Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Exploitation pétrolière
Sujet : Bénéfices / Revenus
CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 10 nov. 2015) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) ("TransCanada") a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires du troisième trimestre de 2015 s'était chiffré à 402 millions de dollars (0,57 $ par action), comparativement à 457 millions de dollars (0,64 $ par action) pour la même période en 2014 et à 1,2 milliard de dollars (1,72 $ par action) comparativement à 1,3 milliard de dollars (1,81 $ par action) pour l'exercice à ce jour. Le résultat comparable du troisième trimestre de 2015 a atteint 440 millions de dollars (0,62 $ par action) comparativement à 450 millions de dollars (0,63 $ par action) pour la même période de l'exercice précédent. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, le résultat comparable s'est chiffré à 1,3 milliard de dollars (1,84 $ par action) comparativement à 1,2 milliard de dollars (1,70 $ par action) en 2014. Le conseil d'administration de TransCanada a en outre déclaré un dividende trimestriel de 0,52 $ par action ordinaire pour le trimestre qui sera clos le 31 décembre 2015, ce qui correspond à un dividende annualisé de 2,08 $ par action ordinaire.
"Au cours des neuf derniers mois, notre portefeuille diversifié d'actifs à long terme a affiché une bonne performance dans un contexte exigeant. En effet, le résultat comparable et les fonds provenant de l'exploitation ont augmenté respectivement de 8 % et de 9 % comparativement aux mêmes périodes de l'exercice précédent, a déclaré Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. La résilience de notre entreprise de base dans diverses conditions de marché, alliée à des projets de croissance à court terme concrets d'une valeur de 12 milliards de dollars, nous confère la capacité de maintenir la croissance du dividende à un taux se situant entre 8 % et 10 % jusqu'en 2017."
La société met également l'accent sur l'accroissement de la valeur actionnariale en maximisant l'efficacité et l'efficience de ses activités actuelles. Dans le cadre de ces efforts, nous avons entrepris récemment une restructuration d'entreprise qui devrait réduire les coûts dans leur ensemble. Ces changements seront entrepris au quatrième trimestre de 2015 et se poursuivront en 2016.
A plus long terme, grâce à notre portefeuille d'infrastructures énergétiques à faible risque et à notre solidité financière, nous sommes bien placés pour explorer d'autres initiatives de croissance, y compris des projets garantis sur le plan commercial de 35 milliards de dollars. Ces initiatives nous permettraient de prolonger et d'accentuer la croissance de notre bénéfice, de nos flux de trésorerie et de nos dividendes.
Pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a diminué de 55 millions de dollars par rapport à la même période en 2014, pour s'établir à 402 millions de dollars (0,57 $ par action). Le troisième trimestre de 2015 comprend une charge de restructuration 6 millions de dollars après les impôts qui a trait à des changements apportés à notre structure organisationnelle et les résultats des deux périodes comprennent des gains et des pertes non réalisés découlant de changements dans certaines activités de gestion des risques. Tous ces éléments particuliers ont été retranchés du résultat comparable.
Le résultat comparable du troisième trimestre de 2015 s'est établi à 440 millions de dollars (0,62 $ par action), comparativement à 450 millions de dollars (0,63 $ par action) pour la même période en 2014. Le moindre apport de Bruce Power et des installations énergétiques de l'Ouest a été neutralisé en partie par le relèvement du résultat tiré du réseau Keystone, des installations énergétiques aux Etats-Unis, du pipeline d'ANR et des installations énergétiques de l'Est.
Voici les faits marquants récents au sujet des secteurs des gazoducs, des pipelines de liquides, de l'énergie et du siège social :
Téléconférence et webémission :
Nous tiendrons une téléconférence et une webémission le mardi 3 novembre 2015 pour discuter des résultats financiers du troisième trimestre de 2015. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur, Expansion des affaires et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société à 9 h (HR) ou 11 h (HE).
Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 866.225.6564 ou le 416.340.2218 (région de Toronto) au moins 10 minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera webdiffusée en direct au www.transcanada.com.
La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HE), le 10 novembre 2015; il suffira de composer le 800.408.3053 ou le 905.694.9451 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 9292695.
Il est possible de consulter les états financiers consolidés intermédiaires non audités et le rapport de gestion de la société sous le profil de TransCanada sur SEDAR au www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis sur EDGAR au www.sec.gov/info/edgar.shtml, ainsi que sur le site Web de TransCanada au www.transcanada.com.
Forte d'une expérience de plus de 65 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 pipelines de liquides, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs exploité par TransCanada s'étend sur plus de 68 000 kilomètres (42 100 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 sur le continent avec une capacité de stockage de 368 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. TransCanada est en train d'aménager l'un des plus importants réseaux de transport de liquides en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la bourse de Toronto et à la bourse de New York, sous le symbole TRP. Vous pouvez consulter TransCanada.com et notre blog pour en apprendre davantage ou nous rejoindre par l'entremise des médias sociaux et de 3BL Media.
Information prospective
Le présent communiqué renferme de l'information prospective qui est assujettie à des risques et à des incertitudes importants (de tels énoncés s'accompagnent habituellement des verbes "prévoir", "s'attendre à", "devoir", "croire", "projeter", "entrevoir", "pouvoir", "estimer" ou autres termes du genre). Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction quant aux plans futurs et perspectives financières de TransCanada et de ses filiales. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la société. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure à la présente information prospective, fournie à la date à laquelle elle est présentée dans le présent communiqué, et ne devrait pas utiliser les perspectives financières ou l'information axée sur ce qui est à venir à des fins autres que les fins prévues. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, sauf si la loi l'exige. Pour plus de renseignements au sujet des hypothèses avancées, ainsi que des risques et des incertitudes qui pourraient entraîner une modification des résultats réels par rapport aux résultats prévus, voir le rapport trimestriel de TransCanada aux actionnaires, daté du 2 novembre 2015, ainsi que le rapport annuel de 2014, accessibles dans notre site Web au www.transcanada.com ou classés sous le profil de TransCanada dans SEDAR, à l'adresse www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission ("SEC") des Etats-Unis, à l'adresse www.sec.gov.
Mesures non conformes aux PCGR
Le présent communiqué contient des références à des mesures non conformes aux PCGR, notamment le résultat comparable, le BAIIA comparable, les fonds provenant de l'exploitation et le résultat comparable par action, qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des Etats-Unis et qui pourraient, par conséquent, ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres sociétés. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin. Pour plus d'information au sujet des mesures non conformes aux PCGR, consulter le rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 2 novembre 2015.
Rapport de gestion
2 novembre 2015
Le présent rapport de gestion renferme des renseignements visant à aider le lecteur à prendre des décisions d'investissement au sujet de TransCanada Corporation. Il porte sur nos entreprises, nos activités et notre situation financière et traite des risques et des autres facteurs ayant une incidence sur la société pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, et il doit être lu à la lumière des états financiers consolidés condensés non audités pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, qui ont été dressés conformément aux PCGR des Etats-Unis.
Le présent rapport devrait également être lu à la lumière des états financiers consolidés audités et des notes afférentes pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ainsi que du rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel de 2014.
Au sujet de la présente publication
Les termes "la société", "elle", "sa", "ses", "nous", "notre", "nos" et "TransCanada" dont fait mention le présent rapport de gestion renvoient à TransCanada Corporation et ses filiales.
Les abréviations et les acronymes qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion le sont dans le glossaire contenu dans notre rapport annuel de 2014.
Tous les renseignements sont en date du 2 novembre 2015 et tous les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.
INFORMATION PROSPECTIVE
Nous communiquons de l'information prospective afin d'aider les investisseurs actuels et éventuels à comprendre l'évaluation que fait la direction de nos plans et perspectives financières pour l'avenir, ainsi que des perspectives futures en général.
Les énoncés prospectifs reposent sur certaines hypothèses et sur ce que nous savons et ce à quoi nous nous attendons présentement. Ils comprennent généralement des verbes comme "prévoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" et d'autres termes du genre.
Les énoncés prospectifs présentés dans le présent rapport de gestion peuvent inclure des renseignements portant notamment sur :
Les énoncés prospectifs ne constituent pas une garantie de la performance future. Les résultats et événements réels pourraient varier considérablement de ceux prévus du fait des hypothèses, des risques et des incertitudes auxquels la société est soumise ou des événements qui se produisent après la date de publication du présent rapport de gestion.
Les informations prospectives sont fondées sur les hypothèses clés qui suivent et elles sont soumises aux risques et incertitudes ci-après :
Hypothèses
Risques et incertitudes
Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, le lecteur est prié de consulter les rapports déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières du Canada et de la SEC, notamment le rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel de 2014.
Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où elles ont été avancées. Nous ne mettons pas à jour les énoncés prospectifs pour tenir compte de nouveaux renseignements ou d'événements futurs, sauf si la loi l'exige.
POUR UN COMPLEMENT D'INFORMATION
Il est possible d'obtenir plus de renseignements au sujet de TransCanada dans notre notice annuelle et dans d'autres documents d'information accessibles dans le site Web de SEDAR (www.sedar.com).
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Nous utilisons les mesures non conformes aux PCGR suivantes :
Ces mesures n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des Etats-Unis, c'est pourquoi elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Pour avoir accès au rapprochement des mesures conformes et des mesures non conformes aux PCGR, prière de se reporter à la rubrique "Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR" du présent rapport de gestion.
BAIIA et BAII
Le BAIIA sert à évaluer de manière approximative les flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts. Il mesure le bénéfice avant la déduction des charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle et des dividendes sur les actions privilégiées et il inclut le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation. Le BAII mesure le bénéfice tiré des activités courantes de la société. Il s'agit d'une mesure utile pour évaluer la performance et d'un outil efficace pour évaluer les tendances dans chaque secteur puisqu'il est l'équivalent de notre bénéfice sectoriel. Il est calculé de la même manière que le BAIIA, mais il exclut l'amortissement.
Fonds provenant de l'exploitation
Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Nous croyons qu'il s'agit d'une mesure utile pour évaluer les flux de trésorerie d'exploitation consolidés étant donné qu'ils excluent les fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation, qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes pour la période visée, et qu'ils fournissent une mesure uniforme de la production de rentrées par nos actifs. Voir la rubrique intitulée "Situation financière" pour un rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation.
Mesures comparables
Pour calculer les mesures comparables, nous ajustons certaines mesures conformes aux PCGR et non conformes aux PCGR en fonction de certains postes que nous jugeons importants, mais qui ne tiennent pas compte des activités sous-jacentes pendant la période visée. Ces mesures comparables sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin.
Toute décision d'exclure un poste particulier est subjective et n'est prise qu'après un examen minutieux. Il peut s'agir notamment :
Nous excluons du calcul du résultat comparable les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur d'instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent généralement des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Etant donné que ces montants ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne sont pas représentatifs de nos activités sous-jacentes.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a diminué respectivement de 55 millions de dollars et de 67 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes de 2014. Les résultats de 2015 comprennent les éléments suivants :
Les résultats de la période de neuf mois close le 30 septembre 2014 comprennent également les éléments suivants :
Les résultats des deux périodes comprennent des gains et des pertes non réalisés découlant de changements dans des activités de gestion des risques qui ont été retranchés du résultat comparable avec les éléments précités.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, le résultat comparable a respectivement reculé de 10 millions de dollars et grimpé de 98 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes de 2014. Il en est question à la rubrique "Rapprochement du bénéfice net et du résultat comparable" ci-après.
Le résultat comparable a diminué de 10 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette situation est imputable à l'incidence nette des éléments suivants :
Le résultat comparable s'est accru de 98 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette situation est imputable à l'incidence nette des éléments qui suivent :
Le raffermissement du dollar américain au cours du trimestre par rapport à la période correspondante en 2014 a eu un effet positif sur les résultats libellés en devises de nos entreprises aux Etats-Unis, toutefois cet effet a été annulé en partie par une hausse correspondante des intérêts débiteurs sur la dette libellée en dollars américains et par les pertes réalisées sur les opérations de couverture du change utilisées pour gérer notre exposition.
PROGRAMME D'INVESTISSEMENT
Nous sommes à aménager des installations de qualité dans le cadre de notre programme d'investissement à long terme. Ces éléments d'infrastructure de longue durée reposent sur des ententes commerciales à long terme avec des contreparties solvables ou des entreprises réglementées et devraient assurer une croissance appréciable du résultat et des flux de trésorerie.
Notre programme d'investissement comprend un montant de 11 milliards de dollars destiné à des projets à court terme de petite et moyenne envergure, un montant de 35 milliards de dollars destiné à des projets à moyen et long terme de grande échelle garantis sur le plan commercial et un montant de 1 milliard de dollars au titre des acquisitions. Les montants indiqués ne tiennent pas compte de l'incidence du taux de change, de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction et des intérêts capitalisés.
Les coûts estimatifs des projets sont généralement déterminés selon les estimations les plus récentes et sont assujettis à des ajustements en raison des conditions du marché, de modifications mineures du tracé, des conditions d'obtention des permis, du calendrier des travaux et des dates relatives aux permis réglementaires.
Perspectives
Les perspectives quant aux résultats de 2015 sont les mêmes que celles énoncées dans le rapport annuel de 2014. Pour plus de renseignements au sujet de nos perspectives, voir le rapport de gestion compris dans notre rapport annuel de 2014.
Nous prévoyons que nos dépenses en immobilisations s'élèveront à environ 5 milliards de dollars en 2015, en baisse de 1 milliard de dollars par rapport aux perspectives énoncées précédemment dans notre rapport annuel de 2014 en raison de retards dans l'exécution des projets.
Gazoducs
Le tableau qui suit constitue un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).
Le bénéfice sectoriel du secteur des gazoducs a progressé de 44 millions de dollars et de 82 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014 et est équivalent au BAII comparable, présenté ci-dessous avec le BAIIA comparable.
GAZODUCS AU CANADA
Le BAIIA comparable et le bénéfice net des gazoducs à tarifs réglementés au Canada varient généralement selon le RCA approuvé, la base d'investissement, le ratio du capital-actions ordinaire réputé, les revenus incitatifs ou les pertes et certains frais financiers. Les variations de l'amortissement, des charges financières et des impôts ont également une incidence sur le BAIIA et le BAII comparables, mais non sur le bénéfice net puisque ces éléments sont recouvrés par le truchement des produits au moyen des coûts transférés.
Le bénéfice net du réseau principal au Canada a baissé de 14 millions de dollars et de 24 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014. Cette diminution du bénéfice net est principalement attribuable au RCA inférieur, soit 10,10 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % en 2015, comparativement à un RCA de 11,5 % en 2014, et à une base d'investissement moins élevée en 2015, éléments contrebalancés en partie par la hausse des revenus incitatifs enregistrés en 2015, principalement au deuxième trimestre.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, le bénéfice net du réseau de NGTL a progressé de 9 millions de dollars et de 18 millions de dollars, comparativement aux mêmes périodes en 2014, principalement en raison d'une base d'investissement moyenne plus élevée et des pertes incitatives au titre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration réalisées en 2014 aux termes du règlement de NGTL pour 2013-2014.
GAZODUCS AUX ETATS-UNIS ET A L'ECHELLE INTERNATIONALE
Les volumes contractuels, les volumes livrés et les tarifs demandés, de même que les coûts de prestation des services, notamment les coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration et les impôts fonciers, sont autant de facteurs qui influent généralement sur les résultats de nos gazoducs aux Etats-Unis. Les résultats d'ANR dépendent en outre de l'établissement de contrats et de prix à l'égard de sa capacité de stockage et des ventes de produits de base connexes.
