010.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3) .
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 8
millions de dollars et une valeur nominale de 250 millions de dollars US
au 31 décembre 2010. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2010, à 1 million de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Au premier trimestre
de 2010, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se
rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste
valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre clos le 31 mars 2010 comprenait des pertes
de 8 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz
naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la juste
valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre clos le
31 mars 2010, le bénéfice net ne reflète aucun gain ni aucune perte au
titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées. Aucun montant
n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.
Présentation des instruments financiers dérivés au bilan
La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de la
société s'établit comme suit :
(non audité) 31 mars 31 décembre
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
A court terme
Autres actifs à court terme 243 273
Créditeurs (326) (337)
A long terme
Actifs incorporels et autres actifs 423 374
Montants reportés (265) (282)
-----------------------------
-----------------------------
Autres risques
Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2010.
Contrôles et procédures
Au 31 mars 2011, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu évaluation de l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des règles adoptées par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l'information de TransCanada étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable au 31 mars 2011.
Au cours du trimestre le plus récent de l'exercice, il ne s'est produit aucun changement dans le contrôle interne de TransCanada, à l'égard de la communication de l'information financière, qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de la communication de l'information financière de TransCanada.
Perspectives
Depuis leur présentation, dans le rapport annuel 2010 de TransCanada, les perspectives de la société au sujet des résultats pour 2011 se sont améliorées en raison du raffermissement des prix réalisés pour l'électricité dans leur ensemble pour les installations énergétiques de l'Ouest au premier trimestre de 2011. Puisqu'il y a lieu de croire que les conditions climatiques seront plus normales et qu'une capacité de production supplémentaire caractérisera le marché de l'Alberta, TransCanada ne prévoit pas que ces prix se maintiendront au niveau supérieur affiché au premier trimestre pour le reste de 2011. Pour un complément d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2010 de TransCanada.
Faits nouveaux
Gazoducs
Réseau principal au Canada
En février 2011, l'ONE a approuvé la demande de TransCanada au sujet des droits provisoires révisés de 2011 pour le réseau principal au Canada à compter du 1er mars 2011 ayant trait au réseau principal au Canada. Les droits provisoires révisés sont en harmonie avec le règlement en vigueur pour la période de 2007 à 2011 et comportent deux ajustements qui ont donné lieu à des besoins en produits inférieurs et, par le fait même, à des droits provisoires réduits. TransCanada prépare actuellement la demande d'approbation des droits définitifs de 2011, qu'elle compte déposer auprès de l'ONE le 29 avril 2011. La société a poursuivi ses discussions avec les expéditeurs et les autres parties prenantes en vue de conclure un accord sur les droits pour les années à venir qui rehausserait l'avantage concurrentiel du réseau principal au Canada et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Malheureusement, les discussions n'ont pas donné lieu à un tel accord et, selon toute vraisemblance, TransCanada déposera une demande générale auprès de l'ONE plus tard en 2011 afin de déterminer les droits pour 2012 et au-delà.
Au premier trimestre de 2011, les volumes de livraison et les produits ont été supérieurs aux projections contenues dans la demande de droits provisoires de 2011 en raison des températures plus froides que prévues. L'écart définitif par rapport aux produits de 2011 dépendra des volumes réels de livraison de 2011 et de la décision de l'ONE quant aux coûts et aux droits définitifs pour 2011.
TransCanada a effectué un appel de soumissions fructueux pour le réseau principal au Canada qui s'est terminé en janvier 2011 et qui a donné lieu à la signature d'ententes préalables visant le transport de 230 000 de gigajoules par jour ("GJ/j") de gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus jusqu'aux marchés de l'Est. La société a procédé à un autre appel de soumissions afin de répondre à l'intérêt sur le marché à l'égard du transport du gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus sur le réseau principal au Canada. L'appel de soumissions s'est terminé le 15 avril 2011 et devrait permettre le transport de 150 000 GJ/j supplémentaires jusqu'aux marchés situés à l'est du point de livraison de Parkway près de Hamilton, en Ontario, à compter du 1er novembre 2013. Les ententes préalables qui ont été signées à la suite de ces appels de soumissions devraient servir à appuyer une demande relative aux installations que la société prévoit déposer auprès de l'ONE au troisième trimestre de 2011.
Réseau de l'Alberta
Le réseau de l'Alberta continue d'être exploité selon les modalités des droits provisoires de 2011 approuvés par l'ONE en 2010. TransCanada s'attend à déposer une demande de droits définitifs pour 2011 au deuxième trimestre de 2011, qui tiendrait compte des modalités du règlement sur les besoins en produits du réseau de l'Alberta pour 2010-2012 et de l'intégration commerciale du réseau d'ATCO Pipelines. La société prévoit que les droits révisés entreront en vigueur au troisième trimestre de 2011.
Le projet de gazoduc de Horn River a été approuvé par l'ONE en janvier 2011 et la construction s'est amorcée en mars 2011.
La société a conclu un accord lui permettant d'obtenir des engagements contractuels dans le cadre d'un nouveau projet visant à relier de nouveaux approvisionnements gaziers de 100 millions de pieds cubes par jour ("Mpi3/j") dans le nord-est de la Colombie-Britannique d'ici 2014, et les volumes devraient atteindre 300 Mpi3/j d'ici 2020. Ce projet devrait prolonger le pipeline de Horn River d'environ 100 kilomètres ("km") (62 milles) et son coût en capital est évalué à 265 millions de dollars.
Outre le projet de Horn River, TransCanada continue de faire progresser l'aménagement de gazoducs en Colombie-Britannique et en Alberta afin d'assurer le transport de nouveaux approvisionnements gaziers. La société a déposé plusieurs demandes auprès de l'ONE en vue de faire approuver de nouvelles expansions du réseau de l'Alberta pour répondre aux demandes de service de transport de gaz naturel supplémentaire dans le secteur nord-ouest du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Le total du coût en capital de ces projets d'expansion est évalué à 475 millions de dollars.
PipeLines LP
Le 26 avril 2011, la société a annoncé qu'elle avait conclu des ententes prévoyant la vente de participations de 25 % chacune dans Gas Transmission Northwest LLC ("GTN LLC") et Bison Pipeline LLC ("Bison LLC") à PipeLines LP à un prix d'achat global de 605 millions de dollars US, montant qui comprend une dette à long terme de 81 millions de dollars US, soit 25 % de l'encours de la dette de GTN LLC. GTN LLC et Bison LLC détiennent respectivement les gazoducs GTN et Bison. La vente devrait être conclue en mai 2011 et elle sera assujettie à l'acceptation de certaines conditions de signature.
A la fin d'avril 2011, PipeLines LP a annoncé un appel public à l'épargne par voie de prise ferme de 6 300 000 parts ordinaires au prix de 47,58 $ US la part. Le produit brut d'environ 300 millions de dollars US découlant de cet appel public à l'épargne servira à financer en partie l'acquisition, le solde étant financé par un prélèvement sur le prêt-relais confirmé et inutilisé de 400 millions de dollars US de PipeLines LP et un prélèvement sur la facilité de crédit renouvelable de premier rang confirmée et inutilisée de 250 millions de dollars US de PipeLines LP. Par ailleurs, une option de 30 jours prévoyant l'achat de 945 000 parts ordinaires supplémentaires au même prix a été accordée aux preneurs fermes. La clôture de l'appel public à l'épargne est prévue pour le 3 mai 2011.
