Oct 28, 2008 08:37 ET
TransCanada annonce un bénéfice net de 390 millions de dollars au troisième trimestre
Le résultat comparable augmente de 11 %
CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 28 oct. 2008) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP)
Points saillants des résultats du troisième trimestre
(Tous les montants (non vérifiés) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Le bénéfice net du troisième trimestre de 2008 s'est accru d'environ 12 % par action pour s'établir à 390 millions de dollars (0,67 $ par action), comparativement aux 324 millions de dollars (0,60 $ par action) inscrits pour la même période en 2007.
- Le résultat comparable du troisième trimestre de 2008, à 366 millions de dollars (0,63 $ par action) se compare à 309 millions de dollars (0,57 $ par action) pour la période correspondante de 2007, soit une hausse d'environ 11 % par action.
- Les fonds provenant de l'exploitation du troisième trimestre de 2008 se sont chiffrés à 711 millions de dollars, alors qu'ils avaient totalisé 702 millions de dollars pour la même période en 2007.
- Le conseil d'administration déclare un dividende de 0,36 $ par action ordinaire.
- TransCanada a fait l'acquisition de la centrale électrique de Ravenswood d'une puissance de 2 480 mégawatts ("MW") en contrepartie de 2,9 milliards de dollars US, sous réserve de certains ajustements postérieurs à la clôture.
- La société a obtenu des contrats à long terme garantis dans le cadre de l'expansion du réseau d'oléoducs Keystone jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique.
- La société a convenu de hausser sa participation dans le réseau d'oléoducs Keystone.
"Les solides résultats financiers de TransCanada au troisième trimestre témoignent de notre capacité de produire un résultat et des flux de trésorerie appréciables et durables grâce à notre portefeuille d'infrastructures énergétiques de premier ordre, a affirmé Hal Kvisle, président et chef de la direction de TransCanada. Nous continuons de miser sur notre portefeuille sans cesse croissant d'actifs de grande envergure pour procurer à nos actionnaires une valeur durable importante. Au nombre de ces actifs, notons la centrale électrique de Ravenswood à New York que nous avons acquis récemment, le programme de redémarrage des installations de Bruce Power en Ontario ainsi que du réseau d'oléoducs Keystone qui nous permettra d'acheminer du pétrole brut canadien à destination des marchés du Midwest et de la côte du golfe du Mexique aux Etats-Unis. A plus long terme, nous poursuivrons l'expansion de nos réseaux de gazoducs et d'oléoducs, de nos centrales électriques et de nos installations de stockage de gaz naturel par la réalisation de projets tels que le gazoduc de l'Alaska, l'élargissement du réseau de l'Alberta et l'aménagement de centrales électriques des plus efficientes au Canada et aux Etats-Unis.
TransCanada Corporation ("TransCanada") a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net du troisième trimestre de 2008 s'est établi à 390 millions de dollars (0,67 $ par action), comparativement à 324 millions de dollars (0,60 $ par action) au troisième trimestre de 2007.
Le résultat comparable est passé de 309 millions de dollars (0,57 $ par action) au troisième trimestre de 2007 à 366 millions de dollars (0,63 $ par action) au troisième trimestre de 2008. Cette hausse de 57 millions de dollars (0,06 $ par action) découle de l'apport appréciable de l'entreprise d'énergie de TransCanada et du résultat supérieur de ses pipelines détenus en propriété exclusive aux Etats-Unis. L'accroissement des marges réalisées sur les ventes d'électricité en Nouvelle-Angleterre, les débits d'écoulement supérieurs des actifs de production de TC Hydro ainsi que des volumes de production et des prix de vente de Bruce Power sont les principaux facteurs qui expliquent la progression du résultat de l'entreprise d'énergie. La contribution supérieure des pipelines détenus en propriété exclusive aux Etats-Unis est tributaire de la hausse des produits d'ANR et de l'incidence positive du règlement du dossier tarifaire de GTN. Le résultat comparable au troisième trimestre de 2008 ne tient pas compte d'ajustements d'impôts favorables de 26 millions de dollars et de pertes à la juste valeur de 2 millions de dollars au sein de l'entreprise de stockage de gaz naturel; le résultat comparable du troisième trimestre de 2007 excluait des ajustements d'impôts favorables de 15 millions de dollars.
Les fonds provenant de l'exploitation se sont accrus de 9 millions de dollars pour passer de 702 millions de dollars au troisième trimestre de 2007 à 711 millions de dollars au troisième trimestre de 2008.
Les faits marquants récents au sein des secteurs des pipelines, de l'énergie et du siège social comprennent notamment ce qui suit :
Pipelines :
- Au troisième trimestre de 2008, le réseau d'oléoducs Keystone a réalisé un appel de soumissions visant à solliciter l'intérêt pour l'expansion et le prolongement de son réseau d'oléoducs depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'au plus important marché de raffinage en Amérique du Nord, sur la côte américaine du golfe du Mexique.
Le réseau d'oléoducs Keystone a obtenu des contrats garantis à long terme supplémentaires pour un total de 380 000 barils par jour d'une durée moyenne d'environ 17 ans. Grâce à ces engagements des expéditeurs, le réseau d'oléoducs Keystone ira de l'avant avec les demandes réglementaires nécessaires, au Canada et aux Etats-Unis, pour faire approuver la construction et l'exploitation d'une expansion du réseau qui fournira une capacité supplémentaire de 500 000 barils par jour en provenance de l'Ouest canadien et à destination de la côte américaine du golfe du Mexique en 2012.
Cette expansion, de par sa conception, haussera le débit du réseau de Keystone Pipeline pour le porter de 590 000 barils par jour à environ 1,1 million de barils par jour. Compte tenu des contrats supplémentaires, Keystone a obtenu des engagements garantis à long terme pour un total de 910 000 barils par jour sur une durée moyenne d'environ 18 ans. Les engagements représentent environ 83 % de la capacité commerciale inhérente du réseau.
Selon les prévisions actuelles, le réseau d'oléoducs Keystone donnera lieu à des investissements de capitaux d'environ 12 milliards de dollars US entre 2008 et 2012. TransCanada a commencé à travailler avec les expéditeurs ayant conclu des engagements contractuels en prévision de l'expansion du réseau d'oléoducs Keystone afin d'optimiser le calendrier de construction de façon à mieux faire concorder les dates de mise en service des points de livraison du réseau avec les dates de mise en service des installations d'amont et d'aval des expéditeurs. TransCanada a convenu de hausser sa participation en actions dans les partenariats Keystone pour la faire passer de 50 % à 79,99 %. Par conséquent, la participation en actions de ConocoPhillips sera ramenée à 20,01 %. Certaines parties qui ont convenu de prendre des engagements de volumes dans le cadre du projet d'expansion du réseau d'oléoducs Keystone ont l'option d'acquérir une participation cumulée à concurrence de 15 % dans les partenariats Keystone. Si ces options étaient exercées, la participation en actions de TransCanada serait ramenée à 64,99 %.
- Le 10 octobre 2008, l'Alberta Utilities Commission a approuvé la demande déposée par TransCanada en vue de l'obtention d'un permis de construction pour l'expansion d'environ 925 millions de dollars du couloir centre-nord, qui prévoit l'intégration d'un gazoduc sur une distance de 300 kilomètres ("km") et d'installations connexes à même le tronçon nord du réseau de l'Alberta.
- Le 1er août 2008, le Sénat de l'Alaska a approuvé la demande de TransCanada en vue de l'obtention d'un permis d'aménagement du projet de gazoduc de l'Alaska en vertu de la loi intitulée Alaska Gasline Inducement Act ("AGIA"). La gouverneure Palin a signé le projet de loi le 27 août 2008. TransCanada prévoit que les commaissaires des Ressources naturelles et du Revenu de l'Alaska délivreront le permis en vertu de l'AGIA vers la fin de novembre 2008, après la période d'attente de 90 jours pour l'entrée en vigueur du projet de loi. En vertu de l'AGIA, TransCanada s'est engagée à faire progresser le projet de gazoduc de l'Alaska en réalisant un appel de soumissions, puis à solliciter l'approbation de la FERC. TransCanada a entrepris les travaux d'ingénierie et d'environnement ainsi que les travaux sur le plan commercial et sur le terrain et la société prévoit mener à bien un appel de soumissions d'ici le 31 juillet 2010.
- Le 3 septembre 2008, TransCanada a acheté Bison Pipeline LLC auprès de Northern Border au prix de 20 millions de dollars US. L'acquisition comprenait tous les travaux réalisés dans le cadre du projet de pipeline Bison, qui prévoit la construction d'un pipeline proposé de 465 km, depuis Powder River Basin, au Wyoming, jusqu'au réseau de Northern Border, dans le Dakota du Nord. Dans le cadre du projet de pipeline Bison, dont la mise en service est prévue pour le quatrième trimestre de 2010, des engagements ont été conclus pour le transport de 405 millions de pieds cubes par jour. Selon les estimations, le coût du capital du projet de pipeline Bison se situera entre 500 millions de dollars US et 600 millions de dollars US environ, en fonction du diamètre des canalisations. L'un des expéditeurs ayant conclu un engagement a l'option d'acquérir une participation à concurrence de 25 % dans le cadre du projet.
Energie :
- Le 26 août 2008, TransCanada a fait l'acquisition de la centrale électrique de Ravenswood d'une puissance de 2 480 MW en contrepartie de 2,9 milliards de dollars US, sous réserve de certains ajustements postérieurs à la clôture. En septembre 2008, le réacteur 30 de 972 MW a fait l'objet d'un arrêt d'exploitation imprévu à la suite d'un problème touchant sa turbine à vapeur haute pression. Les coûts des réparations et la perte de revenus liés à cet arrêt imprévu, qui n'ont pas encore été déterminés définitivement, devraient être récupérés au moyen des garanties d'assurance. Compte tenu des règlements d'assurance anticipés, l'arrêt d'exploitation imprévu du réacteur 30 ne devrait pas avoir d'importantes répercussions sur le résultat de TransCanada.
- Le 30 mai 2008, la centrale électrique alimentée au gaz naturel à cycle combiné Portlands Energy Centre, située près du centre-ville de Toronto, a été remise en exploitation en mode à cycle simple. En septembre 2008, la centrale a été remise en construction. et son entrée en exploitation en mode à cycle combiné, avec une capacité de production de 550 MW d'électricité, est prévue pour le premier trimestre de 2009.
- TransCanada a mis en chantier le projet éolien Kibby en juillet 2008. Le coût en capital du projet est évalué à près de 320 millions de dollars US et sa mise en service est prévue pour 2009-2010.
- Au troisième trimestre de 2008, TransCanada a entrepris les travaux détaillés d'ingénierie et de géotechnique ainsi que les démarches en matière de réglementation pour la centrale électrique de Coolidge, d'une puissance de 575 MW, située en Arizona. Une fois la centrale construite, sa production sera vendue à Salt River Project Agricultural Improvement and Power District aux termes d'un accord de 20 ans. Le coût d'aménagement de la centrale, dont la mise en service est prévue pour 2011, est évalué à 500 millions de dollars US.
Siège social :
- La situation financière de TransCanada et sa capacité de générer, à court et à long terme, des liquidités provenant de son exploitation demeurent solides. La société a mené à terme un important programme de financement en 2008; il comprenait une émission d'actions ordinaires de 1,3 milliard de dollars en mai 2008, l'émission de titres de créance à terme de 1,5 milliard de dollars US et de 500 millions de dollars ainsi que le prélèvement de 255 millions de dollars US sur la facilité de crédit-relais pour l'acquisition de Ravenswood en août 2008. En outre, la valeur des actions ordinaires émises aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions de TransCanada devrait s'approcher de 250 millions de dollars en 2008. Les capitaux subordonnés de plus de 4,7 milliards de dollars mobilisés en 2007 et en 2008 continuent d'appuyer le bilan solide de la société.
- La situation de trésorerie de TransCanada demeure saine, appuyée par les flux de trésorerie provenant de l'exploitation hautement prévisibles ainsi que les marges de crédit bancaires renouvelables confirmées de 2,0 milliards de dollars et de 300 millions de dollars US échéant respectivement en décembre 2012 et en février 2013, qui demeurent entièrement accessibles. A l'heure actuelle, TransCanada n'a effectué aucun prélèvement sur ces marges, car la société continue de bénéficier d'un accès généralement ininterrompu au marché du papier commercial au Canada, et ce, en fonction de modalités hautement concurrentielles. Des fonds supplémentaires de 50 millions de dollars et de 325 millions de dollars US sont accessibles aux termes des facilités de crédit bancaire confirmées de sociétés affiliées exploitées par TransCanada, dont l'échéance varie de 2010 à 2012. TransCanada fait actuellement des démarches en vue d'établir d'autres marges de crédit bancaire confirmées à l'appui des travaux de construction de l'oléoduc Keystone et la société prévoit que ces facilités seront en place au quatrième trimestre de 2008. La société estime que le principal groupe bancaire avec lequel elle traite est de haut calibre et elle entretient d'excellentes relations avec ces établissements. En outre, TransCanada prévoit déposer, au quatrième trimestre de 2008, un nouveau prospectus préalable de 3,0 milliards de dollars US pour remplacer le prospectus préalable antérieur de 2,5 milliards de dollars US dans le cadre duquel le nombre maximal de titres ont été émis dernièrement. Ce prospectus s'ajoutera aux fonds de 3,0 milliards de dollars et de 1,0 milliard de dollars dont elle dispose aux termes de son prospectus préalable visant l'émission de titres de participation et de son prospectus préalable canadien visant l'émission de titres de créance.
Téléconférence - présentation audio et diaporama
TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 9 h (heure des Rocheuses) / 11 h (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du troisième trimestre de 2008 ainsi que des faits nouveaux et des questions générales concernant la société. Les analystes, journalistes et autres intéressés désireux de participer à cette téléconférence doivent composer le 1-866-225-6564 ou le
416-641-6136 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La conférence et le diaporama seront également transmis en direct sur le site Web de TransCanada à www.transcanada.com.
La conférence débutera par de brefs commentaires des membres de la haute direction de TransCanada, suivis d'une période de questions et réponses à l'intention des analystes. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.
La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 4 novembre 2008; il suffira de composer le 800-408-3053 ou le 416-695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3272193#. La téléconférence sera archivée pour retransmission sur le Web à www.transcanada.com.
Forte d'une expérience de plus de 50 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs, des centrales électriques, des installations de stockage de gaz et des projets liés à des oléoducs et à des installations de GNL. Le réseau de pipelines détenus en propriété exclusive de TransCanada s'étend sur plus de 59 000 kilomètres (36 500 milles) et permet d'accéder à la presque totalité des grands bassins d'approvisionnements gaziers en Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes avec une capacité de stockage d'environ 355 milliards de pieds cubes. Producteur d'électricité indépendant en plein essor, TransCanada détient, en totalité ou en partie, des installations ayant une capacité de production de plus de 10 900 mégawatts d'électricité au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP.
Remarque : Tous les montants sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.
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. 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 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, ces 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 organismes de réglementation des 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 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 communiqué, TransCanada utilise les mesures "résultat comparable", "résultat comparable par action" 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 ne sont vraisemblablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être en mesure de mieux comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et mieux comprendre les données sur le rendement opérationnel, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Les mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement opérationnel de TransCanada, sur sa situation de trésorerie, et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.
La direction utilise la mesure "résultat comparable" pour mieux évaluer les tendances dans les activités sous-jacentes de la société. Le résultat comparable comprend le bénéfice net ajusté en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de discernement pour choisir les postes à exclure du calcul du résultat comparable, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et ajustements d'impôts sur les bénéfices, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites ainsi que des ajustements de la juste valeur. Le tableau dans la section des résultats d'exploitation consolidés du rapport de gestion fait état du rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation pour la période visée.
Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté dans le tableau "Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2008" figurant dans le présent communiqué.
Points saillants des résultats financiers du troisième trimestre de 2008
(non vérifié)
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
Résultats d'exploitation les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
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Produits 2 137 2 187 6 287 6 639
Bénéfice net 390 324 1 163 846
Résultat comparable (1) 366 309 1 008 800
Flux de trésorerie
Fonds provenant de
l'exploitation (1) 711 702 2 309 1 880
Diminution du fonds de
roulement d'exploitation 114 132 16 261
-----------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 825 834 2 325 2 141
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Dépenses en immobilisations 806 364 1 899 1 056
Acquisitions, déduction faite
de l'encaisse acquise 3 054 (2) 3 058 4 222
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---------------------------------------------------------------------------
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
Données sur les actions ordinaires les 30 septembre les 30 septembre
2008 2007 2008 2007
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Bénéfice net par action - de base 0,67 $ 0,60 $ 2,07 $ 1,60 $
Résultat comparable par action -
de base (1) 0,63 $ 0,57 $ 1,80 $ 1,51 $
Dividendes déclarés par action 0,36 $ 0,34 $ 1,08 $ 1,02 $
Actions ordinaires en circulation
(en millions)
Moyenne de la période 579 537 560 527
A la fin de la période 580 538 580 538
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
(1) Pour une analyse détaillée du résultat comparable, du résultat
comparable par action et des fonds provenant de l'exploitation,
consulter la rubrique "Mesures non conformes aux PCGR" dans le
présent communiqué.