Le BAIIA comparable des gazoducs aux Etats-Unis et à l'échelle internationale a augmenté de 38 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, comparativement à la même période en 2014. Cette hausse est imputable à l'incidence nette de l'accroissement des revenus de transport de l'axe principal sud-est du pipeline d'ANR, contrebalancé en partie par la progression des dépenses relatives aux travaux servant à assurer l'intégrité des pipelines d'ANR.
Le BAIIA comparable des gazoducs aux Etats-Unis et à l'échelle internationale a augmenté de 71 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, comparativement à la même période en 2014. Cette hausse est imputable à l'incidence nette des facteurs suivants :
Le raffermissement du dollar américain a eu une incidence positive sur le résultat comparable équivalent de nos installations aux Etats-Unis et à l'étranger en dollars canadiens.
AMORTISSEMENT COMPARABLE
L'amortissement comparable a progressé de 18 millions de dollars et de 54 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, comparativement aux mêmes périodes en 2014, principalement en raison du relèvement de la base d'investissement sur le réseau de NGTL, de l'amortissement relatif à l'achèvement du prolongement de Tamazunchale et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.
EXPANSION DES AFFAIRES
Les charges d'expansion des affaires ont augmenté de 17 millions de dollars et de 38 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison surtout de l'intensification des activités d'expansion des affaires ainsi que du recouvrement, au troisième trimestre de 2014, des sommes dues par les partenaires en 2013 en vertu de la loi intitulée Alaska Gasline Inducement Act.
Pipelines de liquides
Le tableau qui suit présente un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).
Le bénéfice sectoriel du secteur des pipelines de liquides a progressé de 61 millions de dollars et de 170 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014 et est équivalent au BAII comparable, présenté ci-dessous avec le BAIIA comparable.
Le BAIIA comparable dans le cas de notre réseau d'oléoducs Keystone provient principalement de la capacité offerte aux expéditeurs en échange de paiements mensuels fixes n'ayant aucun lien avec les volumes de débit. La capacité non visée par des contrats est proposée sur le marché au comptant, ce qui offre des occasions de produire un bénéfice supplémentaire.
Le BAIIA comparable du réseau d'oléoducs Keystone s'est accru de 88 millions de dollars et de 218 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 par rapport aux mêmes périodes en 2014. Cette augmentation est attribuable principalement aux éléments suivants :
EXPANSION DES AFFAIRES
Les charges d'expansion des affaires ont augmenté de 14 millions de dollars et de 9 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 en raison de l'intensification des activités d'expansion des affaires.
AMORTISSEMENT COMPARABLE
L'amortissement comparable a progressé de 13 millions de dollars et de 39 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison de la mise en service du prolongement de l'oléoduc sur la côte du golfe et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.
Energie
Le tableau qui suit constitue un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).
Le bénéfice sectoriel tiré du secteur de l'énergie a diminué de 110 millions de dollars et de 102 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014 et il comprend les gains et les pertes non réalisés découlant des activités de gestion des risques qui suivent :
Les écarts sur 12 mois observés sur ces gains et pertes non réalisés reflètent l'incidence des changements sur les prix à terme pour le gaz et l'énergie et le volume de nos positions pour ces dérivés pour une certaine période. Cependant, ils ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement ou l'effet compensateur des autres transactions de produits dérivés ou non dérivés qui composent notre entreprise en général. Par conséquent, nous estimons qu'ils ne sont pas représentatifs de nos activités sous-jacentes.
Le solde du bénéfice sectoriel du secteur de l'énergie est l'équivalent du BAII comparable qui, ainsi que le BAIIA, est examiné ci-dessous.
Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a chuté de 42 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, un effet net des éléments suivants :
Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a progressé de 42 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, un effet net des éléments suivants :
INSTALLATIONS ENERGETIQUES AU CANADA
Installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est
Volumes des ventes et capacité disponible des centrales
Ces données comprennent notre quote-part des volumes découlant de nos participations comptabilisées à la valeur de consolidation.
Installations énergétiques de l'Ouest
Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a diminué de 51 millions de dollars et de 120 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison de la diminution des prix réalisés pour l'électricité.
Le prix moyen au comptant de l'électricité en Alberta a diminué de 59 % pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, passant de 64 $ le MWh à 26 $ le MWh, et a baissé de 34 % pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, passant de 56 $ le MWh à 37 $ le MWh, par rapport aux périodes correspondantes de 2014. L'ajout de nouvelles centrales au gaz naturel et éoliennes au cours des 12 derniers mois a contribué à un marché bien approvisionné. De plus, nous avons observé un nombre nettement moindre d'heures à prix élevé, et ce, malgré la période de consommation d'énergie de pointe de l'été. Les prix réalisés pour l'électricité vendue peuvent être supérieurs ou inférieurs aux prix de l'électricité sur le marché au comptant à un moment précis en raison des activités de passation de contrats.
La diminution de la quote-part du bénéfice de 16 millions de dollars et de 29 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014 est principalement attribuable à l'incidence de la baisse des prix du marché au comptant en Alberta sur le bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui détient notre participation de 50 % dans la CAE de Sundance B. La quote-part du bénéfice ne comprend pas l'incidence des activités contractuelles connexes.
La baisse des prix au comptant de l'électricité en Alberta devrait se poursuivre à court terme et les résultats des installations énergétiques de l'Ouest en 2015 devraient être de beaucoup inférieurs à ceux de 2014 et moins élevés que ne laissaient prévoir nos perspectives initiales dans notre rapport annuel de 2014, et ce, en raison d'une offre excédentaire qui a perduré sur le marché de l'électricité en Alberta.
Au troisième trimestre de 2015, 61 % des ventes des installations énergétiques de l'Ouest ont eu lieu aux termes de contrats, comparativement à 75 % au troisième trimestre de 2014.
Installations énergétiques de l'Est
Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Est a progressé de 11 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, surtout en raison du résultat supplémentaire provenant des installations d'énergie solaire acquises en 2014.
Le BAIIA comparable pour les installations énergétiques de l'Est s'est accru de 70 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, surtout en raison du résultat supplémentaire provenant des installations solaires acquises en 2014, de l'accroissement des produits contractuels de Bécancour, de la vente de capacité de transport de gaz naturel inutilisée et de la hausse du résultat de Halton Hills.
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce A a accusé un recul de 46 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période de 2014, principalement en raison de la baisse des volumes découlant d'un nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation prévus et de la hausse des charges d'exploitation.
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce A a augmenté de 54 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'augmentation des volumes résultant de la diminution des jours d'arrêt d'exploitation imprévus, partiellement contrée par l'accroissement des charges d'exploitation.
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce B a diminué de 8 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période de 2014, principalement en raison des pertes sur les activités contractuelles et de la hausse des charges d'exploitation, lesquelles ont été partiellement contrebalancées par la diminution de la charge locative aux termes du contrat de location avec l'Ontario Power Generation ("OPG").
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce B a diminué de 51 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période de 2014, principalement en raison de la diminution des volumes découlant du nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation prévus, des pertes sur les activités contractuelles et de la montée des charges d'exploitation, effets partiellement contrebalancés par une diminution de la charge locative aux termes du contrat de location avec l'OPG. En avril 2015, tous les réacteurs de Bruce B ont été mis hors service pour permettre l'inspection du bâtiment sous vide de Bruce B, inspection qui doit avoir lieu environ une fois tous les dix ans, selon les exigences de la Commission canadienne de sûreté nucléaire. L'inspection, de même que l'entretien prévu du réacteur 6, ont été effectués avec succès au deuxième trimestre de 2015.
Aux termes d'un contrat conclu avec la SIERE, toute la production de Bruce A est vendue à un prix fixe par MWh qui est ajusté le 1er avril de chaque année en fonction de l'inflation.
Aux termes du même contrat, toute l'électricité produite par les réacteurs de Bruce B est assujettie à un prix plancher ajusté le 1er avril de chaque année en fonction de l'inflation.
Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Nous prévoyons que les prix au comptant de l'électricité demeureront sous le prix plancher tout au long de 2015. Par conséquent, aucun montant reçu conformément au mécanisme de prix plancher en 2015 ne devrait être remboursé. Les montants reçus au-delà de celui-ci au premier trimestre de 2014 ont été remboursés à la SIERE en janvier 2015.
Le contrat conclu avec la SIERE prévoit par ailleurs un paiement si la SIERE met un frein à la production de Bruce Power pour assurer l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité ou pour composer avec d'autres conditions d'exploitation du réseau électrique de l'Ontario. Le montant de la réduction est considéré comme une "production réputée" pour laquelle Bruce Power reçoit le prix fixe, le prix plancher ou le prix sur le marché au comptant qui s'applique aux termes du contrat.
Bruce B conclut également des contrats de vente à prix fixe aux termes desquels la centrale reçoit ou paie l'écart entre le prix contractuel et le prix sur le marché au comptant.
Les pourcentages de capacité globale disponible pour 2015 devraient se situer autour de 85 % pour Bruce A et Bruce B. En juillet 2015, une période d'arrêt a commencé en raison de travaux à effectuer sur le réacteur 4 de Bruce A. Les travaux devraient se terminer au début de novembre 2015.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis s'est accru de 24 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'incidence nette des éléments suivants :
Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis a progressé de 47 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'incidence nette des éléments suivants :
Les prix de gros de l'électricité dans la région de New York et en Nouvelle-Angleterre ont affiché une baisse pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 par rapport aux mêmes périodes en 2014. En Nouvelle-Angleterre, les prix au comptant de l'électricité pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 ont chuté respectivement de 15 % et de 36 % comparativement aux mêmes périodes en 2014. A New York, les prix au comptant de l'électricité ont faibli respectivement de 11 % et de 37 % pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014. Les deux marchés ont connu une baisse des prix du gaz naturel en 2015 comparativement à 2014. Les baisses du prix du mazout et l'augmentation de la disponibilité du gaz naturel liquéfié à l'hiver 2015 ont contribué à atténuer l'incidence des contraintes liées aux pipelines et à limiter les pointes de prix marquées par rapport à l'hiver 2014.
Le prix de capacité sur le marché au comptant à New York a baissé en moyenne de 17 % pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014, principalement en raison de l'augmentation de l'approvisionnement opérationnel disponible sur le marché de la zone J de New York.
Les volumes physiques d'électricité et les volumes achetés d'électricité vendus aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel ont été plus élevés qu'aux mêmes périodes en 2014 puisque nous avons élargi notre clientèle sur les marchés de PJM et de la Nouvelle-Angleterre. La baisse des prix des produits de base et l'atténuation de la volatilité des prix ont contribué à l'augmentation des marges sur vente aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel en réduisant les coûts liés aux volumes achetés pour respecter les engagements en matière de ventes d'électricité envers ces derniers.
Au 30 septembre 2015, les installations énergétiques aux Etats-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 1 500 GWh d'électricité, ou 72 % de leur production prévue, pour le reste de 2015 et pour environ 4 800 GWh, ou 52 % de leur production prévue, pour 2016. La production prévue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et éoliennes, des prix des produits de base et de la répartition des actifs en découlant. Les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients.
STOCKAGE DE GAZ NATUREL ET AUTRES
Le BAIIA comparable du secteur a baissé respectivement de 4 millions de dollars et de 24 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014. Ces diminutions proviennent principalement de la baisse des produits tirés du stockage de gaz naturel exclusif et du stockage auprès de tiers par suite de la réduction des écarts des prix du gaz naturel réalisés et de l'extrême volatilité des prix du gaz naturel au premier trimestre de 2014.
Faits récents
GAZODUCS
Gazoducs réglementés au Canada
Réseau de NGTL
Le réseau de NGTL possède environ 6,8 milliards de dollars d'installations liées à l'offre et à la demande en cours d'aménagement. Les approbations au titre de la réglementation ont été reçues pour environ 2,8 milliards de dollars pour ces installations, dont des installations d'une valeur de 800 millions de dollars sont en cours de construction. Au troisième trimestre de 2015, nous avons poursuivi l'avancement de plusieurs projets d'investissement et nous avons présenté des demandes pour d'autres installations d'une valeur d'environ 500 millions de dollars qui doivent faire l'objet d'un examen réglementaire en vue de leur approbation. Nous avons également reçu d'autres demandes de services de réception garantie, lesquelles devraient entraîner une hausse des dépenses en immobilisations totales du réseau de NGTL au-delà des prévisions annoncées antérieurement pour le programme et nous continuons de travailler avec nos clients pour mieux répondre à leurs exigences relatives aux dates de mise en service en 2016, 2017 et 2018.
Réseau principal North Montney
En avril 2015, l'ONE a publié un rapport recommandant au gouvernement fédéral d'approuver le projet de canalisation principale North Montney, de 1,7 milliard de dollars, qui se traduira par une nouvelle capacité importante sur le réseau NGTL, ce qui permettra de répondre aux exigences en matière de transport liées à l'accroissement rapide de la mise en valeur des ressources de gaz naturel dans le bassin de Montney, situé dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique. Le projet permettra aux ressources du bassin de Montney et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien d'accéder aux marchés du gaz naturel en place et futurs, y compris des marchés de GNL.
Le projet de canalisation principale North Montney sera formé de deux tronçons de gazoduc de 42 pouces de diamètre, Aitken Creek et Kahta, pour un total de quelque 301 km (187 milles) de longueur; seront également compris les installations de comptage, l'emplacement des vannes et les installations de compression. Le projet inclut également un point de raccordement avec notre projet proposé de transport de gaz de Prince Rupert ("TGPR") permettant de fournir du gaz naturel à l'installation de liquéfaction et d'exportation de GNL proposée de Pacific NorthWest ("PNW") LNG, non loin de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Nous nous attendons à ce que la mise en service du tronçon d'Aitken Creek et du tronçon de Kahta ait lieu en 2017.
L'ONE a également approuvé la conception des droits intégrée demandée pour le projet de canalisation principale North Montney sur une période de transition, à certaines conditions que nous évaluons à l'heure actuelle. Après la période de transition, nous pourrons soit soumettre une méthode de tarification révisée à l'ONE, soit appliquer des droits calculés à part pour le projet. Nous collaborons avec les expéditeurs pour déterminer une approche appropriée qui répond le mieux aux exigences du marché.
Le gouvernement fédéral a approuvé les recommandations du rapport de l'ONE. En juin 2015, l'organisme a délivré un certificat d'utilité publique afin de permettre au projet d'aller de l'avant sous réserve de certaines modalités. Selon l'une de ces modalités, la construction du projet de canalisation principale North Montney peut commencer uniquement après la confirmation de la réception d'une décision d'investissement finale ("DIF") à l'égard du projet proposé de PNW LNG et que nous allons de l'avant avec la construction du projet TGPR.
Réseau principal au Canada
Entente conclue avec des sociétés de distribution locales à propos d'Energie Est et du projet du réseau principal de l'Est
Le 24 août 2015, nous avons annoncé la conclusion d'une entente avec des sociétés de distribution locales de l'Est qui règle les problèmes que ces dernières avaient avec Energie Est et le projet du réseau principal de l'Est. L'entente respecte l'engagement précédent de la société, c'est-à-dire s'assurer qu'Energie Est et le projet du réseau principal de l'Est fournissent aux consommateurs de gaz de l'Est du Canada une capacité de transport de gaz naturel suffisante et obtenir une réduction des coûts de transport de gaz naturel. Dans le cadre de l'entente, nous établirons la taille du projet du réseau principal de l'Est pour qu'il respecte tous les engagements fermes que nous avons pris, y compris les contrats de transport de gaz découlant des appels de soumissions pour la nouvelle capacité de 2016-2017 et une capacité additionnelle d'environ 50 millions de pieds cubes par jour.
Projet du réseau principal de l'Est
Le coût en capital du projet du réseau principal de l'Est est maintenant estimé à 2,0 milliards de dollars, et sa mise en service est prévue pour 2019. Cette augmentation découle de la révision de la portée du projet à la suite de l'entente conclue avec des sociétés de distribution locales et de la mise à jour des estimations de coûts.