Dans le cadre de cet appel public à l'épargne, TransCanada fera un apport de capital de 6 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité de 2 % dans PipeLines LP. En présumant que les preneurs ferme exercent leur option d'acheter des parts supplémentaires, la participation de TransCanada dans PipeLines LP devrait s'établir à environ 33,3 %.
Projet de gazoduc de la vallée de Mackenzie
En mars 2011, l'ONE a remis le certificat de commodité et de nécessité publiques au projet de GVM, marquant ainsi la fin du processus de réglementation fédéral. Les promoteurs du projet continuent de poursuivre leurs démarches en vue d'obtenir l'appui d'un cadre fiscal acceptable par le gouvernement, ce qui permettrait au projet d'aller de l'avant. TransCanada maintient son engagement à faire progresser le projet.
Guadalajara
La construction du gazoduc de Guadalajara, au Mexique, de 305 km (190 milles), était achevée à environ 90 % à la mi-avril 2011. De plus, TransCanada et la Comisión Federal de Electricidad ont récemment signé un contrat leur permettant d'ajouter un poste de compression au gazoduc. Le coût en capital du projet, y compris le poste de compression, devrait totaliser quelque 420 millions de dollars US. Le gazoduc devrait entrer en exploitation commerciale à la fin du deuxième trimestre de 2011 et le poste de compression devrait être mis en service au début de 2013.
Projet de gazoduc de l'Alaska
Les membres de l'équipe du projet de gazoduc de l'Alaska poursuivent leur collaboration avec les expéditeurs afin de résoudre les conditions stipulées dans les soumissions reçues dans le cadre des appels de soumissions liées au projet et comptent déposer une demande auprès de la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") des Etats-Unis avant la date d'échéance d'octobre 2012.
Oléoducs
Keystone
Vers la fin de janvier 2011, les travaux ont été achevés afin de permettre l'exploitation du tronçon de Wood River/Patoka à la pression nominale à la suite de la décision de l'ONE de supprimer la restriction relative à la pression d'exploitation maximale en décembre 2010. En février 2011, le prolongement de Cushing est entré en exploitation commerciale et a rallongé le réseau d'oléoducs jusqu'à Cushing, en Oklahoma, portant ainsi la capacité nominale à 591 000 b/j.
L'expansion du réseau Keystone de TransCanada jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique en est maintenant aux dernières étapes du processus d'examen réglementaire. Le 15 avril 2011, le Département d'Etat américain, principal organisme chargé des approbations réglementaires fédérales aux Etats-Unis, a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire en réponse aux commentaires reçus à la suite de la publication de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental en avril 2010 et de traiter des nouvelles données et des renseignements supplémentaires reçus. L'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire fournit un complément d'information sur les questions environnementales clés, mais n'apporte aucun changement à la conclusion tirée de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental, soit que le projet rehausserait la sécurité énergétique des Etats-Unis, serait bénéfique pour l'économie et aurait un impact environnemental limité. Le Département d'Etat a invité les parties intéressées à formuler des commentaires au sujet de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire au cours d'une période de 45 jours qui prend fin le 6 juin 2011. Une fois ces commentaires reçus et à la suite de la publication ultérieure de l'énoncé d'impact environnemental final, le Département d'Etat tiendra des consultations avec d'autres organismes fédéraux américains au cours d'une période de 90 jours afin de déterminer s'il est dans l'intérêt national d'approuver l'expansion jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique. Le Département d'Etat a indiqué qu'il rendrait une décision finale relativement au permis présidentiel d'ici la fin de 2011.
Le coût en capital de Keystone, y compris l'expansion jusqu'à la côte américaine du golfe de Mexique, est évalué à 13 milliards de dollars US. Au 31 mars 2011, un montant de 7,6 milliards de dollars US avait été investi, y compris 1,5 milliard de dollars US pour l'expansion jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique. Le solde devrait être investi d'ici la date de mise en service de l'expansion, qui est prévue pour 2013. Les coûts en capital liés à la construction de Keystone sont soumis à un barème de partage des coûts en capital avec les expéditeurs de capacité garantie sous contrats à long terme de Keystone, en fonction des risques et des avantages.
Le 31 mars 2011, Keystone a déposé une demande de droits fixes révisés pour le tronçon Wood River/Patoka du réseau auprès de l'ONE et de la FERC. La société prévoit que les tarifs révisés, qui tiennent compte des coûts finals du projet de tronçon de Wood River/Patoka, entreront en vigueur le 1er mai 2011, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises.
En 2010, trois entités, ayant chacune conclu un accord de services de transport pour le prolongement jusqu'à Cushing, ont présenté des exposés distincts contre certaines filiales de Keystone appartenant à TransCanada à la Cour du Banc de la Reine de l'Alberta, sollicitant des mesures de redressement déclaratoires ou, à défaut, des dommages-intérêts de divers montants. Toutes les réclamations ont été abandonnées et la société n'a encouru aucun frais ni aucune responsabilité.
Energie
Sundance A
En décembre 2010, les groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance A ont été mis hors service pour être soumis à des tests et TransAlta Corporation ("TransAlta") a invoqué un cas de force majeure à cet égard en janvier 2011. En février 2011, TransAlta a officiellement informé TransCanada qu'elle en était arrivée à la conclusion que les groupes électrogènes 1 et 2 ne pouvaient pas être remplacés ni réparés de façon rentable et que la CAE relative à Sundance A devrait par conséquent prendre fin.
TransCanada n'est pas d'accord avec la décision de TransAlta d'invoquer un cas de force majeure et de procéder à la destruction et conteste les deux décisions conformément à la procédure de résolution des conflits contenue dans la CAE. Puisque les renseignements limités reçus jusqu'à maintenant par TransCanada n'appuient pas ces réclamations, TransCanada continue de constater les produits et les coûts tirés de la CAE comme s'il s'agissait d'un arrêt d'exploitation normal.
Bruce
La remise en état des réacteurs 1 et 2 de Bruce A se poursuit avec le raccordement du réacteur 2 remis en état aux systèmes de la centrale. La mise en service de la centrale est en cour au réacteur 2 et le rythme s'accélérera au deuxième trimestre de 2011, lorsque les travaux de construction seront essentiellement achevés. L'assemblage du canal de combustible est maintenant en cours au réacteur 1 et son achèvement est prévu pour le deuxième trimestre de 2011. L'installation de ces canaux de combustible constitue l'étape finale du travail d'Energie atomique du Canada limitée sur les réacteurs.
Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, Bruce Power prévoit charger le combustible dans le réacteur 2 au deuxième trimestre de 2011 et atteindre une première synchronisation de la génératrice avec le réseau électrique d'ici la fin de 2011. L'exploitation commerciale est prévue pour le premier trimestre de 2012. Bruce Power prévoit charger le combustible dans le réacteur 1 au troisième trimestre de 2011 et réaliser une première synchronisation de la génératrice avec le réseau électrique pendant le premier trimestre de 2012. L'exploitation commerciale est prévue pour le troisième trimestre de 2012. La quote-part de TransCanada du coût en capital total est prévue à environ 2,4 milliards de dollars, dont un montant de 2,1 milliards de dollars avait été engagé au 31 mars 2011.
Coolidge
La construction de la centrale de Coolidge de 500 millions de dollars US est achevée. La centrale électrique de pointe à cycle simple, alimentée au gaz naturel, et d'une puissance de 575 MW, devrait entrer en service le 1er mai 2011.