Rapport de gestion
Daté du 27 octobre 2008, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non vérifiés ci-joints de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008. Il doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés vérifiés et des notes y afférentes et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2007 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007. 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 à www.sedar.com, sous TransCanada Corporation. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2007 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. 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 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 ("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", "fonds provenant de l'exploitation" et "bénéfice d'exploitation". Ces mesures ne constituent pas des mesures financières définies dans les principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Par conséquent, elles sont considérées comme étant des mesures non conformes aux PCGR et elles ne sont vraisemblablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour être en mesure de mieux comparer les résultats financiers d'une période de référence à l'autre et mieux comprendre les données sur le rendement opérationnel, la situation de trésorerie et la capacité de générer des fonds pour financer son exploitation. Les mesures non conformes aux PCGR fournissent également au lecteur des renseignements supplémentaires sur le rendement opérationnel de TransCanada, sur sa situation de trésorerie, et sur sa capacité de générer des fonds afin de financer son exploitation.
La direction utilise la mesure "résultat comparable (charges comparables)" pour mieux évaluer les tendances dans les activités sous-jacentes de la société. Le résultat comparable comprend le bénéfice net ajusté en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas représentatifs des activités sous-jacentes de la société. La détermination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de discernement pour choisir les postes à exclure du calcul du résultat comparable, dont certains peuvent être récurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains remboursements et ajustements d'impôts sur les bénéfices, des gains ou des pertes à la vente d'actifs, des règlements issus d'actions en justice ou de faillites ainsi que des ajustements de la juste valeur. Le tableau figurant sous la rubrique "Résultats d'exploitation consolidés" du présent rapport de gestion fait état du rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net. Le résultat comparable par action est calculé en divisant le résultat comparable par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation pour la période visée.
Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation est présenté sous la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.
Le bénéfice d'exploitation est une mesure déclarée par l'entreprise d'énergie de la société. Il représente les produits moins les charges d'exploitation figurant dans les états consolidés des résultats. Le rapprochement du bénéfice d'exploitation et du bénéfice net est présenté sous la rubrique "Energie" du présent rapport de gestion.
Acquisitions
Ravenswood
Le 26 août 2008, TransCanada a acheté à National Grid plc ("National Grid") tous les titres de participation en circulation de KeySpan-Ravenswood, LLC et de KeySpan Ravenswood Services Corp. en contrepartie de 2,9 milliards de dollars US, sous réserve de certains ajustements postérieurs à la clôture de l'opération. Ensemble, ces deux entreprises détiennent, contrôlent et exploitent la centrale électrique à cycle combiné de Ravenswood ("Ravenswood"). Cette centrale est munie d'une turbine à vapeur d'une puissance de 2 480 mégawatts ("MW") et située à Queens, dans l'Etat de New York. L'acquisition a été financée au moyen du produit de l'émission récente de titres de participation et de titres de créance de la société, de l'encaisse et des fonds prélevés sur les facilités de crédit nouvellement établies.
Résultats d'exploitation consolidés
Rapprochement du résultat comparable et du bénéfice net
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars, sauf les
montants par action) 2008 2007 2008 2007
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Pipelines
Résultat comparable 173 163 530 484
Postes particuliers (déduction
faite des impôts) :
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine - - 152 -
Règlement à l'issue de l'action
en justice de GTN - - 10 -
------------------------------------------
Bénéfice net 173 163 692 484
Energie
Résultat comparable 202 156 494 352
Postes particuliers (déduction
faite des impôts, le cas
échéant) :
Ajustements de la juste valeur
des stocks de gaz naturel et
des contrats à terme (2) - (6) -
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadway - - (27) -
Ajustements d'impôts - - - 4
------------------------------------------
Bénéfice net 200 156 461 356
Siège social
Charges comparables (9) (10) (16) (36)
Poste particulier :
Redressements et ajustements
d'impôts 26 15 26 42
------------------------------------------
Bénéfice net 17 5 10 6
------------------------------------------
Bénéfice net (1) 390 324 1 163 846
------------------------------------------
------------------------------------------
Bénéfice net par action (2)
De base et dilué 0,67 $ 0,60 $ 2,07 $ 1,60 $
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Résultat comparable 366 309 1 008 800
Postes particuliers (déduction
faite des impôts, le cas
échéant) :
Règlements dans le cadre de
la faillite de Calpine - - 152 -
Règlement à l'issue de l'action
en justice de GTN - - 10 -
Ajustements de la juste valeur
des stocks de gaz naturel et
des contrats à terme (2) - (6) -
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - (27) -
Redressements et ajustements
d'impôts 26 15 26 46
------------------------------------------
Bénéfice net 390 324 1 163 846
------------------------------------------
------------------------------------------
(2) Résultat comparable par action 0,63 $ 0,57 $ 1,80 $ 1,51 $
Postes particuliers - par
action :
Règlements dans le cadre de
la faillite de Calpine - - 0,27 -
Règlement à l'issue de l'action
en justice de GTN - - 0,02 -
Ajustements de la juste valeur
des stocks de gaz naturel et
des contrats à terme - - (0,01) -
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - (0,05) -
Redressements et ajustements
d'impôts 0,04 0,03 0,04 0,09
------------------------------------------
Bénéfice net par action 0,67 $ 0,60 $ 2,07 $ 1,60 $
------------------------------------------
------------------------------------------
Au troisième trimestre de 2008, le bénéfice net de TransCanada s'est chiffré à 390 millions de dollars (0,67 $ par action), comparativement à 324 millions de dollars (0,60 $ par action) au troisième trimestre de 2007. Cette progression de 66 millions de dollars provient principalement du résultat supérieur de tous les secteurs au troisième trimestre de 2008. Le résultat de l'entreprise d'énergie a progressé au troisième trimestre de 2008 comparativement au même trimestre de 2007, surtout en raison de l'accroissement du résultat des installations énergétiques de l'Est et de Bruce Power. Le résultat d'exploitation des installations énergétiques de l'Est s'est accru au troisième trimestre de 2008 par rapport au trimestre correspondant de 2007. Cette hausse s'explique par le relèvement des prix réalisés pour l'électricité en Nouvelle-Angleterre, les débits d'écoulement supérieurs des actifs de production de TC Hydro et le bénéfice supplémentaire découlant de l'acquisition de Ravenswood le 26 août 2008. Le résultat des établissements de Bruce Power a augmenté au troisième trimestre de 2008 par rapport au trimestre correspondant de 2007 en raison de la hausse des prix et de la production. Au troisième trimestre de 2008, le résultat du secteur du siège social a progressé par rapport au trimestre correspondant de 2007, surtout en raison de l'inclusion, au troisième trimestre de 2008, d'ajustements d'impôts positifs de 26 millions de dollars découlant d'une restructuration interne et de la réalisation de pertes, comparativement à l'inclusion, au troisième trimestre de 2007, de redressements d'impôts favorables et d'intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars s'appliquant à des exercices antérieurs. Le résultat du secteur des pipelines a progressé au troisième trimestre de 2008 comparativement à la même période de 2007, surtout en raison de la montée du résultat d'ANR et de GTN.
Le résultat comparable du troisième trimestre de 2008 s'est établi à 366 millions de dollars (0,63 $ par action), comparativement à 309 millions de dollars (0,57 $ par action) pour la même période en 2007. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2008 ne tenait pas compte des ajustements d'impôts favorables de 26 millions de dollars et des pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars découlant des modifications à la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2007 excluait des redressements d'impôts favorables et des intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars.
Pour les neuf premiers mois de 2008, le bénéfice net a été de 1,2 milliard de dollars (2,07 $ par action) comparativement à 846 millions de dollars (1,60 $ par action) pour la même période en 2007. La hausse de 317 millions de dollars (0,47 $ par action) du bénéfice net des neuf premiers mois de 2008 par rapport à la même période en 2007 découle de la majoration du résultat de tous les secteurs. Le résultat du secteur des pipelines a été plus élevé pour les neuf premiers mois de 2008 qu'il ne l'avait été pour les neuf premiers mois de 2007, et ce, surtout en raison d'un gain de 152 millions de dollars après les impôts (240 millions de dollars avant les impôts) sur les actions reçues par GTN et Portland dans le cadre de règlements à la suite de la faillite de certaines succursales de Calpine Corporation ("Calpine") et du produit de 10 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) reçu par GTN en règlement d'une action en justice. Le résultat du secteur des pipelines a par ailleurs augmenté en raison du résultat d'ANR pour une période complète de neuf mois en 2008 et de l'incidence positive du règlement du dossier tarifaire de GTN approuvé en janvier 2008. Pour les neuf premiers mois de 2008, le résultat du secteur de l'énergie a été supérieur à celui de la période correspondante de 2007, ce qui s'explique par la progression du résultat des installations énergétiques de l'Est, des installations énergétiques de l'Ouest et des installations de Bruce Power, principalement en raison de la hausse des prix réalisés, annulée en partie par la réduction de valeur de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) de coûts antérieurement capitalisés au titre du projet de gaz naturel liquéfié ("GNL") de Broadwater. Le bénéfice net du secteur du siège social a progressé au cours des neuf premiers mois de 2008, principalement en raison de la réduction des charges financières. Le bénéfice net du secteur du siège social comprenait des ajustements d'impôts sur les bénéfices favorables de 26 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2008. Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2007 comprenait des ajustements d'impôts favorables de 46 millions de dollars, montant incluant les 15 millions de dollars susmentionnés et le montant de 31 millions de dollars (27 millions de dollars pour le secteur du siège social et 4 millions de dollars pour celui de l'énergie) constatés en 2007 relativement à des modifications à la législation fédérale et provinciale en matière d'imposition des sociétés, à la résolution de certaines questions d'impôts sur les bénéfices et à une restructuration interne.
Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2008 s'est chiffré à 1,0 milliard de dollars (1,80 $ par action), alors qu'il avait été de 800 millions de dollars (1,51 $ par action) pour la période correspondante de 2007. Il ne tient pas compte des gains de 152 millions de dollars reçus dans le cadre de la faillite de Calpine, du règlement de 10 millions de dollars touché par GTN à l'issue d'une action en justice, de la radiation des coûts de 27 millions de dollars liés au projet de GNL de Broadwater, des pertes nettes non réalisées de 6 millions de dollars découlant des ajustements de la juste valeur des stocks de gaz naturel et des ajustements d'impôts sur les bénéfices favorables de 26 millions de dollars. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2007 ne tenait pas compte d'ajustements d'impôts sur les bénéfices favorables de 46 millions de dollars.
Les résultats de chaque secteur pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 sont présentés sous les rubriques "Pipelines", "Energie" et "Siège social" du présent rapport de gestion.
Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 711 millions de dollars et à 2,3 milliards de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, en hausse de respectivement 9 millions de dollars (1 %) et de 429 millions de dollars (23 %) comparativement aux mêmes périodes en 2007. Pour un complément d'information sur les fonds provenant de l'exploitation, il y a lieu de se reporter à la rubrique "Situation de trésorerie et sources de financement" du présent rapport de gestion.
Pipelines
Au troisième trimestre de 2008, le bénéfice net et le résultat comparable de l'entreprise de pipelines se sont établis à 173 millions de dollars, soit 10 millions de dollars de plus que le bénéfice net et le résultat comparable de 163 millions de dollars constatés au troisième trimestre de 2007.
Le bénéfice net et le résultat comparable de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 se sont chiffrés respectivement à 692 millions de dollars et 530 millions de dollars, comparativement au bénéfice net et résultat comparable de 484 millions de dollars pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2008 excluait le bénéfice de 152 millions de dollars après les impôts sur les actions de Calpine reçues par GTN et Portland comme règlements dans le cadre de la faillite de Calpine et le règlement de 10 millions de dollars après les impôts reçu par GTN dans le cadre de la poursuite d'un fournisseur de logiciel.
Résultats de l'entreprise de pipelines
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines détenus en propriété
exclusive
Réseau principal au Canada 66 69 204 201
Réseau de l'Alberta 32 32 97 97
ANR (1) 24 19 94 69
GTN 15 10 49 26
Foothills 6 6 19 20
------------------------------------------
143 136 463 413
------------------------------------------
Autres pipelines
Great Lakes (2) 9 11 32 36
PipeLines LP (3) 3 8 15 14
Iroquois 5 3 13 11
Tamazunchale 5 2 9 7
Autres (4) 8 8 29 33
Mise en valeur des régions
nordiques (2) (1) (3) (3)
Frais généraux, frais
d'administration et de
soutien et frais divers 2 (4) (28) (27)
------------------------------------------
30 27 67 71
------------------------------------------
Résultat comparable 173 163 530 484
Postes particuliers (déduction
faite des impôts) :
Règlements dans le cadre de
la faillite de Calpine (5) - - 152 -
Règlement à l'issue de l'action
en justice de GTN - - 10 -
------------------------------------------
Bénéfice net 173 163 692 484
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Les résultats d'ANR comprennent le résultat d'exploitation depuis la
date d'acquisition, soit le 22 février 2007.
(2) Les résultats de Great Lakes tiennent compte de la participation de
53,6 % de TransCanada dans Great Lakes depuis le 22 février 2007 et de
la participation de 50 % avant cette date.
(3) Les résultats de PipeLines LP reflètent une participation réelle
supplémentaire de TransCanada de 14,9 % dans Great Lakes depuis le 22
février 2007 en raison de l'acquisition, par PipeLines LP, d'une
participation de 46,4 % dans Great Lakes et de la participation de
32,1 % que détient TransCanada dans PipeLines LP.
(4) Le poste Autres comprend les résultats de Portland, Ventures LP, TQM,
TransGas et Gas Pacifico/INNERGY.
(5) GTN et Portland ont reçu des actions de Calpine ayant une valeur après
les impôts initiale de respectivement 95 millions de dollars et 38
millions de dollars (quote-part de TransCanada) relativement aux
règlements dans le cadre de la faillite de Calpine. Ces actions ont par
la suite été vendues pour un gain après les impôts supplémentaire de 19
millions de dollars.
Pipelines détenus en propriété exclusive
Le bénéfice net du réseau principal au Canada au troisième trimestre de 2008, à 66 millions de dollars, est de 3 millions de dollars inférieur au chiffre de 69 millions de dollars enregistré au troisième trimestre de 2007, principalement en raison des primes de rendement inférieures touchées et de la compression des économies de coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration.
Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, le bénéfice net du réseau principal au Canada a progressé de 3 millions de dollars pour passer à 204 millions de dollars, hausse provenant surtout du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires supérieur, déterminé par l'ONE, qui est passé de 8,46 % en 2007 à 8,71 % en 2008, annulée en partie par la diminution de la base tarifaire moyenne.
Le résultat net du réseau de l'Alberta pour le troisième trimestre et la période de neuf mois terminés les 30 septembre 2008 et 2007 s'est élevé respectivement à 32 millions de dollars et à 97 millions de dollars. Le résultat des deux périodes visées en 2008 est le même qu'en 2007. Le résultat de 2008 rend compte d'un taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires de 8,75 %, comparativement à un taux de 8,51 % en 2007, sur un avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 % dans les deux cas.
Le bénéfice net d'ANR a été de 24 millions de dollars au troisième trimestre de 2008, alors qu'il s'était chiffré à 19 millions de dollars au troisième trimestre de 2007. Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2008 s'est établi à 94 millions de dollars, comparativement à 69 millions de dollars pour la période allant du 22 février 2007 au 30 septembre 2007. La hausse constatée au troisième trimestre de 2008 provient principalement de l'accroissement des produits tirés des nouveaux projets de croissance, annulé en partie par l'augmentation des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration. La progression pour les neuf premiers mois de 2008 s'explique surtout par le résultat pour la période complète de neuf mois en 2008 et les produits supérieurs découlant des nouveaux projets de croissance, atténués en partie par l'accroissement des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration et l'incidence négative, sur le résultat, du raffermissement du dollar canadien.
Le résultat comparable de GTN pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 a été de respectivement 5 millions de dollars et 23 millions de dollars supérieur aux chiffres inscrits pour les périodes correspondantes en 2007, et ce, en raison surtout de l'incidence positive du règlement du dossier tarifaire approuvé par la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") des Etats-Unis en janvier 2008 et de la compression des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, ces hausses ont été en partie contrées par l'incidence négative, sur le résultat, du raffermissement du dollar canadien.
Données sur l'exploitation
Périodes de
neuf mois Réseau Réseau de
terminées les principal au l'Alberta ANR Réseau de
30 septembre Canada (1) (2) (3)(4) GTN (3) Foothills
(non vérifié) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
--------------------------------------------------------------------------
Base tarifaire
moyenne
(en millions de
dollars) 7 065 7 323 4 322 4 236 s.o. s.o. s.o. s.o. 755 824
Volumes livrés
(en milliards
de pieds cubes)
Total 2 595 2 359 2 833 2 993 1 243 829 595 600 955 1 058
Moyenne
quotidienne 9,5 8,6 10,3 11,0 4,5 3,8 2,2 2,2 3,5 3,9
--------------------------------------------------------------------------
(1) Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, les
livraisons du réseau principal au Canada en provenance de la frontière
de l'Alberta et de la Saskatchewan se sont établies à 1 460 milliards de
pieds cubes ("Gpi(3)") (1 601 Gpi(3) en 2007); la moyenne quotidienne
s'est établie à 5,3 Gpi(3) (5,9 Gpi(3) en 2007).