Dépôt de conformité relatif aux tarifs pour les services de transport du réseau principal au Canada de 2015 à 2020
En mars 2015, nous avons effectué un dépôt de conformité relatif aux tarifs en réponse à la décision RH-001-2014 rendue en novembre 2014 par l'ONE. En juin 2015, l'ONE a approuvé la demande de droits conforme à la décision sans modification, ce qui a notamment permis la constatation de revenus incitatifs, tels qu'approuvés par l'ONE. Ces droits définitifs sont entrés en vigueur le 1er juillet 2015.
Projet de pipeline de raccordement King's North
En juin 2015, l'ONE a approuvé la construction du projet de pipeline de raccordement King's North afin d'augmenter la capacité de transfert de gaz dans la région du Grand Toronto et d'offrir la souplesse nécessaire aux expéditeurs pour gérer l'offre croissante de gaz du bassin de Marcellus, dans le Nord-Est des Etats-Unis. Le projet devrait coûter environ 220 millions de dollars et devrait être en service d'ici le quatrième trimestre de 2016.
Gazoducs aux Etats-Unis
Vente de GTN Pipeline à TC PipeLines, LP
En avril 2015, nous avons conclu la vente de notre participation résiduelle de 30 % dans GTN à notre société en commandite principale, TC PipeLines, LP à un prix d'achat global de 446 millions de dollars US plus un ajustement du prix d'achat de 11 millions de dollars US. Le produit de l'opération de 457 millions de dollars US comporte un versement en trésorerie de 264 millions de dollars US, la prise en charge du montant proportionnel de dette de GTN, à savoir 98 millions de dollars US, et l'émission de nouvelles parts de catégorie B de TC PipeLines, LP pour un montant de 95 millions de dollars US. Les parts de catégorie B nous donnent droit à une distribution en trésorerie correspondant à 30 % des distributions en trésorerie annuelles de GTN compte tenu de certains seuils, soit 100 % des distributions excédant 20 millions de dollars US pendant les cinq premières années et 25 % des distributions excédant 20 millions de dollars US par la suite.
Projets de gazoducs de GNL
Projet de transport de gaz de Prince Rupert
En juin 2015, la société PNW LNG a annoncé une DIF positive, assujettie à deux conditions, pour le projet proposé d'installation de liquéfaction et d'exportation. La première condition est l'approbation, par l'Assemblée législative de la Colombie-Britannique, d'une entente de conception de projet entre PNW LNG et la Colombie-Britannique. Cette condition a été remplie en juillet 2015. La deuxième condition est une décision réglementaire positive de la part du gouvernement du Canada à l'égard de l'évaluation environnementale du projet de PNW LNG.
Au troisième trimestre de 2015, nous avons reçu les permis restants de la B.C. Oil and Gas Commission ("BCOGC"). Nous avons donc les 11 permis requis pour construire et exploiter TGPR. Le projet a reçu les permis environnementaux nécessaires de la B.C. Environmental Assessment Office en novembre 2014.
Nous avons également annoncé, au troisième trimestre, la signature d'ententes de projet avec les Premières Nations de la rivière Blueberry et avec la bande Metlakatla. Nous poursuivons notre engagement à l'égard des Premières Nations et avons signé des ententes de projet avec neuf groupes des Premières Nations situés le long de l'emprise du pipeline.
Nous sommes prêts à entreprendre la construction suivant la confirmation de la DIF par PNW LNG. La mise en service du projet de TGPR est prévue avoir lieu en 2020, mais son calendrier sera harmonisé avec celui de l'installation de liquéfaction de PNW LNG.
Coastal Gaslink
Nous avons reçu huit des dix permis de pipelines et d'installations nécessaires de la BCOGC et prévoyons recevoir les deux autres au quatrième trimestre de 2015. Nous poursuivons notre engagement à l'égard des Premières Nations et avons signé des ententes de projet avec huit groupes des Premières Nations situés le long de l'emprise du pipeline.
PIPELINES DE LIQUIDES
Latéral et terminal de Houston
La construction du latéral de Houston, sur une distance de 77 km (48 milles), et celle du terminal pétrolier se poursuit, ce qui permettra de prolonger le réseau d'oléoducs Keystone jusqu'aux raffineries de Houston au Texas. La capacité de stockage initiale du terminal devrait s'établir à 700 000 barils de pétrole brut. L'oléoduc et le terminal devraient désormais être achevés au deuxième trimestre de 2016.
Le 14 avril 2015, TransCanada et Magellan Midstream Partners L.P. ("Magellan") ont annoncé un accord de développement conjoint visant le raccord de notre terminal de Houston et celui de l'est de Houston de Magellan. Nous détiendrons une participation de 50 % du projet d'oléoduc de 50 millions de dollars US, ce qui améliorera l'accès au marché de Houston pour notre réseau d'oléoducs Keystone. L'oléoduc devrait entrer en service au début de 2017, sous réserve des ententes définitives et de la réception des permis et approbations nécessaires.
Keystone XL
En janvier 2015, le Département d'Etat des Etats-Unis a relancé l'examen de l'intérêt national et a demandé aux huit organismes fédéraux y jouant un rôle de déterminer si Keystone XL sert les intérêts nationaux. Tous les organismes ont soumis leurs commentaires.
Le 2 février 2015, l'Environmental Protection Agency ("EPA") des Etats-Unis a affiché sur son site Web une lettre de commentaires suggérant, entre autres, que le FSEIS rendu public par le Département d'Etat n'avait pas intégralement évalué les incidences sur l'environnement de Keystone XL et que, dans le contexte du repli du prix du pétrole brut, Keystone XL pourrait intensifier les taux de production à partir des sables bitumineux et des émissions de gaz à effet de serre. Le 10 février 2015, nous avons transmis une lettre au Département d'Etat contestant ces commentaires et d'autres commentaires énoncés dans la lettre de l'EPA, mais aussi proposant de collaborer avec le Département d'Etat pour assurer qu'il dispose de toute l'information pertinente pour lui permettre d'en arriver à la décision d'approuver Keystone XL.
Le 24 février 2015, le président Obama a opposé son droit de veto au projet de loi du Congrès, qui aurait autorisé la construction de l'oléoduc Keystone au-delà de la frontière internationale. Le président des Etats-Unis a soutenu que le projet de loi contournait le processus établi pour prendre une décision finale au sujet de la demande de permis. L'issue de la demande de permis présidentiel en instance pour le projet Keystone XL et le moment de la réponse demeurent incertains.
Le 29 juin 2015, nous avons fait parvenir une lettre au Département d'Etat contenant les faits nouveaux depuis le FSEIS de 2014, y compris davantage de preuves démontrant que le Canada prend des mesures importantes pour gérer ses émissions de carbone.
Le 5 août 2015, la Public Utility Commission ("PUC") du Dakota du Sud a conclu son audience sur la demande de Keystone XL pour le renouvellement de son permis dans cet Etat. La PUC devrait faire connaître sa décision d'ici le premier trimestre de 2016.
En janvier 2015, Keystone XL a entrepris des procédures d'expropriation contre des propriétaires fonciers au Nebraska qui n'avaient pas volontairement consenti des servitudes. Ces actions ont été intentées conformément au pouvoir d'expropriation accordé par l'approbation du tracé de rechange par le gouverneur du Nebraska en 2013. Plusieurs propriétaires fonciers ont contesté ces actions devant le tribunal de district du Nebraska au motif que la loi autorisant l'approbation du gouverneur représentait une violation de la constitution du Nebraska. En octobre 2015, nous avons retiré nos procédures d'expropriation et nous avons suspendu les procédures devant le tribunal constitutionnel. Les plaignants contestent le rejet du cas. Une audience à cet effet a eu lieu le 19 octobre 2015 et une décision est attendue au quatrième trimestre de 2015.
Le 5 octobre 2015, nous avons présenté à la Public Service Commission ("PSC") du Nebraska une demande d'approbation du tracé dans l'Etat du Nebraska. Le tracé soumis pour approbation est le même que celui qui avait été approuvé par le ministère de la Qualité de l'environnement du Nebraska en janvier 2013. Après un examen attentif, nous croyons qu'il s'agit de l'approche la plus appropriée en vue d'une approbation et nous attendons une décision de la PSC d'ici le troisième trimestre de 2016. Le 2 novembre 2015, nous avons adressé une lettre au Secrétaire d'Etat américain John Kerry pour demander que le Département d'Etat interrompe sa revue de la demande de permis présidentiel pour Keystone XL pendant que nous sollicitons l'approbation du tracé auprès de la PSC du Nebraska.
Au 30 septembre 2015, nous avions investi 2,4 milliards de dollars US dans ce projet et nous avions de plus capitalisé des intérêts de 0,4 milliard de dollars US.
Oléoduc Energie Est
En avril 2015, nous avons annoncé que nous n'allions pas procéder à la construction d'un terminal maritime ni d'un réservoir connexe à Cacouna, au Québec, et ce, en raison de la reclassification recommandée des bélugas parmi les espèces menacées. Les modifications apportées au projet doivent être soumises à l'ONE au quatrième trimestre de 2015. Dans l'intervalle, l'ONE a continué à traiter le processus de demande.
La modification de la portée du projet et certaines modifications à son calendrier devraient se traduire par une mise en service en 2020. Le coût estimatif initial de 12 milliards de dollars devrait augmenter en raison de l'affinement de la portée à la suite des consultations avec les parties prenantes et de l'accroissement des coûts de construction en fonction des révisions apportées au calendrier.
Projet de pipeline Heartland et de terminaux de TC
En mai 2015, l'Alberta Energy Regulator a délivré un permis pour l'oléoduc Heartland. La date de mise en service sera fonction des exigences du marché, à savoir l'obtention d'une capacité supplémentaire entre la région de Heartland, près d'Edmonton, en Alberta, et Hardisty, en Alberta.
Les cours du brut sont demeurés faibles, ce qui a poussé bien des producteurs à couper dans leurs dépenses en capital et à retarder leurs projets de sables bitumineux dans l'Ouest canadien. Dans son rapport de 2015 intitulé Crude Oil Forecast, Markets and Transportation, l'Association canadienne des producteurs pétroliers estime que la production de pétrole brut du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien continuera à croître, mais à un rythme plus faible que ce qui avait été prévu. Nos pipelines de liquides font l'objet de contrats à long terme. Toutefois, en raison du ralentissement de la croissance de la production de pétrole brut, nos projets en Alberta pourraient également connaître un ralentissement pour réagir aux conditions sur le marché.
Pipeline Grand Rapids
Le 6 août 2015, Grand Rapids Pipeline Limited Partnership ("Grand Rapids") a conclu une entente en vue de contribuer à la portion extrême sud du pipeline de diluant Grand Rapids, d'un diamètre de 20 pouces. Il s'agit d'une coentreprise détenue à parts égales avec Keyera Corp. ("Keyera"). Nous serons responsables de la construction du pipeline, de 45 kilomètres de longueur (28 milles), qui s'étendra du terminal de Keyera, à Edmonton, au terminal de Heartland, près de Fort Saskatchewan. Keyera participera également à la construction d'une nouvelle station de pompage au terminal d'Edmonton. Nous prévoyons que la contribution totale de Grand Rapids dans le cadre du projet de coentreprise sera de quelque 140 millions de dollars. Une fois la construction terminée et les installations en service, Keyera exploitera le pipeline. La mise en service est prévue pour le deuxième semestre de 2017, sous réserve des approbations réglementaires requises.
Pipeline Upland
En avril 2015, nous avons déposé aux Etats-Unis une demande de permis présidentiel pour le pipeline Upland. Le pipeline Upland, de 600 millions de dollars US, est un pipeline pour le transport de pétrole brut de 400 km (240 milles) qui assurera le transport à partir et entre de multiples points au Dakota du Nord et qui se raccordera à l'oléoduc Energie Est à Moosomin, en Saskatchewan. Sous réserve des approbations réglementaires, nous prévoyons que le pipeline Upland sera mis en service en 2020. Les contrats commerciaux que nous avons conclus pour le pipeline Upland sont conditionnels à la poursuite du projet Oléoduc Energie Est.
ENERGIE
Centrale Ironwood
Le 8 octobre 2015, nous avons conclu une entente visant l'acquisition, auprès de Talen Energy Corporation, de la centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel Ironwood, située à Lebanon, en Pennsylvanie, d'une capacité nominale de 778 MW, en contrepartie de 654 millions de dollars US. A la clôture, une dette de 42 millions de dollars US sera prise en charge et remboursée dans les 45 jours suivant la clôture au moyen des fonds entiercés par le vendeur.
La centrale Ironwood fournit de l'énergie au marché de l'électricité de PJM et constituera pour nous une plateforme robuste à partir de laquelle nous pourrons continuer à augmenter notre clientèle de gros, commerciale et industrielle dans la région. L'acquisition sera financée en partie par les fonds en caisse et en partie par notre capacité d'endettement. La clôture de la transaction est prévue pour le début du premier trimestre de 2016, sous réserve du respect de certaines conditions.
Centrale de Bécancour
En août 2015, nous avons conclu une entente avec Hydro-Québec visant à modifier le contrat d'approvisionnement en électricité pour la centrale de Bécancour. Cette modification permet à Hydro-Québec de distribuer une puissance hivernale de pointe garantie de 570 MW à partir de la centrale de Bécancour sur une période de 20 ans à compter de décembre 2016. Les paiements annuels reçus pour ce nouveau service s'ajouteront aux paiements de capacité actuels versés aux termes de l'entente. La Régie de l'énergie a approuvé le contrat modifié en octobre 2015.
Ravenswood
A la fin de mai 2015, le réacteur 30 de 972 MW de la centrale de Ravenswood a été remis en service après une panne imprévue survenue en septembre 2014 causée par un problème dans le générateur associé à la turbine à haute pression.
Emissions de gaz à effet de serre en Alberta
En juin 2015, le gouvernement de l'Alberta a annoncé une refonte et une mise à jour du règlement provincial Specified Gas Emitters Regulation ("SGER") de l'Alberta. Depuis 2007, conformément au SGER, les installations industrielles existantes qui produisent des GES au-delà d'un certain seuil sont tenues d'en ramener l'intensité à 12 % sous une moyenne de référence établie. Une redevance sur le carbone de 15 $ la tonne a été établie pour les émissions qui surpassent la cible. Le règlement modifié comprend un resserrement des règles visant les émissions, afin de les ramener à 15 % en 2016 et à 20 % en 2017. Il comprend également la hausse de la redevance sur le carbone pour la faire passer à 20 $ la tonne en 2016 et à 30 $ la tonne en 2017. Bien que nos CAE pour les installations Sundance et Sheerness soient également assujetties à ce règlement, le nombre important de crédits de carbone que nous détenons devrait contrebalancer la majeure partie de la hausse des coûts. Le solde des coûts de conformité devrait être recouvré par une augmentation des prix sur le marché et aux termes de dispositions contractuelles de report.
SIEGE SOCIAL
Restructuration
Au milieu de 2015, nous avons entrepris une initiative de restructuration de l'entreprise. Bien que notre stratégie d'entreprise ne soit aucunement modifiée, nous avons entrepris cette initiative en vue de réduire les coûts dans leur ensemble et de maximiser l'efficacité et l'efficience de nos activités actuelles. Au 30 septembre 2015, TransCanada avait engagé 36 millions de dollars avant les impôts, principalement au titre des indemnités de cessation d'emploi, dont 20 millions de dollars avant les impôts étaient inclus dans les coûts d'exploitation des centrales et autres à l'état des résultats, 8 millions de dollars avaient été capitalisés aux projets visés par la restructuration et 8 millions de dollars peuvent être recouvrés par le truchement des structures réglementaires et tarifaires. Les charges totales liées à la restructuration seront déterminées lorsque la portée des changements prévus sera connue, ce qui devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2015. La société prévoit entreprendre au quatrième trimestre de 2015 et en 2016 d'autres initiatives de restructuration.