Ravenswood
Les paramètres qui orientent les prix de la capacité pour les installations énergétiques aux Etats-Unis sont périodiquement ajustés et ils subissent l'influence de certains facteurs, notamment les coûts associés à l'entrée sur le marché, dont tiennent compte les courbes de la demande administrativement établies, l'offre disponible et les variations de la demande prévue. Le repli de l'économie a entraîné une diminution de la demande qui, cumulée à l'accroissement de l'offre, a donné lieu à des pressions à la baisse sur les prix de la capacité. Le 28 janvier 2011, la FERC a rendu une décision sur une demande tarifaire présentée par le New York Independent System Operator ("NYISO") au sujet de l'ajustement périodique des courbes de la demande. La FERC a rendu plusieurs décisions relativement à ces courbes de la demande et a instruit le NYISO d'apporter des révisions dans un document de conformité devant être déposé au plus tard le 29 mars 2011. Le NYISO l'a fait le 29 mars 2011, et la FERC n'a pas encore rendu sa décision. Bien que TransCanada prévoie que la décision de la FERC donnera lieu à des courbes de la demande plus prononcées qui influeront favorablement sur les prix de la capacité, les conséquences précises de cette décision demeureront incertaines tant que la décision relative au document de conformité du NYISO ne sera pas totalement mise en application.
Oakville
En septembre 2009, l'OEO a adjugé à TransCanada un contrat d'approvisionnement en énergie propre d'une durée de 20 ans visant la construction, la possession et l'exploitation d'une centrale d'une puissance de 900 MW à Oakville, en Ontario. TransCanada prévoyait investir approximativement 1,2 milliard de dollars dans la centrale alimentée au gaz naturel à cycle combiné. En octobre 2010, le gouvernement de l'Ontario a annoncé qu'il n'ira pas de l'avant avec la centrale électrique d'Oakville. TransCanada est à négocier un règlement avec l'OEO visant à résilier le contrat d'approvisionnement en énergie propre et à indemniser TransCanada pour les conséquences économiques associées à cette résiliation.
Cartier énergie éolienne
La construction se poursuit dans le cadre du projet de Cartier énergie éolienne au Québec. Le projet de Montagne-Sèche de 58 MW et la première phase de 101 MW du projet de parc éolien de Gros-Morne devraient entrer en exploitation en décembre 2011. La deuxième phase de 111 MW du projet de Gros-Morne devrait entrer en exploitation en décembre 2012. Il s'agit des quatrième et cinquième parcs éoliens en cours d'aménagement au Québec par Cartier énergie éolienne, qui appartient à 62 % à TransCanada. Toute l'électricité produite par Cartier énergie éolienne, soit 590 MW, est vendue à Hydro-Québec aux termes d'une convention d'achet d'électricité de 20 ans.
Renseignements sur les actions
Au 26 avril 2011, TransCanada avait 700 millions d'actions ordinaires émises et en circulation et 22 millions d'actions privilégiées de premier rang de série 1, 14 millions d'actions privilégiées de premier rang de série 3 et 14 millions d'actions privilégiées de premier rang de série 5 émises et en circulation pouvant être converties en respectivement 22 millions d'actions privilégiées de série 2, 14 millions d'actions privilégiées de série 4 et 14 millions d'actions privilégiées de série 6. En outre, la société avait en circulation 9 millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 6 millions d'options pouvaient être exercées au 26 avril 2011.
Principales données financières trimestrielles consolidées (1)
(non audité)
(en millions de
dollars, sauf les 2011 2010 2009
montants par action) T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3 T2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 243 2 057 2 129 1 923 1 955 1 986 2 049 1 984
Bénéfice net
attribuable aux
participations
assurant le
contrôle 429 283 391 295 303 387 345 314
Données sur les
actions
Bénéfice net par
action - de base
et dilué 0,59 $ 0,39 $ 0,54 $ 0,41 $ 0,43 $ 0,56 $ 0,50 $ 0,50 $
Dividendes déclarés
par action
ordinaire 0,42 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,38 $ 0,38 $ 0,38 $
---------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------
(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées ont été
établies selon les PCGR du Canada et présentées en dollars CA.
Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle
Dans le secteur des gazoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans des gazoducs réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits annuels, le BAII et le bénéfice net de TransCanada 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 de TransCanada sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Pour le secteur des oléoducs, qui est principalement constitué de la participation de la société dans l'oléoduc Keystone, les produits annuels et le bénéfice net de TransCanada sont fonction des contrats de transport de pétrole brut et des services de transport sur le marché au comptant ne faisant pas l'objet de contrats. Les produits, le BAII et le bénéfice net de TransCanada sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent 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 de TransCanada fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des paiements de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Les principaux faits nouveaux ayant influé sur le BAII et le bénéfice net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit :
- Au premier trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs comprenait le résultat supplémentaire de Bison, mis en service en janvier 2011. Le secteur des oléoducs a commencé à constater le BAII pour Wood River/Patoka et le prolongement de Keystone jusqu'à Cushing en février 2011. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait des pertes non réalisées nettes de 18 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
- Au quatrième trimestre de 2010, le BAII du secteur des gazoducs affichait un recul en raison de la constatation d'une provision au titre de l'évaluation de 146 millions de dollars avant les impôts (127 millions de dollars après les impôts) relativement aux avances à l'APG dans le cadre du GVM. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait l'apport de la deuxième phase du projet éolien de Kibby, qui est entrée en service en octobre 2010, et des gains non réalisés nets de 22 millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
- Au troisième trimestre de 2010, le BAII de l'entreprise de gazoducs a augmenté en raison de la constatation, sur neuf mois, d'un résultat supplémentaire lié au règlement sur les besoins en produits du réseau de l'Alberta pour la période de 2010 à 2012, ce qui a fait augmenter le bénéfice net de 33 millions de dollars. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait l'apport de Halton Hills, installation entrée en service en septembre 2010, et des gains non réalisés nets de 4 millions de dollars avant les impôts (3 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
- Au deuxième trimestre de 2010, le BAII du secteur de l'énergie comprenait des gains non réalisés nets de 15 millions de dollars avant les impôts (10 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques. Le bénéfice net tient compte d'une diminution de 58 millions de dollars après les impôts puisque des pertes ont été constatées en 2010 comparativement aux gains inscrits en 2009 découlant des instruments dérivés portant sur les taux de change et les taux d'intérêt qui n'étaient pas admissibles à la comptabilité de couverture et de la conversion des soldes du fonds de roulement libellés en dollars US.
- Au premier trimestre de 2010, le BAII du secteur de l'énergie comprenait des pertes non réalisées nettes de 49 millions de dollars avant les impôts (32 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
- Au quatrième trimestre de 2009, le BAII du secteur des gazoducs comprenait un gain de dilution de 29 millions de dollars avant les impôts (18 millions de dollars après les impôts) attribuable à la participation réduite de TransCanada dans PipeLines LP découlant de l'émissions de parts ordinaires de PipeLines LP dans le cadre d'un appel public à l'épargne. Le BAII du secteur de l'énergie comprenait des gains non réalisés nets de 7 millions de dollars avant les impôts (5 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques. Le bénéfice net comprenait des ajustements d'impôts favorables de 30 millions de dollars découlant de réductions des taux d'imposition des sociétés dans la province d'Ontario.
- Au troisième trimestre de 2009, le BAII du secteur de l'énergie comprenait des gains non réalisés nets de 14 millions de dollars avant les impôts (10 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques.