(2) Les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont totalisé
2 908 Gpi(3) pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008
(3 064 Gpi(3) en 2007); la moyenne quotidienne s'est établie à 10,6
Gpi(3) (11,2 Gpi(3) en 2007).
(3) Les réseaux d'ANR et de GTN sont exploités conformément à un modèle
tarifaire fixe approuvé par la FERC. Par conséquent, les résultats de
ces réseaux ne sont pas fonction d'une base tarifaire moyenne.
(4) Les résultats d'ANR comprennent les volumes de livraison depuis la date
d'acquisition le 22 février 2007.
Autres pipelines
Pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008, la quote-part revenant à TransCanada du bénéfice net des autres pipelines s'est chiffrée à 30 millions de dollars, alors qu'elle avait été de 27 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2007. La hausse provient avant tout de la compression des frais généraux, d'administration et autres ainsi que du résultat supérieur d'Iroquois et de Tamazunchale, atténués en partie par la diminution du résultat de PipeLines LP et de Great Lakes. Les frais généraux, d'administration et autres ont diminué en raison de la capitalisation des frais d'aménagement de projets liés à l'expansion du réseau d'oléoducs Keystone. Le résultat de PipeLines LP a reculé, surtout en raison de l'ajustement positif inscrit au troisième trimestre de 2007 relativement à l'accroissement de la participation de TransCanada.
Le résultat de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 s'est chiffré à 67 millions de dollars, comparativement au chiffre de 71 millions de dollars inscrit pour la période correspondante de 2007. Cette diminution provient principalement de l'incidence du raffermissement du dollar canadien sur le résultat libellé en dollars US, annulé en partie par la hausse du résultat d'Iroquois, de PipeLines LP et de Tamazunchale.
Au 30 septembre 2008, TransCanada avait consenti des avances de 140 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group ("APG") relativement au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie ("GVM"). TransCanada et les autres parties à la coentreprise du GVM continuent de s'intéresser activement à l'approbation du projet proposé, en mettant l'accent sur l'obtention de l'approbation des organismes de réglementation et de l'appui du gouvernement du Canada au sujet d'un cadre fiscal acceptable. Des entretiens détaillés avec le gouvernement fédéral ont eu lieu et se poursuivent, et le calendrier de réalisation du projet demeure incertain. Advenant que la coentreprise ne parvienne pas à une entente avec le gouvernement au sujet d'un cadre fiscal acceptable, les parties devront déterminer les étapes subséquentes appropriées dans le cadre du projet, notamment, en ce qui concerne TransCanada, un examen de la valeur attribuable aux avances à l'APG.
Energie
Le bénéfice net du secteur de l'énergie au troisième trimestre de 2008, à 200 millions de dollars, est de 44 millions de dollars supérieur au chiffre de 156 millions de dollars inscrit au troisième trimestre de 2007. Pour sa part, le résultat comparable du troisième trimestre de 2008 a augmenté de 46 millions de dollars comparativement à la même période en 2007 pour atteindre 202 millions de dollars. Il ne tient pas compte de pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars découlant des changements de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel.
Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, le bénéfice net du secteur de l'énergie a été de 461 millions de dollars, soit 105 millions de dollars de plus que les 356 millions de dollars inscrits pour la période correspondante de 2007. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2008, à 494 millions de dollars, est de 142 millions de dollars supérieur au chiffre constaté pour la même période en 2007 et il ne tient pas compte d'une radiation de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) des coûts antérieurement capitalisés au titre du projet de GNL de Broadwater et des pertes non réalisées nettes de 6 millions de dollars après les impôts (8 millions de dollars avant les impôts) découlant de variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel. Le résultat comparable des neuf premiers mois de 2007, à 352 millions de dollars, ne tenait pas compte d'ajustements favorables d'impôts sur les bénéfices de 4 millions de dollars.
Résultats de l'entreprise d'énergie
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques de
l'Ouest 126 120 320 250
Installations énergétiques de
l'Est(1) 100 52 265 189
Bruce Power 83 64 151 124
Stockage de gaz naturel 29 39 95 89
Frais généraux, frais
d'administration et de
soutien et frais divers (41) (38) (117) (113)
------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 297 237 714 539
Charges financières (5) (6) (16) (16)
Intérêts créditeurs et autres
produits (1) 2 3 8
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - (41) -
Impôts sur les bénéfices (91) (77) (199) (175)
------------------------------------------
Bénéfice net 200 156 461 356
------------------------------------------
------------------------------------------
Résultat comparable 202 156 494 352
Postes particuliers (déduction
faite des impôts, le cas échéant) :
Ajustements de la juste valeur des
stocks de gaz naturel et des
contrats à terme (2) - (6) -
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - (27) -
Ajustements d'impôts - - - 4
------------------------------------------
Bénéfice net 200 156 461 356
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Les résultats des installations énergétiques de l'Est comprennent le
résultat de Ravenswood depuis la date d'acquisition, soit le 26 août
2008.
Installations énergétiques de l'Ouest
Résultats des installations énergétiques de l'Ouest
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 264 302 842 800
Autres (1) 56 22 108 71
------------------------------------------
320 324 950 871
------------------------------------------
Achats de produits de base
revendus
Electricité (129) (149) (423) (454)
Autres (2) (13) (18) (47) (53)
------------------------------------------
(142) (167) (470) (507)
------------------------------------------
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (47) (32) (141) (100)
Amortissement (5) (5) (19) (14)
------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 126 120 320 250
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Les autres produits comprennent les ventes de gaz naturel, de soufre et
de noir de carbone thermique. (2) Les autres achats de produits de base
revendus comprennent le coût des ventes de gaz naturel.
Volumes des ventes des installations énergétiques de l'Ouest
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en GWh) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Electricité produite 598 560 1 733 1 683
Electricité achetée
CAE de Sundance A et B et de
Sheerness 2 949 2 860 9 143 8 990
Autres achats 180 362 627 1 227
------------------------------------------
3 727 3 782 11 503 11 900
------------------------------------------
------------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat 2 686 2 845 8 579 9 354
Electricité vendue au comptant 1 041 937 2 924 2 546
------------------------------------------
3 727 3 782 11 503 11 900
------------------------------------------
------------------------------------------
Au troisième trimestre de 2008, le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a été de 126 millions de dollars, soit 6 millions de dollars de plus que le chiffre de 120 millions de dollars inscrit au troisième trimestre de 2007, hausse principalement attribuable à l'augmentation de 17 millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après les impôts) des ventes de soufre à des prix beaucoup plus élevés en 2008. Depuis 2005, TransCanada vend de modestes quantités de soufre à un prix correspondant au seuil de rentabilité. Le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a subi le contrecoup, au troisième trimestre de 2008, de l'amenuisement des marges au sein du portefeuille d'installations énergétiques en Alberta compte tenu du recul des prix de l'électricité réalisés dans leur ensemble et des coûts thermiques sur le marché pour les volumes d'électricité visés par des contrats ou non et vendus en Alberta. La baisse des coûts liés aux conventions d'achat d'électricité ("CAE") a atténué en partie cette baisse. Les coûts thermiques sur le marché sont établis en divisant le prix moyen de l'électricité par mégawatt-heure ("MWh") par le prix moyen du gaz naturel par gigajoule ("GJ") pour une période donnée.
Les produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Ouest ont diminué au troisième trimestre de 2008 comparativement à la même période de 2007 en raison du fléchissement des prix de l'électricité réalisés dans leur ensemble.
Les installations énergétiques de l'Ouest gèrent leurs ventes d'électricité en fonction de portefeuilles. Une partie de leurs approvisionnements est destinée à la vente sur le marché au comptant pour des raisons d'exploitation, et la quantité des volumes d'approvisionnements ultérieurement vendus sur le marché au comptant dépend de leur capacité de conclure des opérations de vente sur les marchés à terme selon des modalités contractuelles acceptables. Cette méthode de gestion des portefeuilles permet aux installations énergétiques de l'Ouest de réduire au minimum leurs coûts advenant qu'elles soient obligées d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de leurs engagements de vente contractuels. Environ 28 % des volumes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant au troisième trimestre de 2008, comparativement à 25 % pour la période correspondante de 2007. Afin de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant pour ce qui est des volumes non visés par des contrats, les installations énergétiques de l'Ouest avaient conclu, en date du 30 septembre 2008, des contrats à prix fixe pour la vente d'environ 2 800 gigawatts-heure ("GWh") d'électricité pour le reste de 2008 et 8 300 GWh d'électricité en 2009.
Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest a progressé de 70 millions de dollars comparativement à celui de la période correspondante de 2007 pour atteindre 320 millions de dollars, principalement en raison des prix de l'électricité plus forts réalisés dans leur ensemble.
Installations énergétiques de l'Est
Résultats des installations énergétiques de l'Est (1)
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Electricité 311 392 852 1 135
Autres (2) 81 39 258 186
------------------------------------------
392 431 1 110 1 321
------------------------------------------
Achats de produits de base
revendus
Electricité (121) (226) (362) (586)
Autres (3) (77) (38) (239) (163)
------------------------------------------
(198) (264) (601) (749)
------------------------------------------
Coûts d'exploitation des
centrales et autres coûts (74) (103) (196) (347)
Amortissement (20) (12) (48) (36)
------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 100 52 265 189
------------------------------------------
------------------------------------------
(1) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Ravenswood depuis le
26 août 2008 et Anse-à-Valleau depuis le 10 novembre 2007.
(2) Les autres produits comprennent les ventes de gaz naturel.
(3) Les autres achats de produits de base revendus comprennent le coût du
gaz naturel vendu.
Volumes des ventes des installations énergétiques de l'Est (1)
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en GWh) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Offre
Production 1 442 1 915 3 584 5 966
Achats 1 638 2 087 4 545 5 175
-----------------------------------------
3 080 4 002 8 129 11 141
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat 3 048 3 913 7 931 10 707
Electricité vendue au comptant 32 89 198 434
-----------------------------------------
3 080 4 002 8 129 11 141
-----------------------------------------
-----------------------------------------
(1) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Ravenswood depuis
le 26 août 2008, Anse-a-Valleau depuis le 10 novembre 2007 et Bécancour
pour la période de neuf mois terminées le 30 septembre 2007.
Les installations énergétiques de l'Est ont affiché un bénéfice d'exploitation de 100 millions de dollars et de 265 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, soit une hausse de respectivement 48 millions de dollars et 76 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes en 2007. Ces hausses proviennent avant tout du recul du coût total par GWh sur les volumes réduits d'électricité achetés, de l'augmentation des prix de l'électricité réalisés en Nouvelle-Angleterre, des débits d'écoulement supérieurs des actifs de production de TC Hydro et du bénéfice d'exploitation supplémentaire de 9 millions de dollars (6 millions de dollars après les impôts) découlant de l'acquisition de Ravenswood le 26 août 2008. Ces hausses ont été en partie atténuées par la baisse des ventes aux clients des secteurs commercial et industriel. L'accord prévoyant l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour à partir du 1er janvier 2008 a fait baisser les produits des ventes d'électricité, les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts ainsi que les volumes de production et les ventes contractuelles en 2008. L'accord temporaire n'a pas eu de répercussions importantes sur le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Est en raison des paiements de capacité touchés aux termes de l'entente conclue avec Hydro-Québec.
Les produits des ventes d'électricité des installations énergétiques de l'Est, à 311 millions de dollars au troisième trimestre de 2008, ont régressé de 81 millions de dollars comparativement au troisième trimestre de 2007, et ce, en raison de l'interruption temporaire de la production à la centrale de Bécancour et de la baisse des ventes aux clients des secteurs commercial et industriel de la Nouvelle-Angleterre, annulées en partie par la hausse des prix réalisés en Nouvelle-Angleterre et le bénéfice supplémentaire provenant de Ravenswood. Les achats de produits de base revendus, soit 121 millions de dollars et les volumes d'électricité achetés, soit 1 638 GWh, ont affiché un recul au troisième trimestre de 2008 en raison du repli des volumes des ventes aux clients des secteurs commercial et industriel et du coût par GWh généralement inférieur pour les volumes d'électricité achetés. Les coûts d'exploitation des centrales et les autres coûts, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 74 millions de dollars au troisième trimestre de 2008, montant inférieur à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent qui s'explique par l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour, annulée en partie par les frais d'exploitation supplémentaires inhérents à Ravenswood.
Pour la période visée, l'électricité vendue sur le marché au comptant a représenté environ 1 % des volumes des ventes d'électricité, pourcentage comparable à celui du troisième trimestre de 2007. Les activités des installations énergétiques de l'Est consistent principalement à vendre la majorité de l'électricité produite aux termes de contrats passés avec des clients des secteurs de gros, commercial et industriel, tout en gérant des approvisionnements d'électricité provenant de leurs installations et d'achats d'électricité en gros. Pour réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant, les installations énergétiques de l'Est avaient conclu, au 30 septembre 2008, des contrats à terme de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 2 500 GWh d'électricité pour le reste de 2008 et pour 6 300 GWh en 2009. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.
Bruce Power
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
Résultats de Bruce Power les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
(en millions de dollars)
Produits
Electricité 580 517 1 540 1 427
Autres (1) 39 35 76 85
-----------------------------------------
619 552 1 616 1 512
-----------------------------------------
Charges d'exploitation
Exploitation et entretien (2) (245) (239) (827) (793)
Combustible (37) (23) (100) (76)
Loyer supplémentaire (2) (43) (43) (130) (128)
Amortissement (37) (43) (110) (115)
-----------------------------------------
(362) (348) (1 167) (1 112)
-----------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 257 204 449 400
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Quote-part de TransCanada - Bruce A 18 12 68 29
Quote-part de TransCanada - Bruce B 69 57 97 108
-----------------------------------------
Quote-part de TransCanada 87 69 165 137
Ajustements (4) (5) (14) (13)
-----------------------------------------
Apport de Bruce Power au bénéfice
d'exploitation cumulé de
TransCanada 83 64 151 124
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Bruce Power - Données
complémentaires
Capacité disponible des centrales
Bruce A 85 % 79 % 88 % 81 %
Bruce B 94 % 96 % 82 % 88 %
Capacité cumulée de Bruce Power 92 % 90 % 85 % 86 %
Jours d'arrêts d'exploitation
prévus
Bruce A 14 2 47 52
Bruce B - - 100 80
Jours d'arrêts d'exploitation
imprévus
Bruce A 5 27 7 34
Bruce B 11 8 59 29
Volume des ventes (en GWh)
Bruce A - 100 % 2 790 2 610 8 580 7 930
Quote-part de TransCanada 1 356 1 272 4 182 3 863
Bruce B - 100 % 6 810 6 820 17 660 18 620
Quote-part de TransCanada 2 153 2 155 5 581 5 884
Volumes cumulés de Bruce Power -
100 % 9 600 9 430 26 240 26 550
Quote-part de TransCanada 3 509 3 427 9 763 9 747
Résultats par MWh
Produits de Bruce A 63 $ 60 $ 62 $ 59 $
Produits de Bruce B 59 $ 53 $ 57 $ 52 $
Produits cumulés de Bruce Power 60 $ 55 $ 59 $ 54 $
Combustible cumulé de Bruce Power 4 $ 3 $ 4 $ 3 $
Charges d'exploitation cumulées de
BrucePower (3) 36 $ 36 $ 43 $ 41 $
Pourcentage de la production vendue
sur le marché au comptant 23 % 52 % 25 % 45 %
-----------------------------------------
-----------------------------------------
(1) Comprend, pour Bruce A, des recouvrements de covts de combustible de 17
millions de dollars et de 45 millions de dollars respectivement pour le
trimestre et la pTriode de neuf mois terminTs le 30 septembre 2008 (9
millions de dollars et 25 millions de dollars respectivement pour le
trimestre et la pTriode de neuf mois terminTs le 30 septembre 2007).
Comprend un gain de 15 millions de dollars et une perte de 3 millions de
dollars attribuables aux variations de la juste valeur des instruments
dérivés détenus a des fins de transaction respectivement pour le
trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008
(gains de 18 millions de dollars et de 36 millions de dollars pour le
trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007).
(2) Comprend des ajustements visant à éliminer les incidences des opérations
intersociétés entre Bruce A et Bruce B.
(3) Déduction faite des recouvrements de coûts de combustible.
A 83 millions de dollars, le bénéfice d'exploitation cumulé que TransCanada a tiré de son placement dans Bruce Power s'est affaibli de 19 millions de dollars au troisième trimestre de 2008, comparativement à la période correspondante de 2007, et ce, surtout en raison des produits supérieurs résultant des prix réalisés plus élevés et de la production accrue.
La quote-part revenant à TransCanada du bénéfice d'exploitation de Bruce A a augmenté pour passer de 6 millions de dollars au troisième trimestre de 2007 à 18 millions de dollars au troisième trimestre de 2008 en raison de la hausse de la production et des prix contractuels réalisés.