Autres postes de l'état des résultats
Suivent les rapprochements et les analyses connexes de nos mesures non conformes aux PCGR par rapport aux mesures conformes aux PCGR équivalentes relativement aux autres postes de l'état des résultats.
Les intérêts débiteurs comparables ont augmenté de 37 millions de dollars et de 115 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison de l'incidence nette des éléments suivants :
Les intérêts créditeurs et autres charges comparables ont diminué de 7 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 et augmenté de 36 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014. Le relèvement pour la période de neuf mois est le résultat net :
La charge d'impôts comparable a augmenté de 6 millions de dollars et de 52 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014. Ces augmentations sont attribuables principalement à la hausse du résultat avant les impôts en 2015 par rapport à 2014 ainsi qu'aux variations de la proportion du bénéfice généré au Canada et à l'étranger, facteurs partiellement contrebalancés par la baisse des impôts transférés en 2015 relativement aux gazoducs réglementés au Canada.
Le bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle a augmenté de 21 millions de dollars et de 35 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, principalement en raison de la vente, à TC PipeLines, LP, de la participation résiduelle de 30 % dans GTN en avril 2015 et dans Bison en octobre 2014, ainsi que de l'incidence de la vigueur du dollar américain sur les résultats équivalents en dollars canadiens de TC PipeLines, LP.
Situation financière
Nous nous efforçons de préserver une grande souplesse et de solides ressources financières pendant toutes les phases du cycle économique et de recourir à nos flux de trésorerie liés à l'exploitation pour soutenir notre entreprise, verser des dividendes et financer une partie de notre croissance. En outre, nous avons accès aux marchés financiers pour répondre à nos besoins de financement, gérer la structure du capital et maintenir notre cote de crédit.
Nous croyons avoir la capacité financière pour financer notre programme d'investissement existant grâce à nos flux de trésorerie prévisibles provenant de l'exploitation, de l'accès aux marchés financiers, du produit de la vente d'actifs pipeliniers américains de gaz naturel à TC PipeLines, LP, de nos fonds en caisse et d'importantes facilités de crédit confirmées.
Au 30 septembre 2015, notre actif à court terme s'élevait à 3,8 milliards de dollars et notre passif à court terme, à 6,9 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à une insuffisance du fonds de roulement de 3,1 milliards de dollars, alors qu'elle était de 4,0 milliards de dollars au 31 décembre 2014. Cette insuffisance, jugée comme faisant partie du cours normal des activités d'une entreprise en croissance, est gérée au moyen :
En 2015, les dépenses en capital ont été principalement liées aux éléments suivants :
Nous avons engagé des coûts à l'égard de projets d'investissement en cours d'aménagement, principalement en lien avec l'oléoduc Energie Est et les projets de gazoducs de GNL.
Les participations comptabilisées à la valeur de consolidation ont augmenté en 2015 par rapport à 2014, principalement en raison de notre investissement dans Grand Rapids.
La hausse des montants reportés et autres entre 2014 et 2015 s'explique avant tout par la variation des actifs et des passifs réglementaires à long terme.
TransCanada Trust (la "fiducie"), notre fiducie de financement détenue à 100 % par notre filiale TCPL, a émis des billets de fiducie de série 2015-A (les "billets de fiducie") pour un montant de 750 millions de dollars US à l'attention de tiers investisseurs. Les billets portent intérêt à un taux fixe de 5,625 % les dix premières années, puis à un taux variable par la suite. Le produit intégral de l'émission par la fiducie nous a été prêté sous forme de billets subordonnés de rang inférieur de TCPL, d'une valeur de 750 millions de dollars US, assortis d'un taux de 5,875 % qui comprend des frais d'administration de 0,25 %. Bien que les obligations de la fiducie soient garanties entièrement et inconditionnellement par TCPL, sur une base subordonnée, les résultats de la fiducie ne sont pas compris dans nos états financiers puisque TCPL n'a pas de participation variable dans la fiducie et que les seuls actifs importants de la fiducie constituent des créances de TCPL.
Aux termes des billets de fiducie et des ententes connexes, dans certaines circonstances 1) TCPL peut émettre des actions privilégiées dans un cas de report aux porteurs des billets de fiducie au lieu de payer des intérêts, et 2) il serait interdit à TransCanada et à TCPL de déclarer ou de payer des dividendes ou de racheter leurs actions privilégiées en circulation (ou, s'il n'y a aucune action privilégiée en circulation, leurs actions ordinaires respectives) jusqu'à ce que toutes les actions privilégiées dans un cas de report aient été rachetées par TCPL. Les billets de fiducie peuvent aussi être échangés automatiquement pour des actions privilégiées de TCPL s'il se produit certains cas de faillites et d'insolvabilité. Toutes ces actions privilégiées auraient égalité de rang avec les autres actions privilégiées de premier rang en circulation de TCPL. Pour un complément d'information sur les modalités des billets de fiducie et les ententes connexes conclues par TransCanada et TCPL, il y a lieu de consulter le prospectus relatif aux billets de fiducie et les autres documents déposés sous le profil de la fiducie sur SEDAR au www.sedar.com.
EMISSION ET CONVERSION D'ACTIONS PRIVILEGIEES
En juin 2015, les porteurs de 5,5 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 3 ont exercé leur option de conversion en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 4 et ont eu droit à des dividendes cumulatifs à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 1,28 %. Le taux sera ajusté chaque trimestre par la suite. Le taux de dividende fixe applicable aux actions privilégiées de série 3 restantes a été ajusté. Il s'établit ainsi à 2,152 % par année pour cinq ans.
En mars 2015, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées de série 11 auront le droit de convertir leurs actions privilégiées de série 11 en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 12 le 30 novembre 2020 et le 30 novembre tous les cinq ans par la suite. Les porteurs des actions privilégiées de série 12 auront droit à des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 2,96 %.
Le tableau qui suit présente un sommaire de l'incidence de l'émission et de la conversion en 2015 des actions privilégiées susmentionnées :
Le produit net des émissions susmentionnées de titres d'emprunt et d'actions privilégiées de série 11 a servi à des fins générales et a permis de réduire la dette à court terme de la société.
PROGRAMME D'EMISSION D'ACTIONS AU COURS DU MARCHE DE TC PIPELINES, LP
Du 1er janvier au 30 septembre 2015, 0,4 million de parts ordinaires ont été émises dans le cadre du programme au cours du marché de TC PipeLines, LP, générant un produit net d'environ 25 millions de dollars US. Notre participation dans TC PipeLines, LP diminuera à la suite d'émission de titres dans le cadre du programme au cours du marché.
DIVIDENDES
Le 2 novembre 2015, nous avons déclaré les dividendes trimestriels suivants :
FACILITES DE CREDIT
Nous avons recours à des facilités de crédit renouvelables confirmées pour appuyer nos programmes de papier commercial, ainsi qu'à des facilités de crédit à vue, à d'autres fins générales, notamment l'émission de lettres de crédit et l'accès à des liquidités supplémentaires.
Au 30 septembre 2015, nous disposions de facilités de crédit non garanties de quelque 7 milliards de dollars, notamment les suivantes :
Au 30 septembre 2015, les sociétés qui nous sont affiliées et que nous exploitons disposaient de facilités de crédit confirmées supplémentaires dont le solde inutilisé s'élevait à 0,6 milliard de dollars.
Nous sommes actuellement à renouveler nos facilités de crédit consortiales confirmées, renouvelables et prorogeables.
Pour plus de renseignements sur le risque d'illiquidité, le risque de marché et les autres risques, voir la rubrique intitulée "Risques et instruments financiers".
OBLIGATIONS CONTRACTUELES
Nos engagements en capital sont conformes aux engagements déclarés au 31 décembre 2014, en raison de l'achèvement ou de l'avancement des projets d'investissement. Cette diminution a été partiellement contrebalancée par de nouveaux engagements relatifs aux installations de production de Napanee. Nos autres obligations d'achat ont augmenté d'environ 0,1 milliard de dollars depuis le 31 décembre 2014, principalement en raison de l'augmentation des obligations relatives à l'achat de produits de base et des contrats de technologie et de communication. Il n'y a eu aucun autre changement important quant à nos obligations contractuelles au troisième trimestre de 2015 ou aux paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices ou par la suite. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans notre rapport annuel de 2014 pour un complément d'information sur nos obligations contractuelles.
Risques et instruments financiers
Nous sommes exposés au risque d'illiquidité, au risque de crédit lié aux contreparties et au risque de marché et c'est pourquoi nous avons mis en place des stratégies, des politiques et des limites en vue d'atténuer leur incidence sur le résultat et les flux de trésorerie et, ultimement, sur la valeur actionnariale. Ces mesures sont conçues pour faire en sorte que les risques assumés et les risques connexes sont conformes à nos objectifs commerciaux et à notre tolérance au risque.
Il y a lieu de consulter notre rapport annuel de 2014 pour un complément d'information sur les risques auxquels nos activités sont exposées. Nos risques n'ont pas changé de façon importante depuis le 31 décembre 2014.
RISQUE D'ILLIQUIDITE
Pour gérer notre risque d'illiquidité, nous établissons continuellement des prévisions de nos besoins en liquidités pour une période de 12 mois afin de nous assurer de disposer de suffisamment de soldes de trésorerie, de flux de trésorerie liés à l'exploitation, de facilités de crédit confirmées et à vue, ainsi que d'un accès aux marchés financiers pour respecter nos engagements au titre de l'exploitation, du financement et des dépenses en immobilisations, dans des conditions tant normales que difficiles.
RISQUE DE CREDIT LIE AUX CONTREPARTIES
Nous sommes exposés au risque de crédit lié aux contreparties en ce qui a trait :
Nous passons régulièrement en revue les débiteurs et constatons une provision pour créances douteuses au besoin en ayant recours à la méthode d'identification spécifique. Au 30 septembre 2015, il n'y avait aucune créance irrécouvrable importante ni aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur. La concentration du risque de crédit de la société à l'égard d'une contrepartie donnée était un montant à recevoir de 248 millions de dollars (185 millions de dollars US) et de 258 millions de dollars (222 millions de dollars US) au 30 septembre 2015 et au 31 décembre 2014. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie, laquelle possède une cote de solvabilité élevée.
Nous sommes exposés à d'importants risques de crédit et de rendement liés aux établissements financiers puisque ces derniers offrent des facilités de dépôt au comptant, nous fournissent des lignes de crédit confirmées et des lettres de crédit pour nous aider à gérer le risque lié aux contreparties et favorisent la liquidité sur les marchés des dérivés portant sur les produits de base, les taux de change et les taux d'intérêt.
RISQUE DE CHANGE ET DE TAUX D'INTERET
Parce qu'une partie du résultat provenant de certains secteurs est générée en dollars US et que nous présentons nos résultats en dollars canadiens, la fluctuation de la devise américaine comparativement à la devise canadienne peut influer sur notre bénéfice net. Compte tenu de l'expansion continue de nos activités libellées en dollars US, cette exposition s'accroît. La majeure partie de ce risque est annulée par les intérêts débiteurs sur les titres d'emprunt libellés en dollars US et par l'utilisation d'instruments dérivés portant sur les taux de change.
Nous avons une dette assortie d'un taux d'intérêt variable et des actions privilégiées (série 2 et série 4) portant intérêt à taux variable, ce qui fait que nous sommes assujettis à un risque lié au taux d'intérêt sur les flux de trésorerie. Pour gérer ce risque, nous avons recours à des swaps de taux d'intérêt.
L'incidence des fluctuations de valeur du dollar américain sur nos activités aux Etats-Unis est en grande partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US, comme en fait foi le tableau ci-après.
Instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net
Nous avons recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises et de taux d'intérêt, ainsi qu'à des contrats de change à terme et libellés en dollars US pour couvrir notre investissement net dans des établissements étrangers après les impôts. Les justes valeurs et valeurs nominales des instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :
Le classement au bilan de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir l'investissement net de la société dans des établissements étrangers s'établit comme suit :
INSTRUMENTS FINANCIERS
Tous les instruments financiers, y compris les instruments dérivés et les instruments non dérivés, sont constatés au bilan à leur juste valeur, sauf s'ils ont été conclus et qu'ils sont maintenus en vue de la réception ou de la livraison conformément à l'exemption relative aux achats et aux ventes habituels, et qu'ils sont documentés comme tels. De plus, la société n'est pas tenue de comptabiliser à la juste valeur les autres instruments financiers qui sont admissibles à certaines exemptions comptables.
Instruments financiers non dérivés
Juste valeur des instruments financiers non dérivés
La juste valeur des billets à recevoir est calculée en actualisant les paiements futurs des intérêts et du capital en fonction des taux d'intérêt à terme. La juste valeur de la dette à long terme et des billets subordonnés de rang inférieur est évaluée selon l'approche par le résultat en fonction des cours du marché pour les mêmes instruments ou des instruments semblables provenant de fournisseurs externes de services de données.
Les actifs disponibles à la vente sont comptabilisés à la juste valeur, qui est calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. La valeur comptable de certains instruments financiers non dérivés compris dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les actifs incorporels et autres actifs, les billets à payer, les créditeurs et autres, les intérêts courus et les autres passifs à long terme se rapproche de leur juste valeur, du fait de leur nature ou de leur échéance à court terme, et ils seraient également classés au niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.
Le risque de crédit a été pris en compte dans le calcul de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.
Instruments dérivés
Nous utilisons des instruments dérivés pour réduire la volatilité associée aux fluctuations des prix des produits de base, des taux d'intérêt et des taux de change. Nous appliquons la comptabilité de couverture aux instruments dérivés admissibles et désignés pour la comptabilité de couverture. La tranche efficace des variations de la juste valeur des instruments dérivés désignés comme couverture de flux de trésorerie et du montant net des investissements dans des établissements étrangers est constatée dans les autres éléments du résultat étendu de la période au cours de laquelle surviennent les variations. La tranche inefficace est inscrite dans le bénéfice net, dans la même catégorie financière que l'opération sous-jacente. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés désignés comme couverture de la juste valeur sont constatées dans le bénéfice net, soit dans les intérêts créditeurs et autres charges, soit dans les intérêts débiteurs.
La majeure partie des instruments dérivés qui ne sont pas désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture a été inscrite en tant que couvertures économiques (instruments détenus à des fins de transaction) afin de gérer le risque de marché auquel nous sommes exposés. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction sont constatées dans le bénéfice net de la période pendant laquelle elles surviennent. Pour cette raison, cela peut nous exposer à une variabilité accrue du résultat d'exploitation constaté, étant donné que la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction peut varier de façon considérable d'une période à l'autre.
La constatation des gains et des pertes attribuables aux dérivés utilisés pour gérer les risques liés aux gazoducs canadiens réglementés est déterminée par le truchement du processus de réglementation. Les gains et les pertes attribuables aux variations de la juste valeur des dérivés comptabilisés par application de la CATR, y compris les dérivés admissibles à la comptabilité de couverture, peuvent être recouvrés ou remboursés par l'entremise des droits imputés par la société. Par conséquent, ces gains et pertes sont reportés à titre d'actifs réglementaires ou de passifs réglementaires et ils sont remboursés aux contribuables ou recouvrés auprès de ceux-ci au cours d'exercices subséquents, lorsque le dérivé est réglé.