- Au deuxième trimestre de 2009, le BAII du secteur de l'énergie comprenait des pertes non réalisées nettes de 7 millions de dollars avant les impôts (5 millions de dollars après les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et de certaines activités de gestion des risques. Le BAII de l'entreprise d'énergie comprenait également l'apport de la centrale de Portlands Energy, qui est entrée en exploitation en avril 2009, ainsi que l'incidence négative des prix de l'électricité réalisés généralement inférieurs pour les installations énergétiques de l'Ouest.
Etat consolidé des résultats
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars, sauf les montants
par action) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 243 1 955
----------------------------
Charges d'exploitation et autres charges
Coûts d'exploitation des centrales et autres 759 747
Achats de produits de base revendus 277 256
Amortissement 370 343
----------------------------
1 406 1 346
----------------------------
Charges financières (produits financiers)
Intérêts débiteurs 211 182
Intérêts débiteurs des coentreprises 16 16
Intérêts créditeurs et autres (33) (24)
----------------------------
194 174
----------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice 643 435
----------------------------
Charge d'impôts
Exigibles 104 81
Futurs 74 20
----------------------------
178 101
----------------------------
Bénéfice net 465 334
Bénéfice net attribuable aux participations
sans contrôle 36 31
----------------------------
Bénéfice net attribuable aux participations
assurant le contrôle 429 303
Dividendes sur les actions privilégiées 14 7
----------------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires
ordinaires 415 296
----------------------------
----------------------------
Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué 0,59 $ 0,43 $
----------------------------
----------------------------
Nombre moyen d'actions ordinaires en
circulation
- de base (en millions) 698 686
----------------------------
----------------------------
Nombre moyen d'actions ordinaires en
circulation
- dilué (en millions) 699 687
----------------------------
----------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé du résultat étendu
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 465 334
-----------------------------
Autres éléments du résultat étendu, déduction
faite des impôts sur le bénéfice
Variation des gains et des pertes de conversion
sur les investissements nets dans des
établissements étrangers(1) (98) (147)
Variation des gains et des pertes sur les
instruments financiers dérivés pour couvrir
les investissements nets dans des
établissements étrangers(2) 49 59
Variation des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de trésorerie(3) (51) (76)
Reclassement dans le bénéfice net des gains
et des pertes sur les instruments dérivés
désignés en tant que couvertures de
flux de trésorerie se rapportant à des
périodes antérieures(4) 44 (1)
-----------------------------
Autres éléments du résultat étendu (56) (165)
-----------------------------
Résultat étendu 409 169
Résultat étendu attribuable aux participations
sans contrôle 39 30
-----------------------------
Résultat étendu attribuable aux participations
assurant le contrôle 370 139
Dividendes sur les actions privilégiées 14 7
-----------------------------
Résultat étendu attribuable aux actionnaires
ordinaires 356 132
-----------------------------
-----------------------------
(1) Déduction faite d'une charge d'impôts de 29 millions de dollars pour le
trimestre clos le 31 mars 2011 (charge d'impôts de 30 millions de
dollars en 2010).
(2) Déduction faite d'une charge d'impôts de 19 millions de dollars pour le
trimestre clos le 31 mars 2011 (charge d'impôts de 26 millions de
dollars en 2010).
(3) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 18 millions de dollars
pour le trimestre clos le 31 mars 2011 (recouvrement d'impôts de 57
millions de dollars en 2010).
(4) Déduction faite d'une charge d'impôts de 24 millions de dollars pour
le trimestre clos le 31 mars 2011 (charge d'impôts de 1 million de
dollars en 2010).
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé des flux de trésorerie
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Bénéfice net 465 334
Amortissement 370 343
Impôts futurs 74 20
Capitalisation des avantages sociaux futurs
supérieure aux charges (11) (32)
Autres 21 58
-----------------------------
919 723
Diminution du fonds de roulement d'exploitation 90 109
-----------------------------
Rentrées nettes liées aux activités
d'exploitation 1 009 832
-----------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (784) (1 276)
Montants reportés et autres 5 (216)
-----------------------------
Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (779) (1 492)
-----------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires et
privilégiées (200) (188)
Distributions versées aux participations sans
contrôle (27) (27)
Billets à payer émis, montant net 133 432
Titres d'emprunt à long terme émis, déduction
faite des frais d'émission - 10
Réduction de la dette à long terme (321) (141)
Titres d'emprunt à long terme émis par des
coentreprises - 8
Réduction de la dette à long terme des
coentreprises (11) (26)
Actions ordinaires émises 21 9
Actions privilégiées émises, déduction faite des
frais d'émission - 339
-----------------------------
(Sorties) rentrées nettes liées aux activités
de financement (405) 416
-----------------------------
Incidence des variations du taux de change sur
la trésorerie et les équivalents de trésorerie (13) (17)
-----------------------------
Diminution de la trésorerie et des équivalents
de trésorerie (188) (261)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Au début de la période 764 997
-----------------------------
Trésorerie et équivalents de trésorerie
A la fin de la période 576 736
-----------------------------
-----------------------------
Informations supplémentaires sur les flux de
trésorerie
Impôts sur le bénéfice payés, déduction faite des
remboursements 88 4
Intérêts payés 253 239
-----------------------------
-----------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Bilan consolidé
(non audité)
(en millions de dollars) 31 mars 2011 31 décembre 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 576 764
Débiteurs 1 254 1 271
Stocks 402 425
Autres 602 777
-----------------------------
2 834 3 237
Immobilisations corporelles 36 113 36 244
Ecart d'acquisition 3 488 3 570
Actifs réglementaires 1 486 1 512
Actifs incorporels et autres actifs 2 070 2 026
-----------------------------
45 991 46 589
-----------------------------
-----------------------------
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer 2 192 2 092
Créditeurs 1 960 2 243
Intérêts courus 336 367
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an 574 894
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 64 65
-----------------------------
5 126 5 661
Passifs réglementaires 334 314
Montants reportés 689 694
Impôts futurs 3 290 3 222
Dette à long terme 16 753 17 028
Dette à long terme des coentreprises 785 801
Billets subordonnés de rang inférieur 962 985
-----------------------------
27 939 28 705
-----------------------------
CAPITAUX PROPRES
Participations assurant le contrôle 16 903 16 727
Participations sans contrôle 1 149 1 157
-----------------------------
18 052 17 884
-----------------------------
45 991 46 589
-----------------------------
-----------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Cumul des autres éléments du résultat étendu consolidé
Couvertures
(non audité) Ecart de de flux de
(en millions de dollars) conversion trésorerie Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2010 (683) (194) (877)
Variation des gains et des pertes
de conversion sur les
investissements nets dans des
établissements étrangers(1) (98) - (98)
Variation des gains et des pertes
sur les instruments financiers
dérivés pour couvrir les
investissements nets dans des
établissements étrangers(2) 49 - 49
Variation des gains et des pertes
sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie(3) - (52) (52)
Reclassement dans le bénéfice net
des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés en
tant que couvertures de flux de
trésorerie se rapportant à
des périodes antérieures(4)(5) - 42 42
-----------------------------------------
Solde au 31 mars 2011 (732) (204) (936)
-----------------------------------------
-----------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2009 (592) (40) (632)
Variation des gains et des pertes
de conversion sur les
investissements nets dans des
établissements étrangers(1) (147) - (147)
Variation des gains et des pertes
sur les instruments financiers
dérivés pour couvrir les
investissements nets dans des
établissements étrangers(2) 59 - 59
Variation des gains et des pertes
sur les instruments dérivés
désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie(3) - (77) (77)
Reclassement dans le bénéfice net
des gains et des pertes sur les
instruments dérivés
désignés en tant que couvertures
de flux de trésorerie se rapportant
à des périodes antérieures(4) - 1 1
-----------------------------------------
Solde au 31 mars 2010 (680) (116) (796)
-----------------------------------------
-----------------------------------------
(1) Déduction faite d'une charge d'impôts de 29 millions de dollars pour le
trimestre clos le 31 mars 2011 (charge d'impôts de 30 millions de
dollars en 2010).