La quote-part revenant à TransCanada du bénéfice d'exploitation de Bruce B a augmenté de 12 millions de dollars depuis le troisième trimestre de 2007 pour passer à 69 millions de dollars au troisième trimestre de 2008, principalement en raison de la hausse des prix réalisés au cours du troisième trimestre de 2008. Cet accroissement s'explique par les prix contractuels supérieurs sur une proportion plus élevée de volumes vendus aux termes de contrats pendant le trimestre terminé le 30 septembre 2008 comparativement à la même période en 2007. Le relèvement des prix sur le marché au comptant en Ontario a lui aussi contribué à cette augmentation.
Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, le bénéfice d'exploitation cumulé que TransCanada a tiré de son placement dans Bruce Power s'est chiffré à 151 millions de dollars, alors qu'il avait été de 124 millions de dollars pour la même période en 2007. Cette hausse de 27 millions de dollars est surtout attribuable à l'augmentation des prix réalisés en raison de l'accroissement des prix contractuels sur une proportion supérieure de volumes vendus aux termes de contrats et de la production accrue de Bruce A, annulée en partie par la baisse de production de Bruce B, les gains non réalisés en 2007 découlant de modifications à la juste valeur des swaps et des contrats à terme d'électricité ainsi que de la progression des coûts d'exploitation et de ceux liés au personnel en 2008 comparativement à 2007.
La quote-part revenant à TransCanada de l'électricité produite par Bruce Power a légèrement augmenté, passant de 3 427 GWh au troisième trimestre de 2007 à 3 509 GWh au troisième trimestre de 2008. Les réacteurs de Bruce ont fonctionné à une capacité disponible moyenne cumulée de 92 % au troisième trimestre de 2008, comparativement à 90 % au troisième trimestre de 2007. Cette hausse au troisième trimestre de 2008 provient de la réduction du nombre de jours d'arrêts d'exploitation pour entretien correctif à Bruce A, atténuée en partie par l'augmentation du nombre de jours d'arrêts d'exploitation pour entretien préventif à Bruce A. En raison des arrêts d'exploitation qui ont eu lieu jusqu'à maintenant, la capacité disponible globale des centrales en 2008 devrait se situer entre 85 % et 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et entre 80 % et 85 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A.
Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario ("OEO"), toute la production de Bruce A du troisième trimestre de 2008 a été vendue au prix fixe de 63,00 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO), comparativement au prix de 59,69 $ le MWh au troisième trimestre de 2007. En outre, les ventes de la production des réacteurs 5 à 8 de Bruce B ont fait l'objet d'un prix plancher de 47,66 $ le MWh au troisième trimestre de 2008 et de 46,82 $ le MWh au troisième trimestre de 2007. Les prix de référence de Bruce A et de Bruce B sont ajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation. Les rentrées de fonds aux termes du mécanisme de prix plancher pour Bruce B font l'objet d'un paiement de récupération en fonction des prix annuels sur le marché au comptant sur la durée du contrat. Jusqu'à maintenant, le bénéfice net de Bruce B ne comprend aucune rentrée de fonds aux termes de ce mécanisme. Pour réduire encore plus le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, au 30 septembre 2008, Bruce B a conclu des contrats de vente à prix fixe pour environ 4 760 GWh de sa production pour le reste de 2008 et 10 760 GWh de celle de 2009.
Au 30 septembre 2008, Bruce A avait engagé des coûts de 2,4 milliards de dollars dans le cadre de la remise à neuf et en exploitation des réacteurs 1 et 2, et d'environ 0,2 milliard de dollars pour la remise à neuf des réacteurs 3 et 4.
Capacité disponible des centrales
Capacité disponible moyenne pondérée des centrales (1)
Trimestres Périodes de neuf
terminés mois terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(non vérifié) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques de
l'Ouest (2) 92 % 91 % 87 % 93 %
Installations énergétiques de
l'Est (3) 98 % 99 % 96 % 97 %
Bruce Power 92 % 90 % 85 % 86 %
Toutes les centrales, exclusion
faite de Bruce Power 97 % 97 % 94 % 95 %
Toutes les centrales 94 % 94 % 90 % 92 %
--------- --------- --------- --------
--------- --------- --------- --------
(1) La capacité disponible d'une centrale représente le pourcentage du temps
au cours de la période visée pendant lequel la centrale est disponible
pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non,
moins les arrêts d'exploitation pour entretien prévu et imprévu.
(2) La capacité disponible des installations énergétiques de l'Ouest a
diminué au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre
2008 en raison d'un arrêt d'exploitation a la centrale de Cancarb.
(3) Les installations énergétiques de l'Est comprennent Ravenswood depuis
le 26 août 2008, Anse-a-Valleau depuis le 10 novembre 2007 et Bécancour
pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007.
Stockage de gaz naturel
Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage du gaz naturel s'est replié de 10 millions de dollars, passant de 39 millions de dollars au troisième trimestre de 2007 à 29 millions de dollars au troisième trimestre de 2008. Le recul s'explique surtout par la baisse des écarts pour le prix saisonnier réalisé pour le gaz naturel aux installations d'Edson et de CrossAlta comparativement à la même période en 2007.
Depuis la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2007, le bénéfice d'exploitation tiré du stockage de gaz naturel a progressé de 6 millions de dollars pour atteindre 95 millions de dollars au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008. Cette augmentation est principalement attribuable à l'installation d'Edson, qui est devenue entièrement opérationnelle en avril 2007, alors qu'elle était en cours de mise en service auparavant.
Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage du gaz naturel s'est chiffré à 29 millions de dollars et à 95 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008. Il comprend des pertes non réalisées nettes de respectivement 2 millions de dollars avant les impôts (2 millions de dollars après les impôts) et de 8 millions de dollars avant les impôts (6 millions de dollars après les impôts) découlant des changements de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. Ces pertes non réalisées ne sont pas comprises dans la détermination du résultat comparable. Puisque TransCanada conclut simultanément un achat à terme de gaz naturel pour injection dans les stocks et une vente à terme compensatoire de gaz naturel en vue d'un retrait au cours d'une période ultérieure, les marges positives sont garanties et le risque lié aux fluctuations des prix du gaz naturel est de ce fait annulé. Les ajustements à la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats à terme constatés pour chacune des périodes ne sont pas représentatifs des montants réalisés au moment du règlement.
Siège social
Le bénéfice net du secteur du siège social pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008 s'est chiffré à 17 millions de dollars, comparativement à 5 millions de dollars pour la même période en 2007. La hausse de 12 millions de dollars du bénéfice net au troisième trimestre de 2008 provient surtout d'ajustements d'impôts favorables de 26 millions de dollars résultant d'une restructuration interne et de la réalisation de pertes, comparativement à des redressements favorables d'impôts de 15 millions de dollars et des intérêts créditeurs connexes en 2007. En outre, les coûts de financement inférieurs, principalement en raison des soldes moyens réduits de la dette à court terme ainsi que d'autres remboursements et ajustements favorables d'impôts, ont été annulés en partie par les gains moins élevés sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change. Aux troisièmes trimestres de 2008 et de 2007, les charges comparables de la société se sont chiffrées respectivement à 9 millions de dollars et à 10 millions de dollars, exclusion faite des ajustements favorables d'impôts de respectivement 26 millions de dollars et 15 millions de dollars.
Le bénéfice net du secteur du siège social pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 a totalisé 10 millions de dollars comparativement au chiffre de 6 millions de dollars inscrit pour la même période en 2007. Exclusion faite des ajustements d'impôts sur les bénéfices favorables de 26 millions de dollars et de 42 millions de dollars constatés en 2008 et en 2007, les charges comparables du secteur du siège social se sont élevées respectivement à 16 millions de dollars et à 36 millions de dollars pour les périodes de neuf mois de 2008 et de 2007. La baisse de 20 millions de dollars des charges comparables des neuf premiers mois de 2008 provient surtout de la réduction des charges financières en raison des soldes inférieurs moyens de la dette à court terme, de la hausse des intérêts créditeurs sur les financements intersectoriels à court terme, des gains plus élevés sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux d'intérêt ainsi que d'autres remboursements d'impôts et ajustements fiscaux favorables. Ces hausses ont été en partie annulées par les gains moins élevés sur les instruments dérivés servant à gérer l'exposition de la société aux fluctuations des taux de change.
Situation de trésorerie et sources de financement
Conjoncture mondiale
Malgré la crise financière qui a frappé le marché des capitaux international récemment, la situation financière de TransCanada et sa capacité de générer, à court et à long terme, des liquidités provenant de son exploitation demeurent solides. La société a mené à terme son programme de financement prévu pour 2008; il comprenait une émission d'actions ordinaires de 1,3 milliard de dollars en mai 2008, l'émission de titres de créance à terme de 1,5 milliard de dollars US et de 500 millions de dollars ainsi que le prélèvement de 255 millions de dollars US sur la facilité de crédit-relais pour l'acquisition de Ravenswood en août 2008. En outre, la valeur des actions ordinaires émises aux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d'achat d'actions ("RRD") devrait s'approcher de 250 millions de dollars en 2008. Les capitaux subordonnés de plus de 4,7 milliards de dollars mobilisés en 2007 et en 2008 continuent d'appuyer le bilan solide de la société.
La situation de trésorerie de la société demeure saine, appuyée par les flux de trésorerie provenant de l'exploitation hautement prévisibles ainsi que les marges de crédit bancaires renouvelables confirmées de 2,0 milliards de dollars et de 300 millions de dollars US échéant respectivement en décembre 2012 et en février 2013, qui demeurent entièrement accessibles. A l'heure actuelle, la société n'a effectué aucun prélèvement sur ces marges, car elle continue de bénéficier d'un accès généralement ininterrompu au marché du papier commercial au Canada, et ce, en fonction de modalités hautement concurrentielles. Des fonds supplémentaires de 50 millions de dollars et de 325 millions de dollars US sont accessibles aux termes des facilités de crédit bancaire confirmées de sociétés affiliées exploitées par TransCanada, dont l'échéance varie de 2010 à 2012. TransCanada fait actuellement des démarches en vue d'établir d'autres marges de crédit bancaires confirmées à l'appui des travaux de construction de l'oléoduc Keystone. La société prévoit que ces facilités seront en place au quatrième trimestre de 2008 et elle estime que le principal groupe bancaire avec lequel elle traite est de haut calibre et elle entretient d'excellentes relations avec ces établissements. En outre, TransCanada prévoit déposer, au quatrième trimestre de 2008, un nouveau prospectus préalable de 3,0 milliards de dollars US pour remplacer le prospectus préalable antérieur de 2,5 milliards de dollars US utilisé intégralement dans le cadre de la récente émission de billets non garantis de premier rang d'une valeur de 1,5 milliard de dollars US. Ce prospectus s'ajoutera aux fonds de 3,0 milliards de dollars et de 1,0 milliard de dollars dont elle dispose aux termes de respectivement son prospectus préalable visant l'émission de titres de participation et son prospectus préalable canadien visant l'émission de titres de créance.
Activités d'exploitation
Au 30 septembre 2008, la trésorerie et les équivalents de trésorerie de la société s'établissaient à 752 millions de dollars, comparativement à 504 millions de dollars au 31 décembre 2007. L'accroissement de la trésorerie et des équivalents de trésorerie s'explique surtout par le produit brut de 2,2 milliards de dollars tiré de l'émission de titres de créance à long terme et de 1,3 milliard de dollars obtenu de l'émission d'actions ordinaires en 2008. Ces rentrées de fonds ont été en partie annulées par les 2,9 milliards de dollars US affectés à l'acquisition de Ravenswood au troisième trimestre de 2008.
Fonds provenant de l'exploitation
Trimestres Périodes de neuf
terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
Fonds provenant de l'exploitation
(1) 711 702 2 309 1 880
Diminution du fonds de roulement
d'exploitation 114 132 16 261
Rentrées nettes liées a
l'exploitation 825 834 2 325 2 141
-------- --------- --------- ---------
-------- --------- --------- ---------
(1) Pour un complément d'information sur les fonds provenant de
l'exploitation, il y a lieu de consulter la rubrique "Mesures non
conformes aux PCGR" du présent rapport de gestion.
Les rentrées nettes liées à l'exploitation ont diminué de 9 millions de dollars pendant le troisième trimestre de 2008, alors qu'elles ont augmenté de 184 millions de dollars pendant les neuf premiers mois de 2008 comparativement aux mêmes périodes en 2007. Pour leur part, les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés respectivement à 711 millions de dollars et à 2,3 milliards de dollars pour le trimestre et la période de neuf premiers mois terminés le 30 septembre 2008, comparativement aux chiffres de 702 millions de dollars et 1,9 milliard de dollars inscrits pour les mêmes périodes en 2007. La hausse pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 est essentiellement attribuable aux gains découlant des règlements reçus dans le cadre de la faillite de Calpine et de l'accroissement du résultat.
Activités d'investissement
Déduction faite de l'encaisse acquise, les acquisitions de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 se sont chiffrées à 3,1 milliards de dollars et elles comprennent l'achat de Ravenswood au prix de 2,9 milliards de dollars US, sous réserve de certains ajustements postérieurs à la clôture. Les acquisitions des neuf premiers mois de 2007, à 4,2 milliards de dollars, comprenaient l'acquisition d'ANR par TransCanada et d'une participation supplémentaire de 3,6 % dans Great Lakes au prix de 3,4 milliards de dollars US, y compris la dette à long terme de 491 millions de dollars US prise en charge, ainsi que l'acquisition par PipeLines LP d'une participation de 46,4 % dans Great Lakes au prix d'environ 942 millions de dollars US, y compris la dette à long terme prise en charge de 209 millions de dollars US.
Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 806 millions de dollars (364 millions de dollars en 2007) et 1,9 milliard de dollars (1,1 milliard de dollars en 2007). Elles se rapportent principalement à l'expansion du réseau de l'Alberta, à la remise à neuf et en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce A, à la construction de nouvelles centrales électriques au sein du secteur de l'énergie et à la construction du réseau d'oléoducs Keystone.
Activités de financement
Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, TransCanada a affecté respectivement 15 millions de dollars (64 millions de dollars en 2007) et 788 millions de dollars (859 millions de dollars en 2007) au remboursement de sa dette à long terme, et la société a émis des titres de créance à long terme de respectivement 2,1 milliards de dollars (5 millions de dollars en 2007) et de 2,2 milliards de dollars (2,6 milliards de dollars en 2007, y compris les billets subordonnés de rang inférieur). Les billets à payer de TransCanada ont diminué de 258 millions de dollars et augmenté de 466 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, alors qu'ils avaient augmenté de 293 millions de dollars et de 554 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007. La société a racheté des titres privilégiés d'un montant de 488 millions de dollars au troisième trimestre de 2007.
Le 13 août 2008, TransCanada a émis des billets à moyen terme échéant le 20 août 2013 et portant intérêt à 5,05 % pour une valeur de 500 millions de dollars. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable déposé au Canada en mars 2007 qui permet à la société d'offrir des billets à moyen terme pour un montant de 1,5 milliard de dollars. Au 30 septembre 2008, la société avait à sa disposition des fonds de 1 milliard de dollars aux termes de son prospectus préalable. Le produit de ces billets a servi à financer en partie le programme d'investissement du réseau de l'Alberta et à d'autres fins générales de la société.
Le 6 août 2008, TransCanada a émis des billets non garantis de premier rang pour une valeur de 850 millions de dollars US et de 650 millions de dollars US échéant respectivement le 15 août 2018 et le 15 août 2038 et portant intérêt à des taux de respectivement 6,50 % et de 7,25 %. Le produit de ces billets a servi à financer en partie l'acquisition de Ravenswood ainsi qu'à d'autres fins générales de la société. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en septembre 2007 qui permet à la société d'offrir des titres de créance pour un montant de 2,5 milliards de dollars US. Au 30 septembre 2008, la société avait prélevé tous les fonds disponibles aux termes du prospectus, et elle a l'intention de déposer un nouveau prospectus préalable aux Etats-Unis au cours du quatrième trimestre de 2008.
Le 2 juillet 2008, TransCanada a déposé un prospectus préalable simplifié définitif auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis afin de permettre le placement, dans ces territoires, d'actions ordinaires, d'actions privilégiées ou de reçus de souscription à concurrence de 3,0 milliards de dollars jusqu'en août 2010. Ce dépôt a été fait dans le cours normal de façon semblable au dépôt de prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis visant des titres de créance afin d'accélérer l'accès aux marchés financiers en fonction de l'évaluation que fera TransCanada de ses besoins en capitaux et de la conjoncture du marché. Ce nouveau prospectus préalable a remplacé le prospectus préalable simplifié antérieur de 3,0 milliards de dollars déposé en janvier 2007 aux termes duquel la société avait émis des actions ordinaires totalisant environ 3,0 milliards de dollars.
Le 27 juin 2008, la société a conclu un accord avec un consortium bancaire relativement à un prêt-relais confirmé et non garanti de un an d'un montant de 1,5 milliard de dollars US; il est assorti d'un taux d'intérêt variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres. Cette facilité est renouvelable au gré de la société pour une période supplémentaire de six mois. Le 25 août 2008, la société a affecté 255 millions de dollars US de cette facilité au financement d'une partie de l'acquisition de Ravenswood et elle a annulé le reste des fonds confirmés. Au 30 septembre 2008, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 255 millions de dollars US.