Juste valeur des instruments dérivés
La juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt a été calculée selon l'approche par le résultat au moyen des taux du marché à la fin de la période et par l'application d'un modèle d'évaluation des flux de trésorerie actualisés. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel a été calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. En l'absence de cours du marché, les prix indiqués par une tierce entreprise de courtage ou d'autres techniques d'évaluation ont été utilisés. La juste valeur des options a été calculée au moyen du modèle d'évaluation de Black et Scholes. Le calcul de la juste valeur des instruments dérivés tient compte du risque de crédit.
Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie
Les composantes des autres éléments du résultat étendu liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :
Dispositions liées au risque de crédit éventuel des instruments dérivés
Les contrats dérivés comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui pourraient exiger que nous fournissions des garanties si un événement lié au risque de crédit devait se produire (par exemple, si notre cote de crédit était révisée à la baisse à un niveau de catégorie spéculative).
Compte tenu des contrats en vigueur et des prix du marché au 30 septembre 2015, la juste valeur totale de tous les contrats dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014), et les garanties fournies dans le cours normal des affaires étaient de néant (néant au 31 décembre 2014). Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 30 septembre 2015, nous aurions été tenus de fournir à nos contreparties des garanties de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.
Nous disposons de suffisamment de liquidités sous forme de trésorerie et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.
Autres renseignements
CONTROLES ET PROCEDURES
La direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, a évalué l'efficacité de nos contrôles et procédures de communication de l'information au 30 septembre 2015, tel qu'il est exigé par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Elle a conclu que nos contrôles et procédures de communication de l'information étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable.
Au troisième trimestre de 2015, il ne s'est produit aucun changement dans notre contrôle interne à l'égard de l'information financière qui a eu ou qui est susceptible d'avoir une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière.
ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES ET MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES
Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR des Etats-Unis, nous devons 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 comptabilisation, parce que ces postes peuvent dépendre d'événements futurs. Nous avons recours à l'information la plus récente et nous faisons preuve du meilleur jugement possible pour établir ces estimations et hypothèses. Nous évaluons aussi régulièrement les actifs et les passifs en tant que tels. Notre rapport annuel de 2014 renferme une synthèse de nos estimations comptables critiques.
Nos principales conventions comptables demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2014, exception faite de ce qui est décrit ci-après. Notre rapport annuel de 2014 renferme une synthèse de nos principales conventions comptables.
Modifications de conventions comptables pour 2015
Présentation des activités abandonnées
En avril 2014, le FASB a publié des directives modifiées sur la présentation des activités abandonnées. Les critères servant à établir ce qui constitue une activité abandonnée ont changé et la présentation d'information supplémentaire est exigée. Ces nouvelles directives sont entrées en vigueur prospectivement le 1er janvier 2015. L'application de cette nouvelle norme n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés de la société.
Modifications comptables futures
Produits d'exploitation tirés des contrats avec des clients
En 2014, le FASB a publié de nouvelles directives sur les produits tirés des contrats avec des clients. Ces directives remplacent les exigences actuelles relatives à la constatation des produits d'exploitation ainsi que la majeure partie des exigences particulières au secteur industriel. Les nouvelles directives exigent qu'une entité constate les produits d'exploitation afin de refléter le transfert des biens ou services promis au client selon un montant qui tient compte de la contrepartie à laquelle la société s'attend à avoir droit en échange de la fourniture de ces biens ou services. En juillet 2015, le FASB a accepté de reporter la date d'entrée en vigueur de ces nouvelles directives au 1er janvier 2018 et d'en permettre l'adoption anticipée au plus tôt le 1er janvier 2017. Deux méthodes peuvent être utilisées pour appliquer ces modifications : (1) rétrospectivement à chaque période antérieure présentée ou (2) rétrospectivement avec comptabilisation de l'effet cumulatif à la date de première application.
Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Eléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats
En janvier 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur les éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats. Ces dernières éliminent le concept d'éléments extraordinaires des PCGR. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Consolidation
En février 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'analyse de la consolidation. Désormais, les entités doivent réévaluer si elles doivent consolider certaines entités légales et éliminer la présomption selon laquelle un commandité doit consolider une société en commandite. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Comptabilisation des intérêts
En avril 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des frais d'émission de titres d'emprunt. Selon ces directives, les frais d'émission de titres d'emprunt doivent être présentés au bilan à titre de déduction directe de la valeur comptable du passif relatif à la dette, conformément aux escomptes ou aux primes relatifs à la dette. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Ces modifications entraîneront un reclassement des frais d'émission de titres d'emprunt, actuellement comptabilisés à titre d'actifs incorporels et autres actifs, afin de les porter en réduction du passif relatif à la dette auxquels ils sont rattachés.
Stocks
En juillet 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification du calcul des stocks. Selon les modifications de cette mise à jour, une entité doit mesurer ses stocks dans le cadre de la portée de cette mise à jour, au moindre du coût et de la valeur de réalisation nette. La valeur de réalisation nette représente le prix de vente estimatif dans le cadre normal des activités, moins les coûts raisonnablement prévisibles de l'achèvement, de la sortie et du transport. Les calculs subséquents demeureront inchangés dans le cas des stocks calculés au moyen de la méthode du dernier entré, premier sorti ou de la méthode du prix de détail. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2017 et s'appliqueront de manière prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Dérivés et instruments de couverture
En août 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'application d'une exception relative à la portée des achats normaux et des ventes normales dans le cas de certains contrats d'électricité conclus sur des marchés nodaux de l'électricité. Les modifications apportées s'appliquent aux entités qui ont des contrats d'achat ou de vente d'électricité à terme et qui prévoient le transport ou la livraison au sein d'un marché nodal. L'une des parties contractantes doit payer des frais (ou obtient des crédits) pour le transport de l'électricité partiellement en fonction de différences de prix marginal selon le lieu à payer à un (ou à recevoir d'un) exploitant indépendant. Cette nouvelle directive a pris effet à la date de sa publication, a été appliquée prospectivement et n'a eu aucune incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Regroupements d'entreprises
En septembre 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des ajustements de périodes d'évaluation pour les regroupements d'entreprises. Selon ces nouvelles directives, l'acquéreur n'est plus tenu de comptabiliser rétrospectivement les ajustements de périodes d'évaluation dans le cas d'un regroupement d'entreprises. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective aux regroupements d'entreprises futurs.
FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION TRIMESTRIELLE PAR SECTEUR
Les produits et le bénéfice net fluctuent parfois d'un trimestre à l'autre. Les causes de ces fluctuations varient selon le secteur d'activité.
Dans le secteur des gazoducs, les produits et le bénéfice net trimestriels des pipelines réglementés au Canada sont en général relativement stables au cours d'un même exercice. Nos gazoducs aux Etats-Unis sont généralement soumis aux variations saisonnières; ainsi, leurs résultats sont plus élevés durant l'hiver, en raison de la demande accrue. A long terme, cependant, les résultats du secteur des gazoducs au Canada et aux Etats-Unis fluctuent pour les raisons suivantes :
Dans le secteur des pipelines de liquides, les produits et le bénéfice net annuels sont fonction des contrats de transport de pétrole brut et des services de transport sur le marché au comptant ne faisant pas l'objet de contrats. Les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :
Dans le secteur de l'énergie, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :
FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION FINANCIERE PAR TRIMESTRE
Pour calculer les mesures comparables, nous ajustons certaines mesures conformes aux PCGR et non conformes aux PCGR en fonction de certains postes que nous jugeons importants, mais qui ne tiennent pas compte des activités sous-jacentes pendant la période visée.
Du résultat comparable sont exclus les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur de certains instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent généralement des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Etant donné que ces montants ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne font pas partie de nos activités sous-jacentes.
Au troisième trimestre de 2015, le résultat comparable excluait une charge de 6 millions de dollars après les impôts liée aux indemnités de cessation d'emploi dans le cadre d'une restructuration visant à maximiser l'efficacité et l'efficience des activités actuelles de la société.
Du résultat comparable du deuxième trimestre 2015 est exclus un ajustement de 34 millions de dollars de la charge d'impôts en raison d'une augmentation du taux d'imposition des sociétés en Alberta en juin 2015, de même qu'une charge de 8 millions de dollars après les impôts pour des indemnités de cessation d'emploi découlant principalement de la restructuration de notre groupe responsable des projets majeurs en raison des délais survenus pour certains projets majeurs et dans l'objectif d'augmenter l'efficacité de notre exploitation.
Au quatrième trimestre de 2014, le résultat comparable excluait un gain de 8 millions de dollars après les impôts tiré de la vente de notre participation dans Gas Pacifico/INNERGY.
Au deuxième trimestre de 2014, le résultat comparable excluait un gain de 99 millions de dollars après les impôts tiré de la vente de Cancarb Limited et une perte de 31 millions de dollars après les impôts liée à la résiliation du contrat avec Niska Gas Storage.
Notes afférentes aux états financiers consolidés condensés
(non audité)
1. Règles de présentation
Les présents états financiers consolidés condensés de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") ont été dressés par la direction conformément aux PCGR des Etats-Unis. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont définies dans les états financiers consolidés audités annuels pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, sauf ce qui est décrit à la note 2 "Modifications de conventions comptables". Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans les présentes ont le sens qui leur est donné dans le rapport annuel de 2014 de TransCanada.
Ces états financiers consolidés condensés 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 condensés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers consolidés audités de 2014 compris dans le rapport annuel de 2014 de TransCanada. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour en permettre le rapprochement avec ceux de la période considérée.
Les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur des gazoducs de la société en raison du moment des décisions de réglementation et des fluctuations saisonnières du débit à court terme des gazoducs aux Etats-Unis. De plus, les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur de l'énergie de la société en raison de l'incidence des conditions météorologiques saisonnières sur la demande des clients et les prix du marché pour certaines des participations de la société dans des centrales électriques et des installations de stockage de gaz non réglementées.
RECOURS A DES ESTIMATIONS ET AU JUGEMENT
Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et à des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés condensés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société décrites dans les états financiers consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2014, exception faite de ce qui est décrit à la note 2 "Modifications de conventions comptables".
2. Modifications de conventions comptables
MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES POUR 2015
Présentation des activités abandonnées
En avril 2014, le FASB a publié des directives modifiées sur la présentation des activités abandonnées. Les critères servant à établir ce qui constitue une activité abandonnée ont changé et la présentation d'information supplémentaire est exigée. Ces nouvelles directives sont entrées en vigueur prospectivement le 1er janvier 2015. L'application de cette nouvelle norme n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés de la société.
MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES
Produits d'exploitation tirés des contrats avec des clients
En mai 2014, le FASB a publié de nouvelles directives sur les produits d'exploitation tirés des contrats avec des clients. Ces directives remplacent les exigences actuelles relatives à la constatation des produits d'exploitation ainsi que la majeure partie des exigences particulières au secteur industriel. Les nouvelles directives exigent qu'une entité constate les produits d'exploitation afin de refléter le transfert des biens ou services promis au client selon un montant qui tient compte de la contrepartie à laquelle la société s'attend à avoir droit en échange de la fourniture de ces biens ou services. En juillet 2015, le FASB a accepté de reporter la date d'entrée en vigueur de ces nouvelles directives au 1er janvier 2018 et d'en permettre l'adoption anticipée au plus tôt le 1er janvier 2017. Deux méthodes peuvent être utilisées pour appliquer ces modifications : (1) rétrospectivement à chaque période antérieure présentée ou (2) rétrospectivement avec comptabilisation de l'effet cumulatif à la date de première application.
Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Eléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats
En janvier 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur les éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats. Ces dernières éliminent le concept d'éléments extraordinaires des PCGR. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Consolidation
En février 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'analyse de la consolidation. Désormais, les entités doivent réévaluer si elles doivent consolider certaines entités légales et éliminer la présomption selon laquelle un commandité doit consolider une société en commandite. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Comptabilisation des intérêts
En avril 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des frais d'émission de titres d'emprunt. Selon ces directives, les frais d'émission de titres d'emprunt doivent être présentés au bilan à titre de déduction directe de la valeur comptable du passif relatif à la dette, conformément aux escomptes ou aux primes relatifs à la dette. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Ces modifications entraîneront un reclassement des frais d'émission de titres d'emprunt actuellement comptabilisés à titre d'actifs incorporels et autres actifs, afin de les porter en réduction du passif relatif à la dette auxquels ils sont rattachés.
Stocks
En juillet 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification du calcul des stocks. Selon les modifications de cette mise à jour, une entité doit mesurer ses stocks dans le cadre de la portée de cette mise à jour, au moindre du coût et de la valeur de réalisation nette. La valeur de réalisation nette représente le prix de vente estimatif dans le cadre normal des activités, moins les coûts raisonnablement prévisibles de l'achèvement, de la sortie et du transport. Les calculs subséquents demeurent inchangés dans le cas des stocks calculés au moyen de la méthode du dernier entré, premier sorti ou de la méthode au prix de détail. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2017 et s'appliqueront de manière prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Dérivés et instruments de couverture
En août 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'application d'une exception relative à la portée des achats normaux et des ventes normales dans le cas de certains contrats d'électricité conclus sur des marchés nodaux de l'électricité. Les modifications apportées s'appliquent aux entités qui ont des contrats d'achat ou de vente d'électricité à terme et qui prévoient le transport ou la livraison au sein d'un marché nodal. L'une des parties contractantes doit payer des frais (ou obtient des crédits) pour le transport de l'électricité partiellement en fonction de différences de prix marginal selon le lieu à payer à un (ou à recevoir d'un) exploitant indépendant. Cette nouvelle directive a pris effet à la date de sa publication, a été appliquée prospectivement et n'a eu aucune incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Regroupements d'entreprises
En septembre 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des ajustements de périodes d'évaluation pour les regroupements d'entreprises. Selon ces nouvelles directives, l'acquéreur n'est plus tenu de comptabiliser rétrospectivement les ajustements de périodes d'évaluation dans le cas d'un regroupement d'entreprises. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective aux regroupements d'entreprises futurs.
4. Coûts de cessation d'exploitation de pipelines
En raison de l'Initiative de consultation relative aux questions foncières (l'"ICQF") de l'ONE, TransCanada doit prélever des fonds pour couvrir les futurs coûts estimatifs liés aux activités de cessation d'exploitation d'un pipeline, et ce, pour tous les pipelines réglementés par l'ONE au Canada. Les montants sont comptabilisés au bilan consolidé condensé, sous les passifs réglementaires. Au 30 septembre 2015, dans le bilan consolidé condensé de la société, les passifs réglementaires comprenaient un montant de 188 millions de dollars (néant au 31 décembre 2014) au titre des futurs coûts estimatifs liés aux activités de cessation d'exploitation.
Les fonds prélevés sont placés dans des fiducies qui les détiennent et les investissent. Ils sont comptabilisés à titre de placements restreints. Au 30 septembre 2015, dans le bilan consolidé condensé, les actifs incorporels et autres actifs comprenaient un montant de 188 millions de dollars (néant au 31 décembre 2014) à titre de placements restreints en raison de l'ICQF. Un complément d'information sur la juste valeur de ces placements, qui sont considérés comme disponibles à la vente, se trouve à la note 11.
5. Impôts sur le bénéfice
Au 30 septembre 2015, l'avantage fiscal non constaté total de positions fiscales incertaines était d'environ 18 millions de dollars (18 millions de dollars au 31 décembre 2014). TransCanada impute aux charges d'impôts l'intérêt et les pénalités liés aux incertitudes en matière de fiscalité. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, les charges d'impôts comprennent des montants de néant et de 1 million de dollars au titre de la reprise d'intérêts débiteurs et de néant au titre des pénalités (néant au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 30 septembre 2014). Au 30 septembre 2015, la société avait constaté 4 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités (5 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 31 décembre 2014).
Les taux d'imposition effectifs pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre 2015 et 2014 étaient de 32 % et 30 %. Le taux d'imposition effectif accru en 2015 découle principalement d'une augmentation du taux d'imposition prévu par la loi en Alberta et des variations de la proportion du bénéfice généré dans les territoires canadiens et étrangers.