(2) Déduction faite d'une charge d'impôts de 19 millions de dollars pour le
trimestre clos le 31 mars 2011 (charge d'impôts de 26 millions de
dollars en 2010).
(3) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 18 millions de dollars
pour le trimestre clos le 31 mars 2011 (recouvrement d'impôts de 57
millions de dollars en 2010).
(4) Déduction faite d'une charge d'impôts de 24 millions de dollars pour
le trimestre clos le 31 mars 2011 (charge d'impôts de 1 million de
dollars en 2010).
(5) Les pertes liées aux couvertures de flux de trésorerie présentées dans
le cumul des autres éléments du résultat étendu qui devraient être
reclassées dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois sont
évaluées à 86 millions de dollars (56 millions de dollars après les
impôts). Ces estimations présument que le prix des produits de base,
les taux d'intérêt et les taux de change demeureront constants;
cependant, les montants reclassés varieront en fonction de la valeur
réelle de ces facteurs à la date du règlement.
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etat consolidé des capitaux propres
(non audité) Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de la période 11 745 11 338
Actions émises aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes 93 78
Produit de l'émission d'actions à l'exercice
d'options sur actions 21 9
-----------------------------
Solde à la fin de la période 11 859 11 425
-----------------------------
Actions privilégiées
Solde au début de la période 1 224 539
Emission d'actions aux termes d'un appel public
à l'épargne, déduction faite des frais
d'émission - 342
-----------------------------
Solde à la fin de la période 1 224 881
-----------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de la période 331 328
Emission d'options sur actions, déduction faite
des options exercées - 1
-----------------------------
Solde à la fin de la période 331 329
-----------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 4 304 4 186
Bénéfice net attribuable aux participations
assurant le contrôle 429 303
Dividendes sur les actions ordinaires (294) (275)
Dividendes sur les actions privilégiées (14) (7)
-----------------------------
Solde à la fin de la période 4 425 4 207
-----------------------------
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période (877) (632)
Autres éléments du résultat étendu (59) (164)
-----------------------------
Solde à la fin de la période (936) (796)
-----------------------------
3 489 3 411
-----------------------------
Capitaux propres attribuables aux participations
assurant le contrôle 16 903 16 046
-----------------------------
Capitaux propres attribuables aux participations
sans contrôle
Solde au début de la période 1 157 1 174
Bénéfice net attribuable aux participations sans
contrôle
PipeLines LP 26 22
Dividendes sur les actions privilégiées d'une
filiale 6 6
Portland 4 3
Autres éléments du résultat étendu attribuable
aux participations sans contrôle 3 (1)
Distributions versées aux participations sans
contrôle (27) (27)
Autres (20) (21)
-----------------------------
Solde à la fin de la période 1 149 1 156
-----------------------------
Total des capitaux propres 18 052 17 202
-----------------------------
-----------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Notes afférentes aux états financiers consolidés
(non audité)
1. Principales conventions comptables
Les états financiers consolidés de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") ont été dressés conformément aux principes comptables gééralement reconnus ("PCGR") du Canada ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA") et qui sont décrits plus en détail à la note 2. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont présentées dans les états financiers consolidés audités annuels de TransCanada pour l'exercice clos le 31 décembre 2010. Ces états financiers consolidés tiennent compte de tous les ajustements récurrents habituels qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle de la situation financière et des résultats d'exploitation des périodes considérées. Les présents états financiers consolidés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers consolidés audités de 2010 compris dans le rapport annuel 2010 de TransCanada. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "société" englobe TransCanada Corporation et ses filiales. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2010 de TransCanada. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.
Dans le secteur des gazoducs, qui est principalement constitué des participations de la société dans des gazoducs réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits annuels et le bénéfice net de TransCanada 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 de TransCanada sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Pour le secteur des oléoducs, qui est principalement constitué de la participation de la société dans l'oléoduc Keystone, les produits ainsi que le bénéfice net de TransCanada sont fonction des contrats de transport de pétrole brut et des services de transport sur le marché au comptant ne faisant pas l'objet de contrats. Les produits et le bénéfice net de TransCanada sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours du même exercice et les fluctuations découlent de modifications des volumes transportés sur le marché au comptant et des droits connexes imputés. Les volumes transportés sur le marché au comptant dépendent de la demande des clients, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus pour les raffineries, installations terminales et pipelines ainsi que de circonstances hors du cours normal de l'exploitation.
Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits et le bénéfice net de TransCanada fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques saisonnières, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des paiements de capacité, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et à des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société.
2. Modifications de conventions comptables
Modifications de conventions comptables pour 2011
Regroupements d'entreprises, états financiers consolidés et participations sans contrôle
Le 1(er) janvier 2011, la société a adopté les exigences du chapitre 1582 du Manuel de l'ICCA intitulé "Regroupements d'entreprises", qui s'applique aux regroupements d'entreprises dont la date d'acquisition est postérieure au 1(er) janvier 2011. Cette norme a été modifiée pour exiger également le recours aux évaluations de la juste valeur, la constatation d'actifs et de passifs supplémentaires et la présentation accrue d'informations. L'adoption de cette norme devrait avoir une incidence importante sur la façon dont la société comptabilise les regroupements d'entreprises futurs. Les entités qui adoptent le chapitre 1582 étaient également tenues d'adopter le chapitre 1601 du Manuel de l'ICCA intitulé "Etats financiers consolidés" et le chapitre 1602 du Manuel de l'ICCA intitulé "Participations ne donnant pas le contrôle". Les chapitres 1601 et 1602 exigent la présentation des participations sans contrôle en tant que capitaux propres au bilan. En outre, l'état des résultats de la société mère ayant le contrôle inclut désormais 100 % des résultats de la filiale et présente la ventilation du bénéfice entre les participations assurant le contrôle et les participations sans contrôle. Les changements découlant de l'adoption du chapitre 1582 ont été appliqués prospectivement et les changements découlant des chapitres 1601 et 1602 ont été appliqués rétrospectivement.
Modifications comptables futures
PCGR des Etats-Unis / Normes internationales d'information financière
Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'ICCA avait précédemment annoncé que les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les normes internationales d'information financière ("IRFS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB") à compter du 1(er) janvier 2011.
Conformément aux PCGR, TransCanada applique des conventions comptables particulières qui sont propres aux activités à tarifs réglementés. Selon ces normes sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés ("CATR"), pour traduire adéquatement l'incidence économique des décisions des organismes de réglementation au sujet des produits et des droits de la société, le moment de la constatation de certains produits et de certaines charges peut différer de celui qui est autrement prévu aux termes des PCGR. L'IASB a conclu que l'élaboration de la CATR aux termes des IFRS doit faire l'objet d'une analyse plus approfondie et a supprimé le projet de CATR de son programme actuel. TransCanada ne prévoit pas qu'une norme de CATR définitive aux termes des IFRS sera en vigueur dans un avenir prévisible.