Le 5 mai 2008, TransCanada a conclu un accord avec un consortium de preneurs fermes aux termes duquel ces derniers ont acheté 30 200 000 actions ordinaires auprès de TransCanada, qu'ils ont vendues au public au prix de 36,50 $ chacune. Par ailleurs, les preneurs fermes ont exercé intégralement l'option pour attributions excédentaires qui leur avait été accordée pour un nombre supplémentaire de 4 530 000 actions ordinaires au même prix. L'émission de 34 730 000 actions ordinaires a clôturé le 13 mai 2008 et elle a donné lieu à un produit brut d'environ 1,27 milliard de dollars pour TransCanada. Ces fonds ont été affectés en partie au financement de l'acquisition de Ravenswood et d'autres projets d'investissement ainsi qu'à d'autres fins générales de la société.
Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, TransCanada a émis respectivement 1,7 million d'actions ordinaires et 4,8 millions d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes en espèces totalisant respectivement 65 millions de dollars et 177 millions de dollars. Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, TransCanada a émis 1,4 million d'actions ordinaires et 2,7 millions d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes en espèces totalisant respectivement 53 millions de dollars et 104 millions de dollars. Les dividendes ont été versés par le truchement d'actions ordinaires émises sur le capital.
Dividendes
Le 27 octobre 2008, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 31 décembre 2008, un dividende trimestriel de 0,36 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 30 janvier 2009 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 31 décembre 2008.
Le conseil d'administration de TransCanada a de plus approuvé l'émission d'actions ordinaires sur le capital autorisé qui seront offertes aux termes du RRD à un escompte de 2 % pour les dividendes payables le 30 janvier 2009. La société se réserve le droit de modifier l'escompte ou de recommencer à acheter les actions sur le marché libre à son gré.
Principales conventions comptables et estimations comptables critiques
Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR du Canada, 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 des estimations et hypothèses.
Les principales conventions comptables et estimations comptables critiques de TransCanada, qui sont inchangées depuis le 31 décembre 2007, sont l'utilisation du mode de comptabilisation prescrit par réglementation pour comptabiliser les activités à tarifs réglementés de la société et les politiques adoptées par la société pour comptabiliser les instruments financiers et la dotation à l'amortissement. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2007 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les conventions et les 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 2007 de TransCanada.
Modifications comptables futures
Normes internationales d'information financière
Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'Institut Canadien des Comptables Agréés a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB"). En juin 2008, les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ont proposé que les entreprises canadiennes qui sont également inscrites à la SEC, telles que TransCanada, pourraient se prévaloir de l'option de préparer leurs états financiers conformément aux PCGR des Etats-Unis plutôt que conformément aux IFRS. En août 2008, la SEC a consenti à publier, aux fins de commentaires du public, une proposition recommandant que les émetteurs aux Etats-Unis soient tenus d'adopter les IFRS progressivement en fonction de leur capitalisation boursière à compter de 2014.
TransCanada étudie actuellement l'incidence de la conversion aux IFRS ou aux PCGR des Etats-Unis sur ses systèmes comptables et ses états financiers. La planification de la conversion de TransCanada porte sur l'analyse de la structure et de la gouvernance du projet, les ressources et la formation, l'analyse des principales différences avec les principaux PCGR et une démarche progressive en vue d'évaluer les conventions comptables actuelles. Jusqu'à maintenant, TransCanada a terminé la formation initiale de son personnel à l'égard des IFRS et la société a entrepris l'analyse des principales différences entre les PCGR du Canada et les IFRS.
Conformément aux PCGR du Canada, TransCanada applique certaines conventions comptables uniques à une entreprise à tarif réglementé. TransCanada se tient au fait des discussions en cours et des faits nouveaux au sein de l'IASB et de son International Financial Reporting Interpretations Committee ("IFRIC") au sujet de toute information qui pourrait préciser la pertinence de certains aspects de la comptabilité des entreprises à tarif réglementé aux termes des IFRS.
Obligations contractuelles
Au 30 septembre 2008, TransCanada avait conclu de nouvelles ententes, depuis le 31 décembre 2007, prévoyant l'achat de matériaux et de services de construction pour les projets de centrale électrique de Coolidge et de Halton Hills et les projets éoliens de Cartier et de Kibby s'élevant à environ 1,1 milliard de dollars ainsi que pour les projets de gazoduc dans le couloir centre-nord et d'oléoduc Keystone totalisant près de 515 millions de dollars. Les engagements de Keystone tiennent compte de la participation de 79,99 % de TransCanada. En raison de l'accroissement de 29,99 % de la participation de la société dans Keystone, la quote-part de TransCanada des engagements de Keystone conclus le 31 décembre 2007 et toujours en vigueur au 30 septembre 2008 est passée à environ 515 millions de dollars. Outre ces engagements et les remboursements et paiements d'intérêts futurs sur la dette contractée pour l'émission de titres de créance et les rachats dont il est question sous la rubrique "Activités de financement" du présent rapport de gestion, il n'y a eu aucun autre changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada entre le 31 décembre 2007 et le 30 septembre 2008, y compris les paiements exigibles au cours des 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 2007 de TransCanada.
Instruments financiers et gestion des risques
TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de marché, de contrepartie et de liquidité auxquels elle est exposée. A la suite de l'acquisition de Ravenswood au troisième trimestre de 2008, la société est exposée à des risques supplémentaires liés aux fluctuations des prix de l'électricité et du gaz naturel et à de nouveaux risques liés aux fluctuations du prix du mazout et du kérosène. La société gérera ces risques, à l'instar des autres risques liés aux fluctuations des prix des produits de base auxquels elle est exposée, en recourant à des contrats sur produits de base et à des instruments dérivés.
Le risque lié aux fluctuations du dollar US auquel TransCanada est exposée est amplifié en raison de l'acquisition de Ravenswood. L'incidence nette de l'exposition aux devises est contrebalancée par certains coûts d'emprunt et de financement connexes libellés en dollars US, les risques de certaines entreprises de TransCanada et les activités de couverture de la société.
Au 30 septembre 2008, la valeur à risque ("VaR") consolidée de TransCanada, qui sert à estimer l'incidence possible de son exposition au risque de marché, était de 21 millions de dollars (8 millions de dollars au 31 décembre 2007). L'accroissement depuis le 31 décembre 2007 découle principalement de l'acquisition de Ravenswood.
TransCanada est grandement tributaire des institutions financières étant donné qu'elles lui fournissent des marges de crédit confirmées, qu'elles injectent des liquidités critiques dans le marché des instruments dérivés sur devises et sur taux d'intérêt ainsi que dans celui des contrats énergétiques de gros et qu'elles consentent des lettres de crédit à TransCanada lui permettant d'atténuer les risques liés aux contreparties insolvables.
Dans le contexte de la récente détérioration des marchés financiers à l'échelle mondiale, TransCanada a continué de surveiller étroitement et d'évaluer la solvabilité de ses contreparties, y compris les institutions financières. Dans ce contexte, TransCanada a réduit ou atténué le risque lié à certaines contreparties lorsqu'elle l'a jugé nécessaire ou lorsque les modalités contractuelles le permettaient. Dans le cadre de son exploitation, TransCanada doit équilibrer le risque de marché et le risque de contrepartie au moment de prendre des décisions d'ordre commercial.
TransCanada n'est pas exposée à des risques importants relativement à la faillite de SemGroup, L.P. ou à la faillite de Lehman Brothers Holdings Inc. et des sociétés lui étant affiliées ("LBHI"), exception faite des contrats de transport et de stockage garantis à long terme d'ANR conclus avec une filiale de LBHI. Le 16 octobre 2008, un tribunal a approuvé la vente de cette filiale de LBHI non visée par la faillite à Electricité de France S.A. ("EDF"), dont la cote de crédit est AA-/sous observation avec perspective négative. La société prévoit que EDF respectera intégralement ces engagements contractuels. La société attend actuellement l'approbation de cette vente par les organismes de réglementation.
La société continue de gérer le risque de liquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer d'une trésorerie suffisante 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.
Stocks de gaz naturel
Au 30 septembre 2008, des stocks de gaz naturel exclusif totalisant 92 millions de dollars étaient inclus dans les stocks (190 millions de dollars au 31 décembre 2007). Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusif de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel moins les coûts de vente. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusif avant le 1er avril 2007. La variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pendant le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 a donné lieu à des pertes non réalisées nettes de respectivement 108 millions de dollars et 7 millions de dollars, montants constatés en tant que diminution des produits et des stocks (pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars et de 25 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007). La variation nette de la juste valeur des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 a donné lieu à respectivement un gain non réalisé net de 106 millions de dollars et une perte non réalisée nette de 1 million de dollars (gains non réalisés nets de respectivement 4 millions de dollars et 20 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007), montants constatés dans les produits.
Investissement net dans des établissements étrangers autonomes
La société a recours à des titres de créance libellés en dollars US, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 30 septembre 2008, la société avait désigné des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 6,2 milliards de dollars (5,9 milliards de dollars US) et une juste valeur de 5,8 milliards de dollars (5,5 milliards de dollars US) et elle a eu recours à des instruments dérivés ayant une juste valeur de 9 millions de dollars (9 millions de dollars US) pour réduire davantage le risque lié à son investissement net.
Les renseignements sur les dérivés utilisés pour couvrir l'investissement net de la société dans ses établissements étrangers s'établissent comme suit :
Instruments dérivés en tant que couvertures de l'investissement net dans
des établissements étrangers
Actif (passif)
(non vérifié) Au 30 septembre Au 31 décembre
(en millions de dollars) 2008 2007
-------------------------------------------------------- -------------------
Montant Montant
nominal nominal
Juste ou en Juste ou en
valeur (1) capital valeur (1) capital
-----------------------------------------
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 a 2014) (2) 39 1 550 US 77 350 US
Contrats de change a terme en
dollars US
(échéant entre 2008 et 2009) (2) (46) 2 780 US (4) 150 US
Options en dollars US
(échéant en 2008) (2) (2) 500 US 3 600 US
-----------------------------------------
(9) 4 830 US 76 1 100 US
-----------------------------------------
-----------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 30 septembre 2008.
Sommaire des instruments financiers dérivés
Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société
s'établissent comme suit :
Au 30 septembre 2008
(tous les montants sont en millions,
sauf indication contraire) Electricité Gaz naturel Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transaction
Justes valeurs (1)
Actifs 62 $ 95 $ 30 $
Passifs (48)$ (75)$ (25)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 3 170 57 -
Ventes 3 775 62 -
En dollars CA - - 1 021
En dollars US - - 1 400 US
Gains (pertes) non réalisé(e)s net(te)s
de la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2008 5 $ - $ 5 $
Période de neuf mois terminée le
30 septembre 2008 - $ (12)$ 3 $
Gains (pertes) réalisé(e)s net(te)s de
la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2008 12 $ (12)$ 2 $
Période de neuf mois terminée le
30 septembre 2008 21 $ (6)$ 12 $
Dates d'échéance 2008 2008 2008
- 2014 - 2011 - 2018
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture (4)(5)
Juste valeurs (1)
Actifs 156 $ 3 $ 5 $
Passifs (88)$ (14)$ (20)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 7 024 14 -
Ventes 15 549 - -
En dollars CA - - 50
En dollars US - - 1 125 US
Gains (pertes) réalisé(e)s net(te)s de
la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2008 14 $ (1)$ (2)$
Période de neuf mois terminée le
30 septembre 2008 (24)$ 18 $ (4)$
Dates d'échéance 2008 2008 2009
- 2014 - 2011 - 2019
(1) La juste valeur est égale a la valeur comptable de ces instruments
dérivés.
(2) Les volumes pour les instruments dérivés portant sur de l'électricité et
du gaz naturel sont présentés respectivement en gigawatts- heure
("GWh") et en milliards de pieds cubes ("Gpi(3)").
(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.
(4) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trTsorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur le taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur assorties d'une juste valeur de
3 millions de dollars.
(5) Le bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois
terminés le 30 septembre 2008 comprenaient des gains de respectivement 7
millions de dollars et 4 millions de dollars au titre des variations de
la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur de
l'électricité et du gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la
variation de la juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Le
bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois terminés
le 30 septembre 2008 ne comprennent ni gains ni pertes au titre des
couvertures de flux de trésorerie abandonnées.
2007
(tous les montants sont en millions,
sauf indication contraire) Electricité Gaz naturel Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transaction
Justes valeurs (1) (4)
Actifs 55 $ 43 $ 23 $
Passifs (44)$ (19)$ (18)$
Valeurs nominales (4)
Volumes(2)
Achats 3 774 47 -
Ventes 4 469 64 -
En dollars CA - - 615
En dollars US - - 550 US
Gains (pertes) non réalisé(e)s net(te)s
de la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2007 2 $ 23 $ - $
Période de neuf mois terminée
le 30 septembre 2007 11 $ 6 $ 1 $
Gains (pertes) réalisé(e)s net(te)s de
la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2007 2 $ 18 $ 3 $
Période de neuf mois terminée
le 30 septembre 2007 (7)$ 36 $ 4 $
Dates d'échéance (4) 2008 2008 2008
- 2016 - 2010 - 2016
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations de
couverture (5)(6)
Justes valeurs(1)(4)
Actifs 135 $ 19 $ 2 $
Passifs (104)$ (7)$ (16)$
Valeurs nominales (4)
Volumes (2)
Achats 7 362 28 -
Ventes 16 367 4 -
En dollars CA - - 150
En dollars US - - 875 US
(Pertes) gains réalisé(e)s net(te)s de
la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2007 (51)$ 10 $ 2 $
Période de neuf mois terminée
le 30 septembre 2007 (37)$ 7 $ 3 $
Dates d'échéance (4) 2008 2008 2008
- 2013 - 2010 - 2013
(1) La juste valeur est égale a la valeur comptable de ces instruments
dérivés.
(2) Les volumes pour les instruments portant sur de l'électricité et du gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi(3) .
(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.
(4) Au 31 décembre 2007.
(5) Toutes les relations de couverture sont contues en tant que couvertures
de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers
dérivés liés aux taux d'intérOt qui sont désignés en tant que
couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 2 millions
de dollars au 31 décembre 2007.
(6) Le bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois
terminée le 30 septembre 2007 comprenaient des pertes de respectivement
4 millions de dollars et 7 millions de dollars au titre des variations
de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur de
l'électricité et du gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la
variation de la juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Le
bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois terminés
le 30 septembre 2007 comprenaient des pertes de respectivement néant et
4 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie provenant de taux d'intérêt qui a été
reclassée a la suite de l'abandon de la comptabilité de couverture de
flux de trésorerie en raison de la probabilité que l'opération anticipée
originale ne se produira pas avant la fin de la période spécifiée
initialement.
Autres risques
Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2007 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2007.
Contrôles et procédures
Au 30 septembre 2008, 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 des 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 au 30 septembre 2008.
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. En ce qui a trait à l'acquisition de Ravenswood menée à terme en août 2008, la société prévoit exclure Ravenswood de son évaluation, en fin d'exercice, du contrôle interne à l'égard de la communication de l'information financière.
Perspectives
Bien que la tourmente économique et la détérioration des marchés financiers en Amérique du Nord pourraient ralentir certains aspects de l'économie nord-américaine, y compris les projets d'infrastructures, TransCanada ne prévoit pas que cette situation aura une incidence importante sur son résultat, sa situation financière, les projets pour lesquels elle s'est engagée ou sa stratégie d'entreprise.
Les perspectives de la société pour ce qui est du résultat se sont améliorées depuis la présentation de l'information à cet égard dans le rapport annuel 2007 de TransCanada, principalement en raison de l'incidence nette des résultats d'exploitation plus favorables dans les secteurs des pipelines et de l'énergie, des règlements reçus dans le cadre de la faillite de Calpine, de la radiation des coûts liés au projet de GNL de Broadwater, des ajustements d'impôts sur les bénéfices constatés au troisième trimestre pour le secteur du siège social et des incidences prévues sur le résultat de l'acquisition de Ravenswood, que la société a conclue au troisième trimestre de 2008. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2007 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les perspectives.
Il n'y a eu aucun changement aux notations de crédit de TransCanada depuis le 30 juin 2008. Les cotes de crédit que S&P et DBRS et Moody's accordent aux titres de créance de premier rang non garantis de TCPL et de ses filiales sont respectivement de A-, A et A3. Les trois agences ont attribué des perspectives stables aux cotes des sociétés du groupe de TransCanada.
Autres faits nouveaux
Pipelines
Réseau de l'Alberta
Le 10 octobre 2008, l'Alberta Utilities Commission ("AUC") a approuvé la demande déposée par TransCanada en vue de l'obtention d'un permis de construction pour l'expansion d'environ 925 millions de dollars du couloir centre-nord, qui prévoit l'intégration d'un gazoduc sur une distance de 300 kilomètres ("km") et d'installations connexes à même le tronçon nord du réseau de l'Alberta.