6. Dette à long terme
EMISSION DE TITRES D'EMPRUNT A LONG TERME
Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, la société a émis des titres d'emprunt à long terme comme suit :
REMBOURSEMENT DE TITRES D'EMPRUNT A LONG TERME
Les titres d'emprunt à long terme remboursés par la société au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 s'établissent comme suit :
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, TransCanada a capitalisé des intérêts de 82 millions de dollars et 223 millions de dollars (57 millions de dollars et 199 millions de dollars en 2014) relativement à des projets d'investissement.
7. Billets subordonnés de rang inférieur
EMISSION DE BILLETS SUBORDONNES DE RANG INFERIEUR
TransCanada Trust (la "fiducie"), notre fiducie de financement détenue à 100 % par notre filiale TCPL, a émis des billets de fiducie de série 2015-A (les "billets de fiducie") pour un montant de 750 millions de dollars US à l'intention de tiers investisseurs. Les billets portent intérêt à un taux fixe de 5,625 % les dix premières années. Ensuite, le taux devient variable. Le produit intégral de l'émission par la fiducie a été prêté à TCPL sous forme de billets subordonnés de rang inférieur de TCPL, d'une valeur de 750 millions de dollars US, assortis d'un taux de 5,875 % qui comprend des frais d'administration de 0,25 %. Bien que les obligations de la fiducie soient garanties entièrement et inconditionnellement par TCPL, sur une base subordonnée, les résultats de la fiducie ne sont pas compris dans les états financiers de TransCanada puisque TCPL n'a pas de participation variable dans la fiducie et que les seuls actifs importants de la fiducie constituent des créances de TCPL.
Aux termes des billets de fiducie et des ententes connexes, dans certaines circonstances 1) TCPL peut émettre des actions privilégiées dans un cas de report aux porteurs des billets de fiducie au lieu de payer des intérêts, et 2) il serait interdit à TransCanada et à TCPL de déclarer ou de payer des dividendes ou de racheter leurs actions privilégiées en circulation (ou, s'il n'y a aucune action privilégiée en circulation, leurs actions ordinaires respectives) jusqu'à ce que toutes les actions privilégiées dans un cas de report aient été rachetées par TCPL. Les billets de fiducie peuvent aussi être échangés automatiquement pour des actions privilégiées de TCPL s'il se produit certains cas de faillites et d'insolvabilité. Toutes ces actions privilégiées auraient égalité de rang avec les autres actions privilégiées de premier rang en circulation de TCPL. Pour un complément d'information sur les modalités des billets de fiducie et les ententes connexes conclues par TransCanada et TCPL, il y a lieu de consulter le prospectus relatif aux billets de fiducie et les autres documents déposés sous le profil de la fiducie sur SEDAR au www.sedar.com.
8. Capitaux propres et capital-actions
En juin 2015, les porteurs de 5,5 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 3 ont exercé leur option de conversion en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 4 et ont eu droit à des dividendes cumulatifs à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 1,28 %. Le taux sera ajusté chaque trimestre par la suite. Le taux de dividende fixe applicable aux actions privilégiées de série 3 restantes a été ajusté. Il s'établit ainsi à 2,152 % par année pour cinq ans.
En mars 2015, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées de série 11 auront le droit de convertir leurs actions privilégiées de série 11 en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 12 le 30 novembre 2020 et, par la suite, le 30 novembre, tous les cinq ans. Les porteurs d'actions privilégiées de série 12 auront droit à des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 2,96 %.
EMISSION ET CONVERSION D'ACTIONS PRIVILEGIEES
Le tableau qui suit présente un sommaire de l'incidence de l'émission et de la conversion d'actions privilégiées en 2015 ainsi qu'il est commenté ci-dessus :
9. Autres éléments du résultat étendu et cumul des autres éléments du résultat étendu
Les autres éléments du résultat étendu, y compris les participations sans contrôle et les répercussions fiscales connexes, sont les suivants :
Les variations du cumul des autres éléments du résultat étendu, par composante, sont les suivantes :
Les reclassements hors des autres éléments du résultat étendu se détaillent comme suit :
10. Avantages postérieurs au départ à la retraite
Le coût net des prestations constaté au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs au départ à la retraite de la société se présente comme suit :
11. Gestion des risques et instruments financiers
APERCU DE LA GESTION DES RISQUES
TransCanada est exposée au risque de marché et au risque de crédit lié aux contreparties, et la société a mis en place des stratégies, des politiques et des limites dans le but de gérer leur incidence sur le résultat, les flux de trésorerie et, ce faisant, la valeur actionnariale.
RISQUE DE CREDIT LIE AUX CONTREPARTIES
Au 30 septembre 2015, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux actifs disponibles à la vente constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Au 30 septembre 2015, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur, et il n'y a eu aucune créance irrécouvrable importante au cours de la période.
La concentration du risque de crédit de la société à l'égard d'une contrepartie donnée était un montant à recevoir de 248 millions de dollars (185 millions de dollars US) et de 258 millions de dollars (222 millions de dollars US) au 30 septembre 2015 et au 31 décembre 2014. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie, laquelle possède une cote de solvabilité élevée.
INVESTISSEMENT NET DANS DES ETABLISSEMENTS ETRANGERS
La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises et de taux d'intérêt, ainsi qu'à des contrats de change à terme et libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers après les impôts.
Présentation des couvertures de l'investissement net au bilan
Le classement au bilan de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir l'investissement net de la société dans des établissements étrangers s'établit comme suit :
INSTRUMENTS FINANCIERS
Instruments financiers non dérivés
Juste valeur des instruments financiers non dérivés
La juste valeur des billets à recevoir de la société est calculée en actualisant les paiements futurs des intérêts et du capital en fonction des taux d'intérêt à terme. La juste valeur de la dette à long terme et des billets subordonnés de rang inférieur est évaluée selon l'approche par le résultat en fonction des cours du marché pour les mêmes instruments ou des instruments semblables provenant de fournisseurs externes de services de données.
Les actifs disponibles à la vente sont comptabilisés à la juste valeur, qui est calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. La valeur comptable de certains instruments financiers non dérivés compris dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les actifs incorporels et autres actifs, les billets à payer, les créditeurs et autres, les intérêts courus et les autres passifs à long terme se rapproche de leur juste valeur, du fait de leur nature ou de leur échéance à court terme, et ils seraient également classés au niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.
Le risque de crédit a été pris en compte dans le calcul de la juste valeur des instruments non dérivés.
Présentation au bilan des instruments financiers non dérivés
Le tableau ci-après présente la juste valeur des instruments financiers non dérivés, exception faite de ceux dont la valeur comptable se rapproche de leur juste valeur, qui seraient classés dans le niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.
Sommaire des actifs disponibles à la vente
Les tableaux suivants présentent un résumé des renseignements supplémentaires sur les placements restreints de la société qui sont classés comme disponibles à la vente.
Instruments dérivés
Juste valeur des instruments dérivés
La juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt a été calculée selon l'approche par le résultat au moyen des taux du marché à la fin de la période et par l'application d'un modèle d'évaluation des flux de trésorerie actualisés. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel a été calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. En l'absence de cours du marché, les prix indiqués par une tierce entreprise de courtage ou d'autres techniques d'évaluation ont été utilisés. La juste valeur des options a été calculée au moyen du modèle d'évaluation de Black et Scholes. Le calcul de la juste valeur des instruments dérivés tient compte du risque de crédit.
Dans certains cas, bien que les instruments dérivés soient considérés comme des couvertures économiques efficaces, ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture ou ils ne sont pas désignés en tant que couverture et ils sont inscrits à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont imputées au bénéfice net de la période au cours de laquelle elles surviennent. Pour cette raison, la société peut être exposée à une variabilité accrue du bénéfice présenté, puisque la juste valeur des instruments dérivés peut fluctuer beaucoup d'une période à l'autre.
Présentation des instruments dérivés au bilan
Le classement de la juste valeur des instruments dérivés au bilan s'établit comme suit :
Sommaire des instruments dérivés pour 2015
Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.
Sommaire des instruments dérivés pour 2014
Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.
Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie
Les composantes des autres éléments du résultat étendu (note 9) liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :
Compensation des instruments dérivés
La société conclut des contrats d'instruments dérivés assortis d'un droit de compensation dans le cours normal des affaires ainsi qu'en cas de défaut. TransCanada ne dispose d'aucun accord de compensation cadre, mais elle conclut des contrats semblables renfermant des droits de compensation. TransCanada a choisi de présenter au bilan la juste valeur des montants bruts des instruments dérivés assortis d'un droit de compensation. Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats :
Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats au 31 décembre 2014 :
Pour ce qui est de tous les arrangements financiers, y compris les instruments dérivés présentés ci-dessus, au 30 septembre 2015, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 468 millions de dollars (459 millions de dollars au 31 décembre 2014) et des lettres de crédit de 28 millions de dollars (26 millions de dollars au 31 décembre 2014). Au 30 septembre 2015, la société détenait une garantie en trésorerie de néant (1 million de dollars au 31 décembre 2014) et des lettres de crédit de 2 millions de dollars (1 million de dollars au 31 décembre 2014) fournies par des contreparties relativement aux risques liés aux actifs.
Dispositions liées au risque de crédit éventuel des instruments dérivés
Les contrats dérivés qui ont pour objet de gérer le risque de marché comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui permettent aux parties de gérer le risque de crédit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un événement lié au risque de crédit devait se produire, tel que la révision à la baisse de la cote de crédit de la société à un niveau de catégorie spéculative.
Compte tenu des contrats en vigueur et des prix du marché au 30 septembre 2015, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014), et la société avait fourni à ce titre des garanties de néant (néant au 31 décembre 2014) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 30 septembre 2015, la société aurait été tenue de fournir à ses contreparties des garanties supplémentaires de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.
La société dispose de suffisamment de liquidités sous forme de trésorerie et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.
HIERARCHIE DES JUSTES VALEURS
Les actifs et les passifs financiers de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie des justes valeurs.
La juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés de la société, déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme, est classée comme suit :
La juste valeur des actifs et des passifs de la société, déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme pour 2014, est classée comme suit :
Le tableau qui suit présente la variation nette de la juste valeur des actifs et des passifs dérivés classés au niveau 3 de la hiérarchie des justes valeurs :
Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu à une hausse ou à une baisse de 2 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés compris dans le niveau 3 et en vigueur au 30 septembre 2015.
12. Vente de GTN Pipeline à TC PipeLines, LP
Le 1er avril 2015, TransCanada a conclu la vente de sa participation résiduelle de 30 % dans Gas Transmission Northwest ("GTN") à TC PipeLines, LP à un prix d'achat global de 446 millions de dollars US plus un ajustement du prix d'achat de 11 millions de dollars US. Le produit de l'opération de 457 millions de dollars US comportait un versement en trésorerie de 264 millions de dollars US, la prise en charge du montant proportionnel de dette de GTN, à savoir 98 millions de dollars US, et l'émission de nouvelles parts de catégorie B de TC PipeLines, LP pour un montant de 95 millions de dollars US.
13. Eventualités et garanties
TransCanada et ses filiales sont l'objet de diverses actions en justice et procédures d'arbitrage dans le cadre de leurs activités courantes. Bien qu'il ne soit pas possible de prédire avec certitude le résultat final de ces instances et poursuites, la direction estime que leur règlement n'aura pas de conséquences significatives sur la situation financière consolidée ni sur les résultats d'exploitation consolidés de la société.
GARANTIES
TransCanada et son partenaire en coentreprise pour Bruce Power, BPC Generation Infrastructure Trust ("BPC"), ont individuellement garanti solidairement certaines obligations financières conditionnelles de Bruce B relativement à un contrat de location, aux services contractuels et aux services de fournisseurs. En outre, TransCanada et BPC ont individuellement garanti la moitié de certaines obligations financières conditionnelles de Bruce A liées à une entente de sous-location ainsi qu'à certaines autres obligations financières. Le risque de la société aux termes de certaines de ces garanties est illimité.
Outre les garanties pour Bruce Power, la société et ses associés dans certaines des entités qu'elle détient en partie ont soit (i) conjointement et solidairement, (ii) conjointement ou (iii) individuellement garanti la performance financière de ces entités, principalement dans le contexte de l'acheminement du gaz naturel, des paiements dans le cadre de CAE et du paiement des obligations. Pour certaines de ces entités, tout paiement effectué par TransCanada, au titre des garanties précitées, supérieur à la quote-part de la société compte tenu de son degré de participation sera remboursé par ses associés.
La valeur comptable de ces garanties est incluse dans les autres passifs à long terme. Les renseignements sur les garanties de la société s'établissent comme suit :
14. Coûts de restructuration
En 2015, TransCanada a entrepris une initiative de restructuration et de transformation de l'entreprise en vue de réduire les coûts dans leur ensemble et de maximiser l'efficacité et l'efficience de ses activités actuelles. Au 30 septembre 2015, TransCanada avait engagé 36 millions de dollars avant les impôts, principalement au titre des indemnités de cessation d'emploi, dont 20 millions de dollars avant les impôts étaient inclus dans les coûts d'exploitation des centrales et autres à l'état des résultats, 8 millions de dollars avaient été capitalisés aux projets visés par la restructuration et 8 millions de dollars peuvent être recouvrés par le truchement des structures réglementaires et tarifaires. Les charges totales liées à la restructuration seront déterminées lorsque la portée des changements prévus sera connue, ce qui devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2015. La société prévoit entreprendre au quatrième trimestre de 2015 et en 2016 d'autres initiatives de restructuration.
15. Evénements postérieurs à la date du bilan
Le 6 octobre 2015, TCPL a procédé à la clôture de son placement de billets à moyen terme échéant le 15 novembre 2041 et portant intérêt à 4,55 %, pour un montant de 400 millions de dollars.
Le 8 octobre 2015, TransCanada a conclu une entente visant l'acquisition de la centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel Ironwood, située en Pennsylvanie, pour un montant de 654 millions de dollars US. A la clôture, une dette de 42 millions de dollars US sera prise en charge et remboursée dans les 45 jours suivant la clôture au moyen des fonds entiercés par le vendeur. La clôture de la transaction est prévue pour le premier trimestre de 2016, sous réserve du respect de certaines conditions.
Coordonnées:
Renseignements aux médias :
Mark Cooper ou Davis Sheremata
403.920.7859 ou 800.608.7859
Renseignements aux investisseurs et analystes :
David Moneta ou Lee Evans
403.920.7911 ou 800.361.6522
Communiqué envoyé le 10 novembre 2015 à 18:33 et diffusé par :
Sujet : Bénéfices / Revenus
TransCanada présente ses résultats financiers du troisième trimestre de 2015
"Au cours des neuf derniers mois, notre portefeuille diversifié d'actifs à long terme a affiché une bonne performance dans un contexte exigeant. En effet, le résultat comparable et les fonds provenant de l'exploitation ont augmenté respectivement de 8 % et de 9 % comparativement aux mêmes périodes de l'exercice précédent, a déclaré Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. La résilience de notre entreprise de base dans diverses conditions de marché, alliée à des projets de croissance à court terme concrets d'une valeur de 12 milliards de dollars, nous confère la capacité de maintenir la croissance du dividende à un taux se situant entre 8 % et 10 % jusqu'en 2017."
La société met également l'accent sur l'accroissement de la valeur actionnariale en maximisant l'efficacité et l'efficience de ses activités actuelles. Dans le cadre de ces efforts, nous avons entrepris récemment une restructuration d'entreprise qui devrait réduire les coûts dans leur ensemble. Ces changements seront entrepris au quatrième trimestre de 2015 et se poursuivront en 2016.