En octobre 2010, le CNC et les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ont modifié leurs politiques visant les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes qui appliquent la CATR afin de permettre à ces entités de reporter l'adoption des IFRS pendant une année. TransCanada a reporté l'adoption des IFRS et, par conséquent, continuera de préparer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada en 2011, ainsi qu'il est défini dans la Partie V du Manuel de l'ICCA, afin de poursuivre l'application de la CATR.
A titre de société inscrite à la SEC, TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" et elle a l'option de préparer et de déposer ses états financiers consolidés conformément aux PCGR des Etats-Unis. En raison des faits dont il est question ci-dessus, le conseil d'administration de la société a approuvé l'adoption des PCGR des Etats-Unis à compter du 1(er) janvier 2012.
Projet de conversion aux PCGR des Etats-Unis
Le 1(er) janvier 2012, la société commencera à présenter ses résultats conformément aux PCGR des Etats-Unis. Les conventions comptables et l'incidence financière de l'adoption des PCGR des Etats-Unis sont conformes à l'information que présente actuellement la société dans le "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis" déposé auprès du public. Il ne sera pas nécessaire d'apporter des changements importants aux systèmes et procédés en place pour appliquer les PCGR des Etats-Unis en tant que principales normes comptables puisque TransCanada prépare et dépose un "Rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis".
L'équipe chargée du projet de passage aux IFRS de TransCanada a été réaffectée au soutien de la conversion aux PCGR des Etats-Unis. L'équipe de conversion est dirigée par un comité directeur multidisciplinaire qui assure une orientation dans le cadre de l'adoption des PCGR des Etats-Unis. De plus, la direction informe le comité de vérification de TransCanada de l'évolution du projet des PCGR des Etats-Unis à chaque réunion du comité de vérification.
3. Informations sectorielles
Pour les trimestres clos
les 31 mars
(non audité) Gazoducs Oléoducs(1) Energie
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 129 1 129 135 - 979 826
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (333) (361) (36) - (366) (360)
Achats de produits de base
revendus - - - - (277) (256)
Amortissement (244) (253) (23) - (100) (90)
----------------------------------------------------------------------------
552 515 76 - 236 120
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs
Intérêts débiteurs des
coentreprises
Intérêts créditeurs et
autres
Impôts sur le bénéfice
Bénéfice net
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires
Pour les trimestres clos
les 31 mars
(non audité) Siège social Total
(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits - - 2 243 1 955
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (24) (26) (759) (747)
Achats de produits de base
revendus - - (277) (256)
Amortissement (3) - (370) (343)
----------------------------------------------------------------------------
(27) (26) 837 609
------------------
------------------
Intérêts débiteurs (211) (182)
Intérêts débiteurs des
coentreprises (16) (16)
Intérêts créditeurs et
autres 33 24
Impôts sur le bénéfice (178) (101)
---------------
Bénéfice net 465 334
Bénéfice net attribuable au (36) (31)
---------------
Bénéfice net attribuable au 429 303
Dividendes sur les actions (14) (7)
---------------
Bénéfice net attribuable au 415 296
---------------
---------------
(1) Depuis février 2011, TransCanada comptabilise le résultat lié aux
installations de Wood River/Patoka et au prolongement Cushing de
Keystone.
Total de l'actif
(non audité)
(en millions de dollars) 31 mars 2011 31 décembre 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs 23 201 23 592
Oléoducs 8 603 8 501
Energie 12 693 12 847
Siège social 1 494 1 649
-----------------------------------
45 991 46 589
-----------------------------------
-----------------------------------
4. Dette à long terme
Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, la société a capitalisé des intérêts de 97 millions de dollars (134 millions de dollars en 2010) relativement aux projets d'investissement.
5. Capital-actions
Au cours du trimestre clos le 31 mars 2011, TransCanada a émis 2,6 millions d'actions ordinaires (2,3 millions d'actions en 2010) aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RDA") plutôt que d'effectuer des versements de dividendes au comptant de 93 millions de dollars (78 millions de dollars en 2010). Les dividendes aux termes du RDA ont été versés sous forme d'actions ordinaires émises sur le capital autorisé.
6. Instruments financiers et gestion des risques
TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de crédit lié aux contreparties, d'illiquidité et de marché auxquels elle est exposée.
Risque de crédit lié aux contreparties et risque d'illiquidité
A la date du bilan, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous le poste Débiteurs et autres du sommaire des instruments financiers non dérivés présenté dans le tableau ci-dessous. 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 31 mars 2011, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.
Au 31 mars 2011, la concentration du risque de crédit de la société était de 297 millions de dollars à recevoir d'une contrepartie solvable. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.
La société continue de gérer le risque d'illiquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilités de crédit pour faire face à ses obligations au titre de l'exploitation et des dépenses en immobilisations à leur échéance, tant dans des conditions normales que difficiles.
Risque lié au prix des stocks de gaz naturel
Au 31 mars 2011, la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif, déterminée à l'aide d'une moyenne pondérée des prix à terme pour les quatre mois suivants moins les coûts de vente, s'établissait à 49 millions de dollars (49 millions de dollars au 31 décembre 2010). La variation de l'ajustement à la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pour le trimestre clos le 31 mars 2011 a donné lieu à des gains non réalisés nets avant les impôts de 2 millions de dollars (pertes de 24 millions de dollars en 2010), qui ont été constatés en tant qu'augmentation des produits et des stocks. Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, la variation de la juste valeur des contrats d'achat et de vente à terme de gaz naturel a donné lieu à des pertes non réalisées nettes avant les impôts de 7 millions de dollars (gains de 3 millions de dollars en 2010), montant constaté dans les produits.
Analyse de la valeur à risque
TransCanada a recours à la méthode de valeur à risque ("VaR") pour estimer l'incidence de son exposition au risque de marché sur ses positions ouvertes liquides. La VaR représente la variation potentielle du résultat avant les impôts pour un horizon temporel déterminé. Elle est calculée en présumant d'un intervalle de confiance de 95 % que la variation quotidienne découlant des fluctuations normales de ses positions ouvertes sur le marché ne sera pas supérieure à la VaR déclarée. Bien que les pertes ne devraient pas être supérieures aux estimations statistiques de la VaR dans 95 % des cas, il est possible, dans 5 % des cas, qu'elles soient beaucoup plus importantes que la VaR estimative. La VaR consolidée de TransCanada était de 14 millions de dollars au 31 mars 2011 (12 millions de dollars au 31 décembre 2010). La hausse depuis le 31 décembre 2010 s'explique principalement par l'accroissement des prix à terme pour l'électricité en Alberta ainsi que par la volatilité accrue des prix sur le marché de l'électricité en Alberta.
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 31 mars 2011, la société avait désigné en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 9,5 milliards de dollars (9,8 milliards de dollars US) et une juste valeur de 10,8 milliards de dollars (11,1 milliards de dollars US). Au 31 mars 2011, un montant de 251 millions de dollars (181 millions de dollars au 31 décembre 2010) a été inclus dans les actifs incorporels et autres actifs pour la juste valeur des contrats à terme et des swaps utilisés pour couvrir l'investissement net en dollars US de la société dans des établissements étrangers.