Le 8 septembre 2008, TransCanada a conclu un projet d'accord avec Canadian Utilities Limited ("ATCO Pipelines") prévoyant la prestation de services intégrés de transport de gaz naturel aux clients. Si cet accord est approuvé par l'AUC, les deux sociétés regrouperont leurs biens matériels dans une structure de tarifs et services unique comportant une seule interface commerciale avec les clients, mais chaque société assurera séparément la gestion de ses actifs à l'intérieur de territoires d'exploitation distincts dans la province. TransCanada continue de collaborer avec toutes les parties prenantes pour conclure définitivement cet accord.
Le 4 septembre 2008, l'AUC a délivré les documents requis pour la tenue d'une instance sur les coûts du capital généraux afin de revoir la formule servant à déterminer le taux de rendement général de l'avoir des actionnaires ordinaires pour 2009, le mécanisme d'ajustement du taux de rendement général de l'avoir des actionnaires ordinaires ainsi que la structure du capital des services publics individuels. La date du début de l'audience a été reportée au 5 mai 2009.
En mars 2008, TransCanada a conclu un accord avec les parties prenantes du réseau de l'Alberta, et la société a déposé auprès de l'AUC une demande au sujet du règlement sur les besoins en produits pour 2008-2009. TransCanada prévoit que le règlement sera approuvé pendant le quatrième trimestre de 2008.
ANR
En septembre 2008, la région avoisinante de Galveston, au Texas, a été dévastée par l'ouragan Ike. Les évaluations actuelles des coûts de la société pour réparer les dommages sont d'environ 20 millions de dollars US à 30 millions de dollars US et ils devraient être engagés d'ici la fin de 2008 et en 2009. La société estime que la majeure partie de ces coûts sera capitalisée, bien qu'elle prévoie engager des dépenses d'exploitation supplémentaires. La société n'anticipe aucune incidence sur les produits tirés des services de transport garanti et elle s'attend à une réduction minimale des produits tirés de l'utilisation, les volumes de débit devant retourner aux niveaux habituels d'ici la fin de 2008 selon les affirmations des producteurs d'amont.
TQM
Le 4 septembre 2008, l'ONE a approuvé la demande de TQM au sujet d'un règlement de trois ans partiellement négocié avec les parties prenantes au sujet de toutes les questions, exception faite du coût du capital pour la période allant de 2007 à 2009.
En décembre 2007, TQM a déposé une demande sur le coût du capital pour 2007 et 2008. La demande sollicite l'approbation d'un taux de rendement de 11 % sur un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 40 %. L'ONE a tenu une audience au sujet de la demande en septembre et octobre 2008, et la décision de l'ONE est attendue au début de 2009. Les droits de TQM sont actuellement fondés sur la formule du taux de rendement de l'avoir des actionnaires de l'ONE, en fonction d'un ratio de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 30 %.
Réseau d'oléoducs Keystone
Au troisième trimestre de 2008, le réseau d'oléoducs Keystone a réalisé un appel de soumissions visant à solliciter l'intérêt pour l'expansion et le prolongement du réseau d'oléoducs depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique, le plus important marché de raffinage en Amérique du Nord.
Le réseau d'oléoducs Keystone a obtenu des contrats garantis à long terme supplémentaires pour un total de 380 000 barils par jour (" b/j ") d'une durée moyenne d'environ 17 ans. Grâce à ces engagements des expéditeurs, le réseau d'oléoducs Keystone ira de l'avant avec les demandes réglementaires nécessaires au Canada et aux Etats-Unis pour faire approuver la construction et l'exploitation d'une expansion du réseau d'oléoducs qui fournira une capacité supplémentaire de 500 000 b/j en provenance de l'Ouest canadien et à destination de la côte américaine du golfe du Mexique en 2012.
De par sa conception, l'expansion portera le débit du réseau d'oléoducs Keystone de 590 000 b/j à environ 1,1 million de b/j. Compte tenu des contrats supplémentaires, Keystone a désormais obtenu des engagements garantis à long terme pour 910 000 b/j sur une durée moyenne d'environ 18 ans. Ces engagements représentent environ 83 % de la capacité commerciale inhérente à la conception du réseau.
Selon les prévisions actuelles, le réseau d'oléoducs Keystone devrait donner lieu à un investissement de capitaux d'environ 12 milliards de dollars US entre 2008 et 2012. TransCanada a commencé à travailler avec les expéditeurs ayant conclu des engagements contractuels en prévision de l'expansion du réseau d'oléoducs Keystone afin d'optimiser le calendrier de construction de façon à mieux faire concorder les dates de mise en service des points de livraison du réseau avec les dates de mise en service des installations d'amont et d'avant des expéditeurs. TransCanada a convenu de hausser sa participation en actions dans les partenariats Keystone pour la faire passer de 50 % à 79,99 %. La participation en actions de ConocoPhillips sera ramenée à 20,01 %. Certaines parties qui ont convenu de prendre des engagements de volumes dans le cadre du projet d'expansion du réseau d'oléoducs Keystone ont l'option d'acquérir une participation cumulée à concurrence de 15 % dans les partenariats Keystone. Si ces options sont exercées, la participation en actions de TransCanada serait ramenée à 64,99 %.
Projet de pipeline des Rocheuses américaines
Le 3 septembre 2008, TransCanada a acheté Bison Pipeline LLC auprès de Northern Border au prix de 20 millions de dollars US. L'acquisition comprenait tous les travaux réalisés dans le cadre du projet Bison, qui prévoit la construction d'un pipeline proposé de 465 km, depuis Powder River Basin, au Wyoming, jusqu'au réseau de Northern Border, dans le Dakota du Nord. Dans le cadre du projet de pipeline Bison, dont la mise en service est prévue pour le quatrième trimestre de 2010, des engagements ont été conclus pour le transport de 405 millions de pieds cubes par jour ("Mpi3/j"). Selon les estimations, le coût du capital du projet de pipeline Bison se situera entre 500 millions de dollars US et 600 millions de dollars US environ, en fonction du diamètre des canalisations. L'un des expéditeurs ayant conclu un engagement a l'option d'acquérir une participation à concurrence de 25 % dans le cadre du projet.
En outre, TransCanada élabore le projet Pathfinder, pipeline proposé de 1 006 km, reliant Meeker, au Colorado, au réseau de Northern Border, dans le Dakota du Nord. En septembre 2008, Entreprise Product Partners L.P. ("Enterprise") a mis fin à l'engagement annoncé antérieurement de devenir partenaire à 50 % du projet Pathfinder, y compris son engagement de transport de 500 Mpi3/j. TransCanada continue de collaborer avec les expéditeurs potentiels de Pathfinder afin de faire progresser le projet.
TransCanada continue de faire progresser le projet Sunstone, pipeline proposé de 943 km d'une capacité pouvant atteindre 1,2 milliard de pieds cubes par jour. Ce pipeline relierait le Wyoming à Stanfield, en Oregon, et permettrait de desservir les marchés de gaz naturel de la Californie par le truchement du réseau de GTN.
Projet de gazoduc de l'Alaska
Le 1er août 2008, le Sénat de l'Alaska a approuvé la demande de TransCanada en vue de l'obtention d'un permis d'aménagement du projet de gazoduc de l'Alaska en vertu de la loi intitulée Alaska Gasline Inducement Act ("AGIA"). La gouverneure Palin a signé le projet de loi le 27 août 2008. TransCanada prévoit que les commissaires des Ressources naturelles et du Revenu de l'Alaska délivreront le permis en vertu de l'AGIA vers la fin de novembre 2008, après la période d'attente de 90 jours pour l'entrée en vigueur du projet de loi. En vertu de l'AGIA, TransCanada s'est engagée à faire progresser le projet de gazoduc de l'Alaska en réalisant un appel de soumissions, puis à solliciter l'approbation subséquente de la FERC. TransCanada a entrepris les travaux d'ingénierie et d'environnement ainsi que les travaux sur le plan commercial et sur le terrain et la société prévoit mener à bien un appel de soumissions d'ici le 31 juillet 2010.
Energie
Acquisition de Ravenswood
Le 26 août 2008, TransCanada a fait l'acquisition, en contrepartie de 2,9 milliards de dollars US, sous réserve de certains ajustements postérieurs à la clôture, de la centrale électrique de Ravenswood d'une puissance de 2 480 MW et située à Queens, dans l'Etat de New York.
D'ici la fin de 2008, Ravenswood sera exploitée conformément à un contrat d'achat ferme qui était en place au moment de l'acquisition. Aux termes de ce contrat, Ravenswood fournira toute l'électricité produite par la centrale à Hess Corporation en échange de frais d'exploitation fixes. Le résultat de Ravenswood en 2008 représente presque entièrement les paiements de capacité de New York Independent System Operator et les frais d'exploitation fixes.
En septembre 2008, le réacteur 30, d'une puissance de 972 MW, a fait l'objet d'un arrêt d'exploitation en raison d'un problème touchant sa turbine à vapeur. Les coûts des réparations et la perte de revenus liés à cet arrêt imprévu, qui n'ont pas encore été déterminés définitivement, devraient être récupérés au moyen des garanties d'assurance. Compte tenu des règlements d'assurance anticipés, l'arrêt d'exploitation imprévu du réacteur 30 ne devrait pas avoir d'importantes répercussions sur le résultat de TransCanada.
Kibby
TransCanada a mis en chantier le projet éolien Kibby en juillet 2008. Le coût en capital du projet est évalué à environ 320 millions de dollars US et sa mise en service est prévue pour 2009-2010.
Portlands Energy Centre
Le 30 mai 2008, la centrale au gaz naturel en mode à cycle combiné Portlands Energy Centre située près du centre-ville de Toronto, en Ontario, a été mise en exploitation en mode à cycle simple. En septembre 2008, la centrale électrique a été remise en construction. L'entrée en exploitation en mode à cycle combiné, avec une capacité de production de 550 MW d'électricité, est prévue pour le premier trimestre de 2009.
Coolidge
Au troisième trimestre de 2008, TransCanada a entrepris les travaux détaillés d'ingénierie et de géotechnique ainsi que les démarches en matière de réglementation pour la centrale électrique de Coolidge, d'une puissance de 575 MW, située en Arizona. Une fois la centrale construite, sa production sera vendue à Salt River Project Agricultural Improvement and Power District aux termes d'un accord de 20 ans. Le coût d'aménagement de la centrale, dont la mise en service est prévue pour 2011, est évalué à 500 millions de dollars US.
Renseignements sur les actions
Au 30 septembre 2008, TransCanada avait 580 millions d'actions ordinaires émises et en circulation. En outre, la société avait en circulation 9 millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 7 millions d'options pouvaient être exercées au 30 septembre 2008.
Principales données financières trimestrielles consolidées (1)
(non vérifié) 2008 2007 2006
(en millions de
dollars, sauf
les montants
par action) T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 137 2 017 2 133 2 189 2 187 2 208 2 244 2 091
Bénéfice net 390 324 449 377 324 257 265 269
Données sur les
actions
Bénéfice net par
action - de base 0,67 $ 0,58 $ 0,83 $ 0,70 $ 0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,55 $
Bénéfice net par
action - dilué 0,67 $ 0,58 $ 0,83 $ 0,70 $ 0,60 $ 0,48 $ 0,52 $ 0,54 $
Dividendes
déclarés
par action
ordinaire 0,36 $ 0,36 $ 0,36 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,34 $ 0,32 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées ont été
établies selon les PCGR du Canada. Certains chiffres correspondants ont
été réagencés afin d'en permettre la comparaison avec ceux de l'exercice
considéré.
Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle
Dans le secteur des pipelines, qui est principalement constitué des participations de la société dans des pipelines réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits ainsi que le bénéfice net annuels fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus, ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Les principaux faits nouveaux ayant influé sur le bénéfice net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit :
- Le bénéfice net du quatrième trimestre de 2006 comprenait des remboursements d'impôts sur les bénéfices et d'intérêts connexes d'un montant de quelque 12 millions de dollars.
- Le bénéfice net du premier trimestre de 2007 comprenait des ajustements d'impôts favorables de 15 millions de dollars. De plus, le bénéfice net de l'entreprise de pipelines comprenait les contributions découlant de l'acquisition d'ANR et de participations supplémentaires dans Great Lakes depuis le 22 février 2007. Le bénéfice net de l'entreprise d'énergie comprenait le résultat des installations de gaz naturel d'Edson, entrées en exploitation le 31 décembre 2006.
- Au deuxième trimestre de 2007, le bénéfice net comprenait un montant de 16 millions de dollars (12 millions de dollars pour le siège social et 4 millions de dollars pour l'entreprise d'énergie) lié à des ajustements d'impôts favorables découlant de réductions des taux d'imposition fédéraux au Canada. Le bénéfice net de l'entreprise de pipelines s'était accru en raison du règlement conclu au sujet du réseau principal au Canada, que l'ONE a approuvé en mai 2007.
- Le bénéfice net du troisième trimestre de 2007 comprenait des redressements d'impôts favorables et des intérêts créditeurs connexes de 15 millions de dollars s'appliquant à des exercices antérieurs.
- Au quatrième trimestre de 2007, le bénéfice net comprenait un montant de 56 millions de dollars (30 millions de dollars pour l'entreprise d'énergie et 26 millions de dollars pour le siège social) au titre d'ajustements d'impôts favorables découlant de réductions des taux d'imposition fédéraux au Canada et d'autres modifications législatives. Le bénéfice net de l'entreprise d'énergie a progressé en raison d'un gain de 14 millions de dollars après les impôts (16 millions de dollars avant les impôts) lié à la vente de terrains antérieurement détenus à des fins d'aménagement. Le bénéfice net de l'entreprise de pipelines avait augmenté en raison de la constatation d'un résultat supplémentaire lié au règlement du dossier pour le réseau GTN, entré en vigueur le 1er janvier 2007.
- Le bénéfice net de l'entreprise de pipelines du premier trimestre de 2008 comprenait des règlements de 152 millions de dollars après les impôts (240 millions de dollars avant les impôts) reçus par GTN et Portland dans le cadre de la faillite de Calpine et un produit de 10 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) en règlement d'une action en justice. Le bénéfice net de l'entreprise d'énergie comprenait la radiation de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) des coûts liés au projet de GNL de Broadwater et des pertes nettes non réalisées de 12 millions de dollars après les impôts (17 millions de dollars avant les impôts) découlant de variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. A partir du premier trimestre de 2008, l'interruption temporaire de la production de la centrale de Bécancour a réduit les produits des installations énergétiques de l'Est; toutefois, l'incidence sur le bénéfice net n'a pas été importante en raison des paiements de capacité touchés aux termes de l'entente conclue avec Hydro-Québec.
- Le bénéfice net du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2008 comprenait en outre des gains non réalisés nets de 8 millions de dollars après les impôts (12 millions de dollars avant les impôts) découlant des variations de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif et des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel. En outre, les produits et le bénéfice d'exploitation des installations énergétiques de l'Ouest se sont accrus en raison de la hausse des prix réalisés dans leur ensemble et des coûts thermiques sur le marché en Alberta.
- Le bénéfice net de l'entreprise d'énergie du troisième trimestre de 2008 comprenait la contribution résultant de l'acquisition de Ravenswood le 26 août 2008. Le bénéfice net du secteur du siège social comprenait des ajustements favorables d'impôts sur le bénéfice de 26 millions de dollars découlant d'une restructuration interne et de la réalisation de pertes.