A plus long terme, grâce à notre portefeuille d'infrastructures énergétiques à faible risque et à notre solidité financière, nous sommes bien placés pour explorer d'autres initiatives de croissance, y compris des projets garantis sur le plan commercial de 35 milliards de dollars. Ces initiatives nous permettraient de prolonger et d'accentuer la croissance de notre bénéfice, de nos flux de trésorerie et de nos dividendes.
Points saillants
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins
d'indication contraire.)
-- Résultats financiers du troisième trimestre
-- Bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 402 millions de
dollars (0,57 $ par action)
-- Résultat comparable de 440 millions de dollars (0,62 $ par action)
-- Bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement ("BAIIA")
comparable de 1,5 milliard de dollars
-- Fonds provenant de l'exploitation totalisant 1,1 milliard de dollars
-- Dividende trimestriel de 0,52 $ par action ordinaire déclaré pour le
trimestre qui sera clos le 31 décembre 2015
-- Réception des permis visant les pipelines et les installations du projet
de transport de gaz de Prince Rupert ("TGPR") en septembre
-- Annonce de l'acquisition de la centrale alimentée au gaz naturel
Ironwood, qui jouit d'une situation stratégique, pour une contrepartie
de 654 millions de dollars US en octobre
-- Conclusion d'une entente avec des sociétés de distribution locales de
l'Est dans le cadre du projet Oléoduc Energie Est et du projet du réseau
principal de l'Est
Pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a diminué de 55 millions de dollars par rapport à la même période en 2014, pour s'établir à 402 millions de dollars (0,57 $ par action). Le troisième trimestre de 2015 comprend une charge de restructuration 6 millions de dollars après les impôts qui a trait à des changements apportés à notre structure organisationnelle et les résultats des deux périodes comprennent des gains et des pertes non réalisés découlant de changements dans certaines activités de gestion des risques. Tous ces éléments particuliers ont été retranchés du résultat comparable.
Le résultat comparable du troisième trimestre de 2015 s'est établi à 440 millions de dollars (0,62 $ par action), comparativement à 450 millions de dollars (0,63 $ par action) pour la même période en 2014. Le moindre apport de Bruce Power et des installations énergétiques de l'Ouest a été neutralisé en partie par le relèvement du résultat tiré du réseau Keystone, des installations énergétiques aux Etats-Unis, du pipeline d'ANR et des installations énergétiques de l'Est.
Voici les faits marquants récents au sujet des secteurs des gazoducs, des pipelines de liquides, de l'énergie et du siège social :
Gazoducs :
-- Expansions du réseau de NGTL : Le réseau de NGTL possède des
installations liées à l'offre et à la demande en cours d'aménagement de
quelque 6,8 milliards de dollars. Les approbations au titre de la
réglementation ont été reçues pour environ 2,8 milliards de dollars à ce
titre, dont des installations d'une valeur de 800 millions de dollars
sont en cours de construction. Au troisième trimestre de 2015, nous
avons poursuivi l'avancement de plusieurs projets d'investissement. Nous
avons accordé quelque 500 millions de dollars de plus à des
installations en attente de vérification réglementaire aux fins
d'approbation. Nous avons également reçu d'autres demandes de services
de réception garantie, lesquelles devraient entraîner une hausse des
dépenses en immobilisations totales du réseau de NGTL par rapport à ce
qui avait été annoncé auparavant. Par ailleurs, nous continuons de
travailler avec nos clients pour mieux répondre à leurs exigences
relatives aux dates de mise en service en 2016, 2017 et 2018.
-- Entente conclue avec des sociétés de distribution locales à propos du
projet du réseau principal de l'Est et d'Energie Est : Le 24 août 2015,
nous avons annoncé la conclusion d'une entente avec des sociétés de
distribution locales de l'Est qui règle les problèmes qu'elles avaient
par rapport à Energie Est et au projet du réseau principal de l'Est.
L'entente respecte l'engagement précédent de la société, c'est-à-dire
s'assurer qu'Energie Est et le projet du réseau principal de l'Est
fournissent aux consommateurs de gaz de l'Est du Canada une capacité de
transport de gaz naturel suffisante et obtenir une réduction des coûts
de transport de gaz naturel. Dans le cadre de l'entente, nous établirons
la taille du projet du réseau principal de l'Est pour qu'il respecte
tous les engagements fermes que nous avons pris, y compris les contrats
de transport de gaz découlant des appels de soumissions pour la nouvelle
capacité de 2016-2017 et une capacité additionnelle d'environ 50
millions de pieds cubes par jour.
Le coût en capital du projet du réseau principal de l'Est est maintenant
estimé à 2,0 milliards de dollars et sa mise en service est prévue pour
2019. Cette augmentation découle de la révision de la portée du projet à
la suite de l'entente conclue avec des sociétés de distribution locales
et de la mise à jour des estimations de coûts.
-- TGPR : Le 11 juin 2015, Pacific North West ("PNW") LNG a annoncé une
décision d'investissement finale ("DIF") positive, assujettie à deux
conditions, pour son projet proposé d'installation de liquéfaction et
d'exportation. La première condition, soit l'approbation par l'Assemblée
législative de la Colombie-Britannique d'une entente de conception de
projet entre PNW LNG et la province, a été remplie à la mi-juillet 2015.
La deuxième condition est une décision réglementaire positive de la part
du gouvernement du Canada à l'égard de l'évaluation environnementale du
projet de PNW LNG.
Au troisième trimestre de 2015, nous avons reçu les permis restants de
la B.C. Oil and Gas Commission ("BCOGC"). Nous avons donc les 11 permis
requis pour construire et exploiter TGPR. De plus, le projet a reçu les
permis environnementaux nécessaires de la B.C. Environmental Assessment
Office en novembre 2014.
Toujours au troisième trimestre de 2015, nous avons annoncé la signature
d'ententes de projet avec les Premières Nations de la rivière Blueberry
et avec la bande Metlakatla. Nous poursuivons notre engagement à l'égard
des Premières Nations et avons signé des ententes de projet avec neuf
groupes des Premières Nations situés le long de l'emprise du pipeline.
Nous sommes prêts à entreprendre la construction suivant la confirmation
de la DIF par PNW LNG. La mise en service du projet de TGPR est prévue
avoir lieu en 2020, mais son calendrier sera harmonisé avec celui de
l'installation de liquéfaction de PNW LNG.
Le projet TGPR consiste en un gazoduc de 900 kilomètres ("km") (559
milles) qui transportera du gaz depuis la zone productrice de Montney à
partir d'un point de raccordement avec le réseau de NGTL près de Fort
St. John, en Colombie-Britannique, jusqu'à l'installation de GNL
proposée de PNW LNG, près de Prince Rubert, en Colombie-Britannique.
-- Coastal GasLink : Nous avons reçu huit des dix permis de pipelines et
d'installations nécessaires de la BCOGC et prévoyons recevoir les deux
autres au quatrième trimestre de 2015. Nous poursuivons notre engagement
à l'égard des Premières Nations et avons signé des ententes de projet
avec huit groupes des Premières Nations situés le long de l'emprise du
pipeline.
Le projet pipelinier Coastal GasLink consiste en un gazoduc de 670 km
(416 milles) qui transportera du gaz naturel de la zone productrice de
Montney à partir d'un point de raccordement proposé avec le réseau de
NGTL près de Dawson Creek, en Colombie-Britannique, vers les
installations proposées de LNG Canada pour l'exportation de GNL, près de
Kitimat, également en Colombie-Britannique. Le projet est assujetti à
l'obtention des approbations réglementaires et d'une DIF positive.
Pipelines de liquides :
-- Oléoduc Energie Est : En avril 2015, nous avons annoncé que nous
n'allions pas procéder à la construction d'un terminal maritime ni d'un
réservoir connexe à Cacouna, au Québec, et ce, en raison de la
reclassification recommandée des bélugas parmi les espèces menacées. Les
modifications apportées au projet doivent être soumises à l'Office
national de l'énergie ("ONE") au quatrième trimestre de 2015. Dans
l'intervalle, l'ONE a continué à traiter le processus de demande.
La modification de la portée du projet et certaines modifications à son
calendrier devraient se traduire par une mise en service en 2020. Le
coût estimatif initial de 12 milliards de dollars devrait augmenter en
raison de l'affinement de la portée à la suite des consultations avec
les parties prenantes et de l'accroissement des coûts de construction en
fonction des révisions apportées au calendrier.
-- Keystone XL : En janvier 2015, le Département d'Etat des Etats-Unis a
relancé l'examen de l'intérêt national et a demandé aux huit organismes
fédéraux y jouant un rôle de déterminer si Keystone XL sert les intérêts
nationaux. Tous les organismes ont soumis leurs commentaires. L'issue de
la demande de permis présidentiel en instance pour le projet Keystone XL
et le moment de la réponse demeurent incertains.
Toujours en janvier 2015, Keystone XL a entrepris des procédures
d'expropriation contre des propriétaires fonciers au Nebraska qui
n'avaient pas volontairement consenti de servitudes. Ces actions ont été
intentées conformément au pouvoir d'expropriation accordé par
l'approbation du tracé de rechange par le gouverneur du Nebraska en
2013. Plusieurs propriétaires fonciers ont contesté ces actions devant
le tribunal de district du Nebraska au motif que la loi autorisant
l'approbation du gouverneur représentait une violation de la
constitution du Nebraska.
En octobre 2015, nous avons retiré nos procédures d'expropriation et
nous avons suspendu les procédures devant le tribunal constitutionnel.
Les plaignants contestent le rejet du cas; une audience à cet effet a eu
lieu le 19 octobre, et une décision est attendue au quatrième trimestre
de 2015.
Le 5 octobre 2015, nous avons présenté à la Public Service Commission
("PSC") du Nebraska une demande d'approbation du tracé dans l'Etat du
Nebraska. Le tracé soumis pour approbation est le même que celui qui
avait été approuvé par le ministère de la Qualité de l'environnement du
Nebraska en janvier 2013. Après un examen attentif, nous croyons qu'il
s'agit de l'approche la plus appropriée en vue d'une approbation et nous
attendons une décision de la PSC d'ici le troisième trimestre de 2016.
Le 2 novembre 2015, nous avons adressé une lettre au Secrétaire d'Etat
américain John Kerry pour demander que le Département d'Etat interrompe
sa revue de la demande de permis présidentiel pour Keystone XL pendant
que nous sollicitons l'approbation du tracé auprès de la PSC du
Nebraska.
Le 5 août 2015, la Public Utility Commission ("PUC") du Dakota du Sud a
mis fin aux audiences ayant fait suite à la demande de Keystone XL de
certifier à nouveau la validité de son permis dans cet Etat. La PUC
devrait prendre sa décision d'ici le premier trimestre de 2016.
Au 30 septembre 2015, nous avions investi 2,4 milliards de dollars US
dans ce projet et nous avions de plus capitalisé des intérêts de 0,4
milliard de dollars US.
-- Pipeline Grand Rapids : Le 6 août 2015, Grand Rapids Pipeline Limited
Partnership ("Grand Rapids") a conclu une entente en vue de contribuer à
la portion extrême sud du pipeline de diluant Grand Rapids, de 20 pouces
de diamètre. Il s'agit d'une coentreprise détenue à parts égales avec
Keyera Corp. ("Keyera"). Nous serons responsables de la construction du
pipeline, de 45 km de longueur (28 milles), qui s'étendra du terminal de
Keyera, à Edmonton, au terminal de Heartland, près de Fort Saskatchewan.
Keyera participera également à la construction d'une nouvelle station de
pompage au terminal d'Edmonton. Nous prévoyons que la contribution
totale de Grand Rapids dans le cadre du projet de coentreprise sera de
quelque 140 millions de dollars. Une fois la construction terminée et
les installations en service, Keyera exploitera le pipeline. La mise en
service est prévue pour le deuxième semestre de 2017, sous réserve des
approbations réglementaires requises.
Energie :
-- Acquisition d'Ironwood : Le 8 octobre 2015, nous avons conclu une
entente visant l'acquisition, auprès de Talen Energy Corporation, de la
centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel Ironwood, située à
Lebanon, en Pennsylvanie, d'une capacité nominale de 778 mégawatts
("MW"), en contrepartie de 654 millions de dollars US.
La centrale Ironwood fournit de l'énergie au marché de l'électricité de
PJM, le plus grand secteur énergétique nord-américain et celui qui
comporte le plus d'énergie liquide, notamment dans le cadre d'une
entente de trois ans déterminée aux enchères du marché de la capacité
future. Les installations fournissent une plateforme robuste à partir de
laquelle nous pourrons continuer à augmenter notre clientèle de gros,
commerciale et industrielle dans la région. Positionnées stratégiquement
à proximité des formations schisteuses de Marcellus, les installations
permettent l'accès à du gaz naturel à prix concurrentiel dans un marché
qui est en train d'effectuer la transition des centrales au charbon aux
centrales au gaz naturel.
L'acquisition devrait avoir des effets immédiats sur le résultat et les
flux de trésorerie. Plus précisément, l'acquisition devrait permettre de
générer un BAIIA d'environ 90 millions de dollars US à 110 millions de
dollars US annuellement par l'intermédiaire de paiements de capacité et
de ventes d'énergie. L'acquisition sera financée en partie par les fonds
en caisse et en partie par notre capacité d'endettement. La clôture de
la transaction est prévue pour le début du premier trimestre de 2016,
sous réserve du respect de certaines conditions.
-- Bécancour : En août 2015, nous avons conclu une entente avec Hydro-
Québec visant à modifier le contrat d'approvisionnement en électricité
pour la centrale de Bécancour. Cette modification permet à Hydro-Québec
de distribuer une puissance hivernale de pointe garantie de 570 MW à
partir de la centrale de Bécancour sur une période de 20 ans à compter
de décembre 2016. Les paiements annuels reçus pour ce nouveau service
s'ajouteront aux paiements de capacité actuels versés aux termes de
l'entente. La Régie de l'énergie a approuvé le contrat modifié en
octobre 2015.
Siège social :
-- Notre conseil d'administration a déclaré, pour le trimestre qui sera
clos le 31 décembre 2015, un dividende trimestriel de 0,52 $ par action
sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Ce montant
trimestriel correspond à un dividende annualisé de 2,08 $ par action
ordinaire.
-- Activités de financement : En juillet 2015, nous avons émis des billets
à moyen terme venant à échéance le 17 juillet 2025 et portant intérêt à
3,30 % pour un montant de 750 millions de dollars. En octobre 2015, nous
avons émis des billets à moyen terme venant à échéance le 15 novembre
2041 et portant intérêt à 4,55 % pour un montant de 400 millions de
dollars.
-- Le produit net de ces émissions sera utilisé à des fins générales et
permettra de réduire la dette à court terme ayant servi au financement
d'une partie de notre programme d'investissement et utilisée à des fins
générales.
-- Changements dans l'équipe de direction et restructuration de
l'entreprise : Le 1er octobre 2015, Alex Pourbaix a été nommé chef de
l'exploitation. Don Marchand a été nommé vice-président directeur,
Expansion des affaires et chef des finances et Kristine Delkus a été
nommée vice-présidente directrice, Relations avec les parties prenantes
et chef du contentieux. Enfin, Jim Baggs, vice-président directeur,
Exploitation et ingénierie, a annoncé son intention de prendre sa
retraite au début de 2016.
Au milieu de 2015, nous avons entrepris une initiative de
restructuration de l'entreprise. Bien que notre stratégie d'entreprise
ne soit aucunement modifiée, nous avons entrepris cette initiative en
vue de réduire les coûts dans leur ensemble et de maximiser l'efficacité
et l'efficience de nos activités actuelles. Nous prévoyons instaurer des
changements au quatrième trimestre de 2015 et en 2016.