Les justes valeurs ainsi que le montant nominal ou en capital pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :
Instruments dérivés utilisés comme couvertures de l'investissement net dans des établissements étrangers autonomes
31 mars 2011 31 décembre 2010
--------------------------------------
--------------------------------------
Actif (passif) Montant Montant
(non audité) nominal nominal
Juste ou en Juste ou en
(en millions de dollars) valeur(1) capital valeur(1) capital
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2011 à 2017) 246 3 150 US 179 2 800 US
Contrats de change à terme en dollars
US (échéant en 2011) 5 550 US 2 100 US
--------------------------------------
251 3 700 US 181 2 900 US
--------------------------------------
--------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Sommaire des instruments financiers non dérivés
La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non
dérivés s'établissent comme suit :
31 mars 2011 31 décembre 2010
-------------------------------------
-------------------------------------
(non audité) Valeur Juste Valeur Juste
(en millions de dollars) comptable valeur comptable valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actifs financiers(1)
Trésorerie et équivalents de trésorerie 576 576 764 764
Débiteurs et autres(2)(3) 1 573 1 607 1 555 1 595
Actifs disponibles à la vente(2) 25 25 20 20
----------------------------------
2 174 2 208 2 339 2 379
----------------------------------
----------------------------------
Passifs financiers(1)(3)
Billets à payer 2 192 2 192 2 092 2 092
Créditeurs et montants reportés(4) 1 133 1 133 1 436 1 436
Intérêts courus 336 336 367 367
Dette à long terme 17 327 20 416 17 922 21 523
Billets subordonnés de rang inférieur 962 969 985 992
Dette à long terme des coentreprises 849 944 866 971
----------------------------------
22 799 25 990 23 668 27 381
----------------------------------
----------------------------------
(1) Le bénéfice net consolidé au premier trimestre de 2011 comprenait des
pertes de 9 millions de dollars (pertes de 7 millions de dollars en
2010) en raison d'ajustements de la juste valeur liés à des swaps de
taux d'intérêt visant 350 millions de dollars US (250 millions de
dollars US en 2010) de la dette à long terme. Il n'y avait aucun
autre gain non réalisé ni aucune autre perte non réalisée au titre des
ajustements de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.
(2) Au 31 mars 2011, le bilan consolidé comprenait des actifs financiers de
1 254 millions de dollars (1 271 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les débiteurs, de 38 millions de dollars dans les autres
actifs à court terme (40 millions de dollars au 31 décembre 2010) et
de 306 millions de dollars (264 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les actifs incorporels et autres actifs.
(3) Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant
de 350 millions de dollars US (250 millions de dollars US au 31
décembre 2010) au titre de la dette à long terme qui est ajusté à la
juste valeur.
(4) Au 31 mars 2011, le bilan consolidé comprenait des passifs financiers
de 1 101 millions de dollars (1 406 millions de dollars au 31 décembre
2010) dans les créditeurs et de 32 millions de dollars (30 millions de
dollars au 31 décembre 2010) dans les montants reportés.
Sommaire des instruments financiers dérivés
Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société,
exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans
des établissements étrangers autonomes, s'établissent comme suit :
31 mars 2011
(non audité)
(tous les montants sont en millions, Gaz
sauf indication contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
détenus à des fins de
transaction(1)
Justes valeurs(2)
Actifs 175 $ 123 $ 10 $ 17 $
Passifs (132)$ (154)$ (16)$ (18)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 21 828 169 - -
Ventes 24 462 132 - -
En dollars CA - - - 836
En dollars US - - 1 839 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s du trimestre
clos le 31 mars 2011(4) (1)$ (16)$ 2$ (1)$
Gains (pertes) net(te)s réalisé(e)s
du trimestre clos le
31 mars 2011(4) 3 $ (26)$ 21$ 2 $
Dates d'échéance 2011-2015 2011-2015 2011-2012 2011-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(2)
Actifs 75 $ 6 $ - $ 9 $
Passifs (177)$ (19)$ (56)$ (19)$
Valeurs nominales
Volumes(3)
Achats 18 273 16 - -
Ventes 7 906 - - -
En dollars US - - 120 US 1 000 US
136/
Swaps de devises - - 100 US -
Pertes nettes réalisées du trimestre
clos le 31 mars 2011(4) (38)$ (3)$ - $ (5)$
Dates d'échéance 2011-2015 2011-2013 2011-2014 2011-2015
----------------------------------------
----------------------------------------
(1) Tous les instruments financiers dérivés faisant partie de la catégorie
d'instruments détenus à des fins de transaction ont été conclus à des
fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques
et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les
instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures
ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui
ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le
risque de marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en gigawatts-heure ("GWh") et en
milliards de pieds cubes ("Gpi(3)").
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 9
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 clos le 31 mars 2011, à 2 millions de dollars, sont inclus
dans les intérêts débiteurs. Au premier trimestre de 2011, la société
n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une
absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre clos le 31 mars 2011 comprenait des pertes
de 3 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz
naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la juste
valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre clos le
31 mars 2011, le bénéfice net ne reflète aucun gain ni aucune perte au
titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées. Aucun montant
n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.
2010
(non audité)
(tous les montants sont en millions, Gaz
sauf indication contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
détenus à des fins de
transaction
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 169 $ 144 $ 8 $ 20 $
Passifs (129)$ (173)$ (14)$ (21)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 15 610 158 - -
Ventes 18 114 96 - -
En dollars CA - - - 736
En dollars US - - 1 479 US 250 US
Swaps de devises - - 47/37 US -
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s du trimestre
clos le 31 mars 2010(4) (16)$ 2 $ - $ (4)$
Gains (pertes) net(te)s réalisé(e)s
du trimestre clos le
31 mars 2010(4) 22 $ (12)$ 8 $ (4)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2015 2011-2012 2011-2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de
relations de couverture(5)(6)
Justes valeurs(1)(2)
Actifs 112 $ 5 $ - $ 8 $
Passifs (186)$ (19)$ (51)$ (26)$
Valeurs nominales(2)
Volumes(3)
Achats 16 071 17 - -
Ventes 10 498 - - -
En dollars US - - 120 US 1 125 US
136/
Swaps de devises - - 100 US -
Pertes nettes réalisées du trimestre
clos le
31 mars 2010(4) (7)$ (3)$ - $ (10)$
Dates d'échéance(2) 2011-2015 2011-2013 2011-2014 2011-2015
----------------------------------------
----------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 31 décembre 2010.
(3) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3).
(4) Les montant nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments financiers dérivés détenus à des fins de transaction
utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont
inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non
réalisés sur les instruments financiers dérivés détenus à des fins de
transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont
inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts
créditeurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non
réalisés sur les instruments financiers dérivés visés par des relations
de couverture de flux de trésorerie est initialement constatée dans les
autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les
produits, les intérêts débiteurs ou les intérêts créditeurs et autres,
selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
(5) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de
8 millions de dollars et une valeur nominale de 250 millions de dollars
US au 31 décembre 2010. Les gains nets réalisés sur les couvertures de
la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2010, à 1 million de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Au premier trimestre
de 2010, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se
rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste
valeur.
(6) Le bénéfice net du trimestre clos le 31 mars 2010 comprenait des pertes
de 8 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie portant sur l'électricité et le gaz
naturel qui sont inefficaces pour compenser la variation de la juste
valeur des positions sous-jacentes connexes. Pour le trimestre clos le
31 mars 2010, le bénéfice net ne reflète aucun gain ni aucune perte au
titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées. Aucun montant
n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.