Etats consolidés des résultats
Périodes de neuf
(non vérifié) Trimestres terminés mois terminées
(en millions de dollars, sauf les les 30 septembre les 30 septembre
montants par action) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 137 2 187 6 287 6 639
Charges d'exploitation
Coûts d'exploitation des centrales
et autres coûts 750 739 2 181 2 232
Achats de produits de base revendus 339 453 1 096 1 547
Amortissement 303 298 900 888
-----------------------------------------
1 392 1 490 4 177 4 667
-----------------------------------------
745 697 2 110 1 972
-----------------------------------------
Autres charges (produits)
Charges financières 213 247 617 748
Charges financières des coentreprises 18 17 51 57
Intérêts créditeurs et autres
produits (23) (45) (96) (124)
Règlements dans le cadre de la
faillite de Calpine - - (279) -
Radiation des coûts liés au projet
de GNL de Broadwater - - 41 -
-----------------------------------------
208 219 334 681
-----------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur les
bénéfices et les participations
sans contrôle 537 478 1 776 1 291
Impôts sur les bénéfices
Exigibles 127 83 479 347
Futurs 2 51 28 30
-----------------------------------------
129 134 507 377
-----------------------------------------
Participations sans contrôle
Dividendes sur les actions
privilégiées d'une filiale 6 6 17 17
Participation sans contrôle dans
PipeLines LP 12 13 46 44
Autres - 1 43 7
-----------------------------------------
18 20 106 68
-----------------------------------------
Bénéfice net 390 324 1 163 846
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Bénéfice net par action
De base et dilué 0,67 $ 0,60 $ 2,07 $ 1,60 $
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Nombre moyen d'actions en
circulation - de base
(en millions) 579 537 560 527
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Nombre moyen d'actions en
circulation - dilué
(en millions) 581 540 562 530
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etats consolidés des flux de trésorerie
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net 390 324 1 163 846
Amortissement 303 298 900 888
Impôts futurs 2 51 28 30
Participations sans contrôle 18 20 106 68
Capitalisation des avantages
sociaux futurs inférieure
aux charges 10 3 23 18
Radiation des coûts liés au
projet de GNL de Broadwater - - 41 -
Autres (12) 6 48 30
-----------------------------------------
711 702 2 309 1 880
Diminution du fonds de
roulement d'exploitation 114 132 16 261
-----------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
l'exploitation 825 834 2 325 2 141
-----------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (806) (364) (1 899) (1 056)
Acquisitions, déduction
faite de la trésorerie
acquise (3 054) 2 (3 058) (4 222)
Cession d'actifs, déduction
faite des impôts exigibles 21 - 21 -
Montants reportés et autres 42 (126) 141 (274)
-----------------------------------------
Sorties nettes liées aux
activités d'investissement (3 797) (488) (4 795) (5 552)
-----------------------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions
ordinaires (143) (130) (410) (417)
Distributions versées aux
participations sans contrôle (24) (23) (110) (68)
Billets à payer (remboursés)
émis, montant net (258) 293 466 554
Dette à long terme émise 2 101 5 2 213 1 456
Réduction de la dette à long
terme (15) (64) (788) (859)
Dette à long terme émise par
des coentreprises 123 12 157 122
Réduction de la dette à long
terme des coentreprises (44) (20) (101) (139)
Actions ordinaires émises,
déduction faite des coûts
d'émission 6 - 1 252 1 697
Billets subordonnés de rang
inférieur émis - - - 1 107
Titres privilégiés rachetés - (488) - (488)
Parts de société en nom
collectif émises par une
filiale - - - 348
-----------------------------------------
Rentrées (sorties) nettes
liées aux activités de
financement 1 746 (415) 2 679 3 313
-----------------------------------------
Incidence des modifications
du taux de change sur
la trésorerie et les
équivalents de trésorerie 19 (16) 39 (46)
-----------------------------------------
(Diminution) augmentation de
la trésorerie et des
équivalents de trésorerie (1 207) (85) 248 (144)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
Au début de la période 1 959 340 504 399
-----------------------------------------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
A la fin de la période 752 255 752 255
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Renseignements
supplémentaires sur les flux
de trésorerie
Impôts sur les bénéfices
payés 106 93 418 305
Intérêts payés 177 290 658 832
-----------------------------------------
-----------------------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Bilans consolidés
(non vérifié) 30 septembre 31 décembre
(en millions de dollars) 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 752 504
Débiteurs 1 156 1 116
Stocks 514 497
Autres 307 188
-----------------------------
2 729 2 305
Immobilisations corporelles 26 397 23 452
Ecart d'acquisition 3 886 2 633
Autres actifs 2 259 1 940
-----------------------------
35 271 30 330
-----------------------------
-----------------------------
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer 874 421
Créditeurs et charges à payer 1 740 1 767
Intérêts courus 318 261
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an 545 556
Tranche de la dette à long terme des
coentreprises échéant à moins de un an 80 30
-----------------------------
3 557 3 035
Montants reportés 1 353 1 107
Impôts futurs 1 183 1 179
Dette à long terme 14 287 12 377
Dette à long terme des coentreprises 922 873
Billets subordonnés de rang inférieur 1 048 975
-----------------------------
22 350 19 546
-----------------------------
Participations sans contrôle
Participation sans contrôle dans PipeLines LP 630 539
Actions privilégiées d'une filiale 389 389
Autres 76 71
-----------------------------
1 095 999
-----------------------------
Capitaux propres 11 826 9 785
-----------------------------
35 271 30 330
-----------------------------
-----------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etats consolidés du résultat étendu
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 390 324 1 163 846
-----------------------------------------
Autres éléments du résultat
étendu, déduction faite des impôts
sur les bénéfices
Variation des gains et des
pertes de conversion sur les
placements dans des
établissements étrangers (1) 107 (121) 146 (342)
Variation des gains et des
pertes sur les couvertures
des placements dans des
établissements étrangers (2) (79) 22 (103) 77
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie (3) 7 41 40 4
Reclassement dans le bénéfice net
des gains et des pertes sur les
instruments dérivés désignés
en tant que couvertures de
flux de trésorerie se rapportant
à des périodes antérieures (4) (6) 16 (24) 36
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat
étendu de la période 29 (42) 59 (225)
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu de la
période 419 282 1 222 621
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 23 millions de dollars et
de 43 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période
de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 (charge fiscale de
respectivement 39 millions de dollars et 95 millions de dollars en
2007).
(2) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 36 millions de dollars et
de 50 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période
de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 (charge fiscale de
respectivement 12 millions de dollars et 40 millions de dollars en
2007).
(3) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 25 millions de dollars et
d'une charge fiscale de 24 millions de dollars respectivement pour le
trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008.
(charge fiscale de respectivement 13 millions de dollars et 3 millions
de dollars en 2007).
(4) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 9 millions de dollars et
de 20 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période
de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 (charge fiscale de
respectivement 14 millions de dollars et 19 millions de dollars en
2007).
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Cumul des autres éléments du résultat étendu consolidé
(non vérifié) Ajustement de Couvertures de
(en millions de dollars) conversion flux de trésorerie Total
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2007 (361) (12) (373)
Variation des gains et des
pertes de conversion sur les
placements dans des
établissements étrangers (1) 146 - 146
Variation des gains et des
pertes sur les couvertures des
placements dans des
établissements étrangers (2) (103) - (103)
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie (3) - 40 40
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) - (24) (24)
---------------------------------------------
Solde au 30 septembre 2008 (318) 4 (314)
---------------------------------------------
---------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au 31 décembre 2006 (90) - (90)
Ajustement de transition
résultant de l'adoption de
nouvelles normes sur les
instruments financiers (6) - (96) (96)
Variation des gains et des
pertes de conversion sur les
placements dans des
établissements étrangers (1) (342) - (342)
Variation des gains et des
pertes sur les couvertures
des placements dans des
établissements étrangers (2) 77 - 77
Variation des gains et des
pertes sur les instruments
dérivés désignés en tant que
couvertures de flux de
trésorerie (3) - 4 4
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) - 36 36
---------------------------------------------
Solde au 30 septembre 2007 (355) (56) (411)
---------------------------------------------
---------------------------------------------
(1) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 43 millions de dollars
pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 (charge
fiscale de 95 millions de dollars en 2007).
(2) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 50 millions de dollars
pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 (charge
fiscale de 40 millions de dollars en 2007).
(3) Déduction faite d'une charge fiscale de 24 millions de dollars pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 (charge fiscale de 3
millions de dollars en 2007).
(4) Déduction faite d'un recouvrement d'impôts de 20 millions de dollars
pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 (charge
fiscale de 19 millions de dollars en 2007).
(5) Le montant des gains et des pertes liés aux couvertures de flux de
trésorerie déclaré dans le cumul des autres éléments du résultat étendu
qui sera reclassé dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois
devrait équivaloir à des pertes nettes de 32 millions de dollars (22
millions de dollars après les impôts). Ces estimations sont fondées sur
des prix de l'électricité et du gaz, des taux d'intérêt et des taux de
change constants au fil des ans; toutefois, les montants réels qui
seront reclassés varieront en fonction de ces facteurs. (6) Déduction
faite d'un recouvrement d'impôts de 44 millions de dollars.
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Etats consolidés des capitaux propres
Périodes de neuf mois terminées
(non vérifié) les 30 septembre
(en millions de dollars) 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de la période 6 662 4 794
Actions émises aux termes du régime de
réinvestissement des dividendes 177 104
Produit de l'émission d'actions à
l'exercice d'options sur actions 17 14
Produit de l'émission d'actions dans le
cadre d'un appel public à l'épargne,
déduction faite des coûts d'émission 1 235 1 683
-----------------------------
Solde à la fin de la période 8 091 6 595
-----------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de la période 276 273
Emission d'options sur actions 2 3
-----------------------------
Solde à la fin de la période 278 276
-----------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 3 220 2 724
Ajustement de transition résultant de
l'adoption des nouvelles normes
comptables sur les instruments
financiers - 4
Bénéfice net 1 163 846
Dividendes sur les actions ordinaires (612) (548)
-----------------------------
Solde à la fin de la période 3 771 3 026
-----------------------------
Cumul des autres éléments du résultat
étendu
Solde au début de la période (373) (90)
Ajustement de transition résultant de
l'adoption des nouvelles normes
comptables sur les instruments
financiers - (96)
Autres éléments du résultat étendu 59 (225)
-----------------------------
Solde à la fin de la période (314) (411)
-----------------------------
Total des capitaux propres 11 826 9 486
-----------------------------
-----------------------------
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Notes afférentes aux états financiers consolidés
(non vérifié)
1. Principales conventions comptables
Les états financiers consolidés de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont présentées dans les états financiers consolidés vérifiés annuels de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007. 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 respectives. 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 vérifiés de 2007 compris dans le rapport annuel 2007 de TransCanada. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.
Dans le secteur des pipelines, qui est principalement constitué des participations de la société dans des pipelines réglementés et des installations de stockage de gaz naturel réglementées, les produits ainsi que le bénéfice net annuels fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le bénéfice net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un même exercice et les fluctuations découlent d'ajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Dans le secteur de l'énergie, principalement constitué des participations de la société dans des centrales électriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non réglementées, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus ainsi que d'acquisitions, de désinvestissements et d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.
Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et 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 à jour et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour formuler 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.
2. Modifications de conventions comptables
Modifications comptables futures
Normes internationales d'information financière
Le Conseil des normes comptables ("CNC") de l'Institut Canadien des Comptables Agréés a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2011, les entreprises canadiennes ayant une obligation publique de rendre des comptes seront tenues d'adopter les normes internationales d'information financière ("IFRS") établies par l'International Accounting Standards Board ("IASB"). En juin 2008, les Autorités canadiennes en valeurs mobilières ont proposé que les entreprises canadiennes qui sont également inscrites à la SEC, telles que TransCanada, pourraient se prévaloir de l'option de préparer leurs états financiers conformément aux PCGR des Etats-Unis plutôt que conformément aux IFRS. En août 2008, la SEC a consenti à publier, aux fins de commentaires du public, une proposition recommandant que les émetteurs aux Etats-Unis soient tenus d'adopter les IFRS progressivement en fonction de leur capitalisation boursière à compter de 2014.
TransCanada étudie actuellement l'incidence de la conversion aux IFRS ou aux PCGR des Etats-Unis sur ses systèmes comptables et ses états financiers. La planification de la conversion de TransCanada porte sur l'analyse de la structure et de la gouvernance du projet, les ressources et la formation, l'analyse des principales différences avec les principaux PCGR et une démarche progressive en vue d'évaluer les conventions comptables actuelles. Jusqu'à maintenant, TransCanada a terminé la formation initiale de son personnel à l'égard des IFRS et la société a entrepris l'analyse des principales différences entre les PCGR du Canada et les IFRS.
Conformément aux PCGR du Canada, TransCanada applique certaines conventions comptables uniques à une entreprise à tarif réglementé. TransCanada se tient au fait des discussions en cours et des faits nouveaux au sein de l'IASB et de son International Financial Reporting Interpretations Committee ("IFRIC") au sujet de toute information qui pourrait préciser la pertinence de certains aspects de la comptabilité des entreprises à tarif réglementé aux termes des IFRS.
3. Informations sectorielles
Pipelines Energie Siège social Total
----------------------------------------------------------
Trimestres
terminés
les 30
septembre
(non vérifié -
en millions de
dollars) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 141 1 148 996 1 039 - - 2 137 2 187
Coûts
d'exploitation
des centrales
et autres
coûts (441) (422) (310) (315) 1 (2) (750) (739)
Achats de
produits de
base revendus - (6) (339) (447) - - (339) (453)
Amortissement (254) (258) (49) (40) - - (303) (298)
---------------------------------------------------------
446 462 298 237 1 (2) 745 697
Charges
financières et
participations
sans contrôle (178) (205) - - (53) (62) (231) (267)
Charges
financières
des
coentreprises (12) (11) (6) (6) - - (18) (17)
Intérêts
créditeurs et
autres
produits 13 16 (1) 2 11 27 23 45
Impôts sur les
bénéfices (96) (99) (91) (77) 58 42 (129) (134)
---------------------------------------------------------
Bénéfice net 173 163 200 156 17 5 390 324
---------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------
Pipelines Energie Siège social Total
----------------------------------------------------------
Périodes de
neuf mois
terminées
les 30
septembre
(non vérifié -
en millions de
dollars) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits 3 417 3 500 2 870 3 139 - - 6 287 6 639
Coûts
d'exploitation
des centrales
et autres
coûts (1 255)(1 222) (924)(1 005) (2) (5)(2 181) (2 232)
Achats de
produits de
base revendus - (71)(1 096)(1 476) - - (1 096) (1 547)
Amortissement (765) (769) (135) (119) - - (900) (888)
---------------------------------------------------------
1 397 1 438 715 539 (2) (5) 2 110 1 972
Charges
financières et
participations
sans contrôle (582) (628) - 1 (141) (189) (723) (816)
Charges
financières
des
coentreprises (34) (40) (17) (17) - - (51) (57)
Intérêts
créditeurs et
autres
produits 60 45 3 8 33 71 96 124
Règlements
dans le cadre
de la
faillite de
Calpine 279 - - - - - 279 -
Radiation des
coûts liés au
projet de
GNL de Broadwater - - (41) - - - (41) -
Impôts sur les
bénéfices (428) (331) (199) (175) 120 129 (507) (377)
---------------------------------------------------------
Bénéfice net 692 484 461 356 10 6 1 163 846
---------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------
Total de l'actif
(non vérifié - en millions de dollars) 30 septembre 2008 31 décembre 2007
----------------------------------------------------------------------------
Pipelines 22 846 22 024
Energie 10 816 7 037
Siège social 1 609 1 269
------------------------------------
35 271 30 330
------------------------------------
------------------------------------
4. Acquisitions
Ravenswood
Le 26 août 2008, TransCanada a acheté à National Grid plc ("National Grid") la totalité des actions en circulation de KeySpan-Ravenswood, LLC et de KeySpan Ravenswood Services Corp. en contrepartie de 2,9 milliards de dollars US, sous réserve de certains ajustements postérieurs à la clôture de l'opération. Ensemble, ces deux entreprises détiennent, contrôlent et exploitent la centrale électrique de Ravenswood d'une puissance de 2 480 mégawatts située à Queens, dans l'Etat de New York. L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de l'acquisition. TransCanada a commencé à consolider les résultats de Ravenswood avec ceux du secteur de l'énergie postérieurement à la date d'acquisition.
Au 30 septembre 2008, la répartition préliminaire du prix d'achat s'établit
comme suit.
Répartition du prix d'achat
(non vérifié)
(en millions de dollars US)
----------------------------------------------------------------------------
Actif à court terme 169
Immobilisations corporelles 1 421
Autres actifs à long terme 495
Ecart d'acquisition 905
Passif à court terme (19)
Autres passifs à long terme (58)
-----------
2 913
-----------
-----------
Une répartition préliminaire du prix d'achat a été effectuée en fonction de la juste valeur de l'actif net à la date d'acquisition. L'écart d'acquisition sera évalué annuellement afin de déterminer s'il y a baisse de valeur. Les facteurs contribuant à l'écart d'acquisition comprennent la possibilité de prendre de l'expansion aux Etats-Unis et de consolider la position concurrentielle dans le secteur de la production d'électricité en Amérique du Nord. L'écart d'acquisition constaté dans le cadre de cette opération est amortissable aux fins de l'impôt.
5. Dette à long terme
Le 13 août 2008, TransCanada a émis des billets à moyen terme échéant le 20 août 2013 et portant intérêt à 5,05 % pour une valeur de 500 millions de dollars. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable déposé au Canada en mars 2007 qui lui permet d'offrir des billets à moyen terme pour un montant de 1,5 milliard de dollars. Au 30 septembre 2008, la société avait à sa disposition des fonds de 1 milliard de dollars aux termes de son prospectus préalable. Le produit de ces billets a servi à financer en partie le programme d'investissement du réseau de l'Alberta et à d'autres fins générales de la société.
Le 6 août 2008, TransCanada a émis des billets non garantis de premier rang pour une valeur de 850 millions de dollars US et de 650 millions de dollars US échéant respectivement le 15 août 2018 et le 15 août 2038 et portant intérêt au taux de respectivement 6,50 % et 7,25 %. Le produit de ces billets a servi à financer en partie l'acquisition de Ravenswood ainsi qu'à d'autres fins générales de la société. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable déposé aux Etats-Unis en septembre 2007 qui permet à la société d'offrir des titres de créance pour un montant de 2,5 milliards de dollars US. Au 30 septembre 2008, la société avait prélevé tous les fonds disponibles aux termes du prospectus, et elle a l'intention de déposer un nouveau prospectus préalable aux Etats-Unis au cours du quatrième trimestre de 2008.