Téléconférence et webémission :
Nous tiendrons une téléconférence et une webémission le mardi 3 novembre 2015 pour discuter des résultats financiers du troisième trimestre de 2015. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur, Expansion des affaires et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société à 9 h (HR) ou 11 h (HE).
Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 866.225.6564 ou le 416.340.2218 (région de Toronto) au moins 10 minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera webdiffusée en direct au www.transcanada.com.
La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HE), le 10 novembre 2015; il suffira de composer le 800.408.3053 ou le 905.694.9451 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 9292695.
Il est possible de consulter les états financiers consolidés intermédiaires non audités et le rapport de gestion de la société sous le profil de TransCanada sur SEDAR au www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission des Etats-Unis sur EDGAR au www.sec.gov/info/edgar.shtml, ainsi que sur le site Web de TransCanada au www.transcanada.com.
Forte d'une expérience de plus de 65 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 pipelines de liquides, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs exploité par TransCanada s'étend sur plus de 68 000 kilomètres (42 100 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 sur le continent avec une capacité de stockage de 368 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. TransCanada est en train d'aménager l'un des plus importants réseaux de transport de liquides en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la bourse de Toronto et à la bourse de New York, sous le symbole TRP. Vous pouvez consulter TransCanada.com et notre blog pour en apprendre davantage ou nous rejoindre par l'entremise des médias sociaux et de 3BL Media.
Information prospective
Le présent communiqué renferme de l'information prospective qui est assujettie à des risques et à des incertitudes importants (de tels énoncés s'accompagnent habituellement des verbes "prévoir", "s'attendre à", "devoir", "croire", "projeter", "entrevoir", "pouvoir", "estimer" ou autres termes du genre). Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document visent à fournir aux porteurs de titres et investisseurs éventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'évaluation de la direction quant aux plans futurs et perspectives financières de TransCanada et de ses filiales. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et les hypothèses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment où les énoncés ont été formulés; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la société. Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure à la présente information prospective, fournie à la date à laquelle elle est présentée dans le présent communiqué, et ne devrait pas utiliser les perspectives financières ou l'information axée sur ce qui est à venir à des fins autres que les fins prévues. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, sauf si la loi l'exige. Pour plus de renseignements au sujet des hypothèses avancées, ainsi que des risques et des incertitudes qui pourraient entraîner une modification des résultats réels par rapport aux résultats prévus, voir le rapport trimestriel de TransCanada aux actionnaires, daté du 2 novembre 2015, ainsi que le rapport annuel de 2014, accessibles dans notre site Web au www.transcanada.com ou classés sous le profil de TransCanada dans SEDAR, à l'adresse www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission ("SEC") des Etats-Unis, à l'adresse www.sec.gov.
Mesures non conformes aux PCGR
Le présent communiqué contient des références à des mesures non conformes aux PCGR, notamment le résultat comparable, le BAIIA comparable, les fonds provenant de l'exploitation et le résultat comparable par action, qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des Etats-Unis et qui pourraient, par conséquent, ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres sociétés. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin. Pour plus d'information au sujet des mesures non conformes aux PCGR, consulter le rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 2 novembre 2015.
Rapport trimestriel aux actionnaires
Troisième trimestre de 2015
Points saillants des résultats financiers
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----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars, sauf les montants par
action) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
Produits 2 944 2 451 8 449 7 569
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 402 457 1 218 1 285
par action ordinaire - de base et
dilué 0,57 $ 0,64 $ 1,72 $ 1,81 $
BAIIA comparable(1) 1 483 1 387 4 381 4 000
Résultat comparable(1) 440 450 1 302 1 204
par action ordinaire(1) 0,62 $ 0,63 $ 1,84 $ 1,70 $
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Fonds provenant de
l'exploitation(1) 1 140 1 071 3 354 3 090
Diminution (augmentation) du fonds
de roulement d'exploitation 107 171 (378) 250
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Rentrées nettes liées aux activités
d'exploitation 1 247 1 242 2 976 3 340
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations 976 744 2 748 2 381
Projets d'investissement en cours
d'aménagement 130 207 465 504
Participations comptabilisées à la
valeur de consolidation 105 66 303 195
Acquisitions - 181 - 181
Produit de la vente d'actifs,
déduction faite des coûts de
transaction - - - 187
Dividendes déclarés
Par action ordinaire 0,52 $ 0,48 $ 1,56 $ 1,44 $
Actions ordinaires en circulation -
de base (en millions)
Moyenne de la période 709 708 709 708
Fin de la période 709 709 709 709
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Le BAIIA comparable, le résultat comparable, le résultat comparable par
action ordinaire et les fonds provenant de l'exploitation sont des
mesures non conformes aux PCGR. Il y a lieu de se reporter à la rubrique
"Mesures non conformes aux PCGR" pour un complément d'information.
Rapport de gestion
2 novembre 2015
Le présent rapport de gestion renferme des renseignements visant à aider le lecteur à prendre des décisions d'investissement au sujet de TransCanada Corporation. Il porte sur nos entreprises, nos activités et notre situation financière et traite des risques et des autres facteurs ayant une incidence sur la société pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, et il doit être lu à la lumière des états financiers consolidés condensés non audités pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, qui ont été dressés conformément aux PCGR des Etats-Unis.
Le présent rapport devrait également être lu à la lumière des états financiers consolidés audités et des notes afférentes pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ainsi que du rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel de 2014.
Au sujet de la présente publication
Les termes "la société", "elle", "sa", "ses", "nous", "notre", "nos" et "TransCanada" dont fait mention le présent rapport de gestion renvoient à TransCanada Corporation et ses filiales.
Les abréviations et les acronymes qui ne sont pas définis dans le présent rapport de gestion le sont dans le glossaire contenu dans notre rapport annuel de 2014.
Tous les renseignements sont en date du 2 novembre 2015 et tous les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.
INFORMATION PROSPECTIVE
Nous communiquons de l'information prospective afin d'aider les investisseurs actuels et éventuels à comprendre l'évaluation que fait la direction de nos plans et perspectives financières pour l'avenir, ainsi que des perspectives futures en général.
Les énoncés prospectifs reposent sur certaines hypothèses et sur ce que nous savons et ce à quoi nous nous attendons présentement. Ils comprennent généralement des verbes comme "prévoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" et d'autres termes du genre.
Les énoncés prospectifs présentés dans le présent rapport de gestion peuvent inclure des renseignements portant notamment sur :
-- les perspectives commerciales;
-- notre performance sur le plan des finances et de l'exploitation, y
compris la performance de nos filiales;
-- les attentes ou les prévisions quant aux stratégies et objectifs en
matière de croissance et d'expansion;
-- les flux de trésorerie attendus et les options de financement futures à
notre disposition;
-- les coûts prévus à l'égard des projets planifiés, notamment les projets
en construction et en cours d'aménagement;
-- les calendriers projetés dans le cas des projets (notamment les dates
prévues pour la construction et l'achèvement des travaux);
-- les processus de réglementation à suivre et les résultats prévus;
-- l'incidence prévue des résultats des processus de réglementation;
-- l'issue de toute action en justice, notamment l'arbitrage et les
indemnités d'assurance;
-- les prévisions concernant les dépenses en immobilisations et les
obligations contractuelles;
-- les projections relatives aux résultats financiers et aux résultats
d'exploitation;
-- l'incidence prévue de modifications aux normes comptables à venir,
d'engagements futurs et de passifs éventuels;
-- les prévisions quant aux conditions dans l'industrie, à la conjoncture
et au contexte économique.
Les énoncés prospectifs ne constituent pas une garantie de la performance future. Les résultats et événements réels pourraient varier considérablement de ceux prévus du fait des hypothèses, des risques et des incertitudes auxquels la société est soumise ou des événements qui se produisent après la date de publication du présent rapport de gestion.
Les informations prospectives sont fondées sur les hypothèses clés qui suivent et elles sont soumises aux risques et incertitudes ci-après :
Hypothèses
-- les taux d'inflation, le prix des produits de base et les prix de
capacité;
-- le moment des opérations de financement et de couverture;
-- les décisions de réglementation et leur incidence;
-- les taux de change;
-- les taux d'intérêt;
-- les taux d'imposition;
-- les arrêts d'exploitation prévus et imprévus et le taux d'utilisation de
nos actifs pipeliniers et énergétiques;
-- l'intégrité et la fiabilité de nos actifs;
-- l'accès aux marchés financiers;
-- les prévisions relatives aux coûts de construction, calendriers et dates
d'achèvement;
-- les acquisitions et les désinvestissements.
Risques et incertitudes
-- notre capacité de mettre en oeuvre nos initiatives stratégiques;
-- la question de savoir si nos initiatives stratégiques donneront les
résultats escomptés;
-- le rendement en matière d'exploitation de nos actifs pipeliniers et
énergétiques;
-- la capacité vendue et les prix obtenus par nos entreprises pipelinières;
-- la disponibilité et le prix des produits énergétiques;
-- le montant des paiements de capacité et les produits tirés du secteur de
l'énergie;
-- les décisions de réglementation et leur incidence;
-- l'issue de toute action en justice, notamment l'arbitrage et les
indemnités d'assurance;
-- l'exécution, par nos contreparties, de leurs obligations;
-- les fluctuations du prix des produits de base du marché;
-- les changements sur le plan de la situation politique;
-- les modifications apportées aux lois et règlements dans le domaine de
l'environnement et dans d'autres domaines;
-- les facteurs liés à la 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, d'imposition et de change;
-- les conditions météorologiques;
-- la cybersécurité;
-- les innovations technologiques;
-- la conjoncture économique en Amérique du Nord et à l'échelle mondiale.
Pour un complément d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, le lecteur est prié de consulter les rapports déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières du Canada et de la SEC, notamment le rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel de 2014.
Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où elles ont été avancées. Nous ne mettons pas à jour les énoncés prospectifs pour tenir compte de nouveaux renseignements ou d'événements futurs, sauf si la loi l'exige.
POUR UN COMPLEMENT D'INFORMATION
Il est possible d'obtenir plus de renseignements au sujet de TransCanada dans notre notice annuelle et dans d'autres documents d'information accessibles dans le site Web de SEDAR (www.sedar.com).
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Nous utilisons les mesures non conformes aux PCGR suivantes :
-- BAIIA; -- BAII; -- fonds provenant de l'exploitation; -- résultat comparable; -- résultat comparable par action ordinaire; -- BAIIA comparable; -- BAII comparable; -- amortissement comparable; -- intérêts débiteurs comparables; -- intérêts créditeurs et autres charges comparables; -- charge d'impôts comparable.
Ces mesures n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des Etats-Unis, c'est pourquoi elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Pour avoir accès au rapprochement des mesures conformes et des mesures non conformes aux PCGR, prière de se reporter à la rubrique "Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR" du présent rapport de gestion.
BAIIA et BAII
Le BAIIA sert à évaluer de manière approximative les flux de trésorerie liés à l'exploitation avant les impôts. Il mesure le bénéfice avant la déduction des charges financières, des impôts sur le bénéfice, de l'amortissement, du bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle et des dividendes sur les actions privilégiées et il inclut le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation. Le BAII mesure le bénéfice tiré des activités courantes de la société. Il s'agit d'une mesure utile pour évaluer la performance et d'un outil efficace pour évaluer les tendances dans chaque secteur puisqu'il est l'équivalent de notre bénéfice sectoriel. Il est calculé de la même manière que le BAIIA, mais il exclut l'amortissement.
Fonds provenant de l'exploitation
Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Nous croyons qu'il s'agit d'une mesure utile pour évaluer les flux de trésorerie d'exploitation consolidés étant donné qu'ils excluent les fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation, qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes pour la période visée, et qu'ils fournissent une mesure uniforme de la production de rentrées par nos actifs. Voir la rubrique intitulée "Situation financière" pour un rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrées nettes liées à l'exploitation.
Mesures comparables
Pour calculer les mesures comparables, nous ajustons certaines mesures conformes aux PCGR et non conformes aux PCGR en fonction de certains postes que nous jugeons importants, mais qui ne tiennent pas compte des activités sous-jacentes pendant la période visée. Ces mesures comparables sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période au besoin.
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----------------------------------------------------------------------------
Mesure comparable Mesure initiale
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résultat comparable bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires
résultat comparable par action bénéfice net par action ordinaire
ordinaire
BAIIA comparable BAIIA
BAII comparable bénéfice sectoriel
amortissement comparable amortissement
intérêts débiteurs comparables intérêts débiteurs
intérêts créditeurs et autres charges intérêts créditeurs et autres charges
comparables
charge d'impôts comparable charge d'impôts
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----------------------------------------------------------------------------
Toute décision d'exclure un poste particulier est subjective et n'est prise qu'après un examen minutieux. Il peut s'agir notamment :
-- de certains ajustements de la juste valeur touchant des activités de
gestion des risques;
-- de remboursements et d'ajustements d'impôts sur le bénéfice et de
modifications apportées aux taux en vigueur;
-- de gains ou de pertes à la vente d'actifs;
-- de règlements issus d'actions en justice ou d'ententes contractuelles et
de règlements dans le cadre de faillites;
-- de l'incidence de décisions rendues par des organismes de réglementation
ou de règlements d'arbitrage portant sur le résultat d'exercices
précédents;
-- de coûts de restructuration;
-- de réductions de valeur d'actifs et d'investissements.
Nous excluons du calcul du résultat comparable les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur d'instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent généralement des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Etant donné que ces montants ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne sont pas représentatifs de nos activités sous-jacentes.
Résultats consolidés - troisième trimestre de 2015
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----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois
trimestres clos closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars, sauf les montants par
action) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs 528 484 1 648 1 566
Pipelines de liquides 287 226 783 613
Energie 249 359 730 832
Siège social (45) (37) (140) (107)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Total du bénéfice sectoriel 1 019 1 032 3 021 2 904
Intérêts débiteurs (341) (304) (990) (875)
Intérêts créditeurs et autres
charges 16 17 83 63
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----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur
le bénéfice 694 745 2 114 2 092
Charge d'impôts (223) (239) (680) (625)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 471 506 1 434 1 467
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle (46) (25) (145) (110)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 425 481 1 289 1 357
Dividendes sur les actions
privilégiées (23) (24) (71) (72)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 402 457 1 218 1 285
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action
ordinaire - de base et dilué 0,57 $ 0,64 $ 1,72 $ 1,81 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires a diminué respectivement de 55 millions de dollars et de 67 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes de 2014. Les résultats de 2015 comprennent les éléments suivants :
-- une charge de 6 millions de dollars après les impôts inscrite au
troisième trimestre et des indemnités de cessation d'emploi de 14
millions de dollars après les impôts inscrites pour la période de neuf
mois, dans le cadre d'une initiative de restructuration visant à
maximiser l'efficacité et l'efficience de nos activités actuelles et
d'une restructuration de notre groupe responsable des projets majeurs à
la suite de retards dans le cadre de certains projets majeurs au
deuxième trimestre de 2015;
-- un ajustement de 34 millions de dollars de la charge d'impôts au
deuxième trimestre de 2015 en raison d'une augmentation de 2 % du taux
d'imposition des sociétés en Alberta en juin 2015.
Les résultats de la période de neuf mois close le 30 septembre 2014 comprennent également les éléments suivants :
-- un gain à la vente de Cancarb Limited et de son installation connexe de
production d'électricité qui s'élève à 99 millions de dollars après les
impôts;
-- une perte nette de 32 millions de dollars après les impôts découlant de
l'échéance d'un contrat de Niska Gas Storage.
Les résultats des deux périodes comprennent des gains et des pertes non réalisés découlant de changements dans des activités de gestion des risques qui ont été retranchés du résultat comparable avec les éléments précités.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, le résultat comparable