Présentation des instruments financiers dérivés au bilan
La juste valeur des instruments financiers dérivés présentés au bilan de
la société s'établit comme suit :
(non audité)
(en millions de dollars) 31 mars 2011 31 décembre 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
A court terme
Autres actifs à court terme 243 273
Créditeurs (326) (337)
A long terme
Actifs incorporels et autres actifs 423 374
Montants reportés (265) (282)
------------------------------
------------------------------
Hiérarchie de la juste valeur
Les actifs et les passifs financiers de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie de la juste valeur. La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau est déterminée en fonction des prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques. Les justes valeurs des actifs et des passifs inclus dans le deuxième niveau comprennent des évaluations déterminées au moyen de données d'entrée autres que les prix cotés pour lesquelles toutes les données de sortie importantes peuvent être observées, directement ou indirectement. Cette catégorie comprend la juste valeur déterminée au moyen de techniques d'évaluation telles que des modèles d'établissement du prix d'options et d'extrapolation à l'aide de données d'entrée observables. Les juste valeurs des actifs et des passifs inclus dans le troisième niveau sont déterminées en fonction de données d'entrée qui ne sont pas facilement observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur dans son ensemble. Les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés sont incluses dans cette catégorie. Les prix des produits de base faisant l'objet d'opérations à échéance éloignée sont déterminés au moyen d'un outil de modélisation d'une tierce partie qui se fonde sur les données fondamentales du marché pour établir des prix à long terme.
Il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxième niveau aux premiers trimestres de 2011 et de 2010. Les actifs et les passifs financiers évalués à la juste valeur, y compris les tranches à court terme et à long terme, sont classés comme suit :
Autres Données
Prix cotés données d'entrée
sur des d'entrée importantes
marchés importantes non
actifs observables observables
(premier (deuxième (troisième
niveau) niveau) niveau) Total
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
(non audité)
(en millions de
dollars, 31 31 31 31 31 31 31 31
avant les impôts mars déc. mars déc. mars déc. mars déc.
sur le bénéfice) 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Stocks de gaz
naturel - - 49 49 - - 49 49
Actifs liés aux
instruments
financiers dérivés :
Contrats sur taux
d'intérêt - - 26 28 - - 26 28
Contrats de change 15 10 246 179 - - 261 189
Contrats sur
produits de base
pour l'électricité - - 232 269 4 5 236 274
Contrats sur
produits de base
pour le gaz
naturel 72 93 53 56 - - 125 149
Passifs liés aux
instruments
financiers dérivés:
Contrats sur taux
d'intérêt - - (37) (47) - - (37) (47)
Contrats de change (14) (11) (58) (54) - - (72) (65)
Contrats sur
produits de base
pour l'électricité - - (282) (299) (13) (8) (295) (307)
Contrats sur
produits de base
pour le gaz
naturel (140) (178) (29) (15) - - (169) (193)
Instruments
financiers non
dérivés :
Actifs disponibles à
la vente 25 20 - - - - 25 20
--------------------------------------------------------
(42) (66) 200 166 (9) (3) 149 97
--------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------
Le tableau qui suit présente la variation nette des actifs et des
passifs financiers évalués à la juste valeur et inclus dans la
catégorie de juste valeur de troisième niveau :
Pour les trimestres clos les 31 mars
(non audité)
Instruments dérivés(1)
--------------------------------
(en millions de dollars,
avant les impôts sur le bénéfice) 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période (3) (2)
Nouveaux contrats(2) 1 (10)
Transferts du troisième niveau(3) (2) (5)
Règlements - (1)
Variation des gains non réalisés
comptabilisés dans le bénéfice net - 5
Variation des gains non réalisés
comptabilisés dans les autres éléments du
résultat étendu (5) 8
------------------------
Solde à la fin de la période (9) (5)
------------------------
------------------------
(1) La juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés
est présentée sur une base nette.
(2) Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, il n'y a eu aucun montant (perte
de 1 million de dollars en 2010) inclus dans le bénéfice net attribuable
aux instruments dérivés conclus au cours de la période considérée et
toujours détenus à la date du bilan.
(3) Lorsqu'ils approchent de leur échéance, les contrats sont transférés du
troisième niveau au deuxième niveau.
Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu respectivement à une baisse ou à une hausse de 7 millions de dollars de la juste valeur des instruments financiers dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 31 mars 2011.
7. Avantages sociaux futurs
La charge nette au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi de la société se présente comme suit :
Autres régimes
Régimes de d'avantages
retraite sociaux
Trimestres clos les 31 mars -----------------------------------
(non audité)(en millions de dollars) 2011 2010 2011 2010
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours de la
période 14 12 - -
Intérêts débiteurs 23 23 2 2
Rendement prévu des actifs des régimes (28) (27) - -
Amortissement de la perte actuarielle
nette 6 2 - -
Amortissement des coûts au titre des
services passés 1 1 - -
-----------------------------------
Coût net constaté au titre des avantages 16 11 2 2
-----------------------------------
-----------------------------------
8. Eventualités
Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix annuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. La société estime que les montants constatés dans les produits au cours des trois premiers mois de 2011 ne seront pas remboursés.
9. Evénements postérieurs à la date du bilan
Le 26 avril 2011, la société a annoncé qu'elle avait conclu des ententes prévoyant la vente de participations de 25 % chacune dans Gas Transmission Northwest LLC ("GTN LLC") et Bison Pipeline LLC ("Bison LLC") à PipeLines LP à un prix d'achat global de 605 millions de dollars US, montant qui comprend une dette à long terme de 81 millions de dollars US, soit 25 % de l'encours de la dette de GTN LLC. GTN LLC et Bison LLC détiennent respectivement les gazoducs GTN et Bison. La vente devrait être conclue en mai 2011 et elle est assujettie à l'acceptation de certaines conditions de signature.
A la fin d'avril 2011, PipeLines LP a annoncé un appel public à l'épargne par voie de prise ferme de 6 300 000 parts ordinaires au prix de 47,58 $ US la part. Le produit brut d'environ 300 millions de dollars US découlant de cet appel public à l'épargne servira à financer en partie l'acquisition, le solde étant financé par un prélèvement sur le prêt-relais confirmé et inutilisé de 400 millions de dollars US de PipeLines LP et un prélèvement sur la facilité de crédit renouvelable de premier rang confirmée et inutilisée de 250 millions de dollars US de PipeLines LP. Par ailleurs, une option de 30 jours prévoyant l'achat de 945 000 parts ordinaires supplémentaires au même prix a été accordée aux preneurs fermes. La clôture de l'appel public à l'épargne est prévue pour le 3 mai 2011.
Dans le cadre de cet appel public à l'épargne, TransCanada fera un apport de capital de 6 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité de 2 % dans PipeLines LP. En présumant que les preneurs fermes exercent leur option d'acheter des parts supplémentaires, la participation de TransCanada dans PipeLines LP devrait s'établir à environ 33,3 %.
TransCanada est heureuse de répondre aux questions des actionnaires et des investisseurs éventuels. Renseignements :
Relations avec les investisseurs, au 800-361-6522 (Canada et Etats continentaux des Etats-Unis). Numéro d'accès direct : David Moneta/Terry Hook au 403-920-7911. Télécopieur pour les investisseurs : 403-920-2457. Relations avec les médias : Terry Cunha/Shawn Howard au 403-920-7859 ou au 800-608-7859.
Site Web de TransCanada : www.transcanada.com.
Renseignements:
Renseignements aux médias :
Terry Cunha/Shawn Howard
403-920-7859 ou 800-608-7859
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403-920-7911 ou 800-361-6522
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