Le 27 juin 2008, la société a conclu un accord avec un consortium bancaire relativement à un prêt-relais confirmé et non garanti de un an d'un montant de 1,5 milliard de dollars US; il est assorti d'un taux d'intérêt variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres. Cette facilité est renouvelable au gré de la société pour une période supplémentaire de six mois. Le 25 août 2008, la société a affecté 255 millions de dollars US de cette facilité au financement d'une partie de l'acquisition de Ravenswood et elle a annulé le reste des fonds confirmés. Au 30 septembre 2008, le solde impayé de cette facilité de crédit était de 255 millions de dollars US.
Pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, la société a capitalisé des intérêts de respectivement 38 millions de dollars et 97 millions de dollars au titre de projets d'investissement.
6. Capital-actions
Le 2 juillet 2008, TransCanada a déposé un prospectus préalable simplifié définitif auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis afin de permettre le placement, au Canada et aux Etats-Unis, d'actions ordinaires, d'actions privilégiées ou de reçus de souscription à concurrence de 3,0 milliards de dollars jusqu'en août 2010. Ce dépôt a été fait dans le cours normal de façon semblable au dépôt de prospectus préalables au Canada et aux Etats-Unis visant des titres de créance afin d'accélérer l'accès aux marchés financiers en fonction de l'évaluation que fera TransCanada de ses besoins en capitaux et de la conjoncture. Ce nouveau prospectus préalable remplace le prospectus préalable simplifié antérieur de 3,0 milliards de dollars déposé en janvier 2007 aux termes duquel la société avait émis des actions ordinaires totalisant environ 3,0 milliards de dollars.
Le 5 mai 2008, TransCanada a conclu un accord avec un consortium de preneurs fermes aux termes duquel ces derniers ont acheté 30 200 000 actions ordinaires auprès de TransCanada, qu'ils ont vendues au public au prix de 36,50 $ chacune. Par ailleurs, les preneurs fermes ont exercé intégralement l'option pour attributions excédentaires qui leur avait été accordée pour un nombre supplémentaire de 4 530 000 actions ordinaires au même prix. L'émission de 34 730 000 actions ordinaires a clôturé le 13 mai 2008 et elle a donné lieu à un produit brut d'environ de 1,27 milliard de dollars pour TransCanada. Ces fonds ont été affectés en partie au financement de l'acquisition de Ravenswood et d'autres projets d'investissement ainsi qu'à d'autres fins générales de la société.
Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008, TransCanada a émis respectivement 1,7 million d'actions ordinaires et 4,8 millions d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes en espèces totalisant respectivement 65 millions de dollars et 177 millions de dollars. Au cours du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, TransCanada a émis 1,4 million d'actions ordinaires et 2,7 millions d'actions ordinaires aux termes du RRD plutôt que d'effectuer des versements de dividendes en espèces totalisant respectivement 53 millions de dollars et 104 millions de dollars. Les dividendes ont été versés par le truchement d'actions ordinaires émises sur le capital.
7. Instruments financiers et gestion des risques
TransCanada continue de gérer et de surveiller les risques de marché, de contrepartie et de liquidité auxquels elle est exposée. A la suite de l'acquisition de Ravenswood au troisième trimestre de 2008, la société est exposée à des risques supplémentaires liés aux fluctuations des prix de l'électricité et du gaz naturel et à de nouveaux risques liés aux fluctuations du prix du mazout et du kérosène. La société gérera ces risques, à l'instar des autres risques liés aux fluctuations des prix des produits de base auxquels elle est exposée, en recourant à des contrats sur produits de base et à des instruments dérivés.
Le risque lié aux fluctuations du dollar US auquel TransCanada est exposée a été amplifié en raison de l'acquisition de Ravenswood. L'incidence nette de l'exposition aux devises est contrebalancée par certains coûts d'emprunt et de financement connexes libellés en dollars US, les risques de certaines entreprises de TransCanada et les activités de couverture de la société.
Au 30 septembre 2008, la valeur à risque ("VaR") consolidée de TransCanada, qui sert à estimer l'incidence possible de son exposition au risque de marché, était de 21 millions de dollars (8 millions de dollars au 31 décembre 2007). L'accroissement depuis le 31 décembre 2007 découle principalement de l'acquisition de Ravenswood.
TransCanada est grandement tributaire des institutions financières étant donné qu'elles lui fournissent des marges de crédit confirmées, qu'elles injectent des liquidités critiques dans le marché des instruments dérivés sur devises et sur taux d'intérêt ainsi que dans celui des contrats énergétiques de gros et qu'elles consentent des lettres de crédit à TransCanada lui permettant d'atténuer les risques liés aux contreparties insolvables.
Dans le contexte de la récente détérioration des marchés financiers en Amérique du Nord et à l'échelle mondiale, TransCanada a continué de surveiller étroitement et d'évaluer la solvabilité de ses contreparties, y compris les institutions financières. Dans ce contexte, TransCanada a réduit ou atténué le risque lié à certaines contreparties lorsqu'elle l'a jugé nécessaire ou lorsque les modalités contractuelles le permettaient. Dans le cadre de son exploitation, TransCanada doit équilibrer le risque de marché et le risque de contrepartie au moment de prendre des décisions d'ordre commercial.
TransCanada n'est pas exposée à des risques importants relativement à la faillite de SemGroup, L.P. ou à la faillite de Lehman Brothers Holdings Inc. et des sociétés lui étant affiliées ("LBHI"), exception faite des contrats de transport et de stockage garantis à long terme d'ANR conclus avec une filiale de LBHI. Le 16 octobre 2008, un tribunal a approuvé la vente de cette filiale de LBHI non visée par la faillite à Electricité de France S.A. ("EDF"), dont la cote de crédit est AA-/sous observation avec perspective négative. La société prévoit que EDF respectera intégralement ces engagements contractuels. La société attend actuellement l'approbation de cette vente par les organismes de réglementation.
La société continue de gérer le risque de liquidité auquel elle est exposée en s'assurant de disposer d'une trésorerie suffisante 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.
Stocks de gaz naturel
Au 30 septembre 2008, des stocks de gaz naturel exclusif totalisant 92 millions de dollars étaient inclus dans les stocks (190 millions de dollars au 31 décembre 2007). Depuis le 1er avril 2007, les stocks de gaz naturel exclusif de TransCanada sont évalués à leur juste valeur en fonction du prix à terme de un mois pour le gaz naturel moins les coûts de vente. La société ne détenait pas de stocks de gaz naturel exclusif avant le 1er avril 2007. La variation de la juste valeur des stocks de gaz naturel exclusif pendant le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 a donné lieu à des pertes non réalisées nettes de respectivement 108 millions de dollars et 7 millions de dollars, montants constatés en tant que diminution des produits et des stocks (pertes non réalisées nettes de 2 millions de dollars et de 25 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007). La variation nette de la juste valeur des contrats d'achat à terme et de vente à terme de gaz naturel pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 a donné lieu à respectivement un gain non réalisé net de 106 millions de dollars et une perte non réalisée nette de 1 million de dollars (gains non réalisés nets de respectivement 4 millions de dollars et 20 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007), montants constatés dans les produits.
Investissement net dans des établissements étrangers autonomes
La société a recours à des titres de créance libellés en dollars US, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options pour couvrir son placement net dans des établissements étrangers autonomes. Au 30 septembre 2008, la société avait désigné des titres de créance libellés en dollars US ayant une valeur comptable de 6,2 milliards de dollars (5,9 milliards de dollars US) et une juste valeur de 5,8 milliards de dollars (5,5 milliards de dollars US) et elle a eu recours à des instruments dérivés ayant une juste valeur de 9 millions de dollars (9 millions de dollars US) pour réduire davantage le risque lié à son investissement net.
Les renseignements sur les dérivés utilisés pour couvrir l'investissement net de la société dans ses établissements étrangers s'établissent comme suit :
Instruments dérivés en tant que couvertures de l'investissement net dans des établissements étrangers
Actif (passif)
(non vérifié)
(en millions de dollars) Au 30 septembre 2008 Au 31 décembre 2007
----------------------------------------------------------------------------
Montant Montant
Juste nominal ou Juste nominal ou
valeur (1) en capital valeur (1) en capital
----------------------------------------------
Instruments financiers dérivés
faisant l'objet de relations
de couverture
Swaps de devises en dollars US
(échéant de 2009 à 2014) (2) 39 1 550 US 77 350 US
Contrats de change à terme en
dollars US
(échéant entre 2008 et 2009) (2) (46) 2 780 US (4) 150 US
Options en dollars US
(échéant en 2008) (2) (2) 500 US 3 600 US
----------------------------------------------
(9) 4 830 US 76 1 100 US
----------------------------------------------
----------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Au 30 septembre 2008.
Sommaire des instruments financiers dérivés
Les renseignements sur les instruments financiers dérivés de la société
s'établissent comme suit :
Au 30 septembre 2008
(tous les montants sont en millions,
sauf indication contraire) Electricité Gaz naturel Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transaction
Justes valeurs (1)
Actifs 62 $ 95 $ 30 $
Passifs (48)$ (75)$ (25)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 3 170 57 -
Ventes 3 775 62 -
En dollars CA - - 1 021
En dollars US - - 1 400 US
Gains (pertes) non réalisé(e)s
net(te)s de la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2008 5 $ - $ 5 $
Période de neuf mois terminée le
30 septembre 2008 - $ (12)$ 3 $
Gains (pertes) réalisé(e)s net(te)s de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2008 12 $ (12)$ 2 $
Période de neuf mois terminée le
30 septembre 2008 21 $ (6)$ 12 $
Dates d'échéance 2008-2014 2008-2011 2008-2018
Instruments financiers dérivés faisant
l'objet de relations de couverture (4)(5)
Juste valeurs (1)
Actifs 156 $ 3 $ 5 $
Passifs (88)$ (14)$ (20)$
Valeurs nominales
Volumes (2)
Achats 7 024 14 -
Ventes 15 549 - -
En dollars CA - - 50
En dollars US - - 1 125 US
Gains (pertes) réalisé(e)s net(te)s de la
période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2008 14 $ (1)$ (2)$
Période de neuf mois terminée le
30 septembre 2008 (24)$ 18 $ (4)$
Dates d'échéance 2008-2014 2008-2011 2009-2019
(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés.
(2) Les volumes pour les instruments dérivés portant sur de l'électricité
et du gaz naturel sont présentés respectivement en gigawatts-heure
("GWh") et en milliards de pieds cubes ("Gpi3").
(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.
(4) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur le taux d'intérêt qui sont désignés en
tant que couvertures de la juste valeur assorties d'une juste valeur de
3 millions de dollars.
(5) Le bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois
terminés le 30 septembre 2008 comprenaient des gains de respectivement
7 millions de dollars et 4 millions de dollars au titre des variations
de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur de
l'électricité et du gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la
variation de la juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Le
bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois terminés
le 30 septembre 2008 ne comprennent ni gains ni pertes au titre des
couvertures de flux de trésorerie abandonnées.
2007
(tous les montants sont en millions,
sauf indication contraire) Electricité Gaz naturel Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
Instruments financiers dérivés détenus
à des fins de transaction
Justes valeurs (1) (4)
Actifs 55 $ 43 $ 23 $
Passifs (44)$ (19)$ (18)$
Valeurs nominales (4)
Volumes(2)
Achats 3 774 47 -
Ventes 4 469 64 -
En dollars CA - - 615
En dollars US - - 550 US
Gains (pertes) non réalisé(e)s
net(te)s de la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2007 2 $ 23 $ - $
Période de neuf mois terminée
le 30 septembre 2007 11 $ 6 $ 1 $
Gains (pertes) réalisé(e)s net(te)s de
la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2007 2 $ 18 $ 3 $
Période de neuf mois terminée
le 30 septembre 2007 (7)$ 36 $ 4 $
Dates d'échéance (4) 2008-2016 2008-2010 2008-2016
Instruments financiers dérivés faisant
l'objet de relations de couverture
(5)(6)
Justes valeurs(1)(4)
Actifs 135 $ 19 $ 2 $
Passifs (104)$ (7)$ (16)$
Valeurs nominales (4)
Volumes (2)
Achats 7 362 28 -
Ventes 16 367 4 -
En dollars CA - - 150
En dollars US - - 875 US
(Pertes) gains réalisé(e)s net(te)s de
la période (3)
Trimestre terminé le 30 septembre 2007 (51)$ 10 $ 2 $
Période de neuf mois terminée
le 30 septembre 2007 (37)$ 7 $ 3 $
Dates d'échéance (4) 2008-2013 2008-2010 2008-2013
(1) La juste valeur est égale à la valeur comptable de ces instruments
dérivés.
(2) Les volumes pour les instruments portant sur de l'électricité et du gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(3) Tous les gains et les pertes réalisés et non réalisés sont inclus dans
le bénéfice net. Les gains et les pertes réalisés sont inclus dans le
bénéfice net lorsque l'instrument financier a été réglé.
(4) Au 31 décembre 2007.
(5) Toutes les relations de couverture sont conçues en tant que couvertures
de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers
dérivés liés aux taux d'intérêt qui sont désignés en tant que
couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 2 millions
de dollars au 31 décembre 2007.
(6) Le bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois
terminée le 30 septembre 2007 comprenaient des pertes de respectivement
4 millions de dollars et 7 millions de dollars au titre des variations
de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie portant sur de
l'électricité et du gaz naturel qui sont inefficaces pour compenser la
variation de la juste valeur des positions sous-jacentes connexes. Le
bénéfice net du trimestre et celui de la période de neuf mois terminés
le 30 septembre 2007 comprenaient des pertes de respectivement néant et
4 millions de dollars au titre des variations de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie provenant de taux d'intérêt qui a été
reclassée à la suite de l'abandon de la comptabilité de couverture de
flux de trésorerie en raison de la probabilité que l'opération anticipée
originale ne se produira pas avant la fin de la période spécifiée
initialement.
Autres risques
Les risques supplémentaires auxquels la société est exposée sont commentés dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2007 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2007.
8. 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 pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 se présente comme suit.
Trimestres terminés les 30 Autres régimes
septembre Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non vérifié - en millions de ----------------------------------------------
dollars) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au
cours de la période 13 11 - -
Intérêts débiteurs 20 19 2 2
Rendement prévu des actifs des
régimes (23) (23) - -
Amortissement de la perte
actuarielle nette 4 7 1 1
Amortissement des coûts au
titre des services passés 1 1 - -
----------------------------------------------
Coût net constaté au titre
des avantages 15 15 3 3
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Périodes de neuf mois terminées Autres régimes
les 30 septembre Régimes de retraite d'avantages sociaux
(non vérifié - en millions de ----------------------------------------------
dollars) 2008 2007 2008 2007
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Coût des services rendus au
cours de la période 38 33 1 1
Intérêts débiteurs 59 54 6 5
Rendement prévu des actifs des
régimes (69) (62) (1) (1)
Amortissement de l'obligation
transitoire liée à
l'entreprise réglementée - - 1 1
Amortissement de la perte
actuarielle nette 13 19 2 2
Amortissement des coûts au
titre des services passés 3 3 - (1)
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Coût net constaté au titre
des avantages 44 47 9 7
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9. Règlements à la suite de la faillite de Calpine
Certaines filiales de Calpine Corporation ("Calpine") se sont placées sous la protection de la loi sur la faillite au Canada et aux Etats-Unis en 2005. Gas Transmission Northwest Corporation ("GTNC") et Portland sont parvenues à des ententes avec Calpine au sujet de réclamations non garanties autorisées dans le cadre de la faillite de Calpine. En février 2008, GTNC et Portland ont reçu des distributions initiales de respectivement 9,4 millions d'actions et de 6,1 millions d'actions, représentant environ 85 % des réclamations convenues. Ces actions ont par la suite été vendues sur le marché libre, ce qui a donné lieu à un bénéfice total de 279 millions de dollars avant les impôts.
10. Radiation de coûts d'aménagement
Le 24 mars 2008, le Federal Energy Regulatory Committee des Etats-Unis a autorisé la construction et l'exploitation du projet de gaz naturel liquéfié ("GNL") de Broadwater, sous réserve des conditions énoncées dans l'autorisation. Le 10 avril 2008, le Département d'Etat de l'Etat de New York a rejeté la proposition de construction de l'installation de Broadwater. Par suite de cette décision défavorable, TransCanada a radié des coûts de 27 millions de dollars après les impôts (41 millions de dollars avant les impôts) qui avaient été capitalisés précédemment au titre du projet de GNL de Broadwater jusqu'au 31 mars 2008.
11. Engagements et éventualités
Engagements
Au 30 septembre 2008, TransCanada avait conclu de nouvelles ententes, depuis le 31 décembre 2007, prévoyant l'achat de matériaux et de services de construction pour les projets de centrale électrique de Coolidge et de Halton Hills et les projets éoliens de Cartier et de Kibby s'élevant à environ 1,1 milliard de dollars ainsi que pour les projets de gazoduc dans le couloir centre-nord et d'oléoduc Keystone totalisant près de 515 millions de dollars. Les engagements de Keystone tiennent compte de la participation de 79,99 % de TransCanada. En raison de l'accroissement de 29,99 % de la participation de la société dans Keystone, la quote-part de TransCanada des engagements de Keystone conclus le 31 décembre 2007 et toujours en vigueur au 30 septembre 2008 sont passés à environ 515 millions de dollars.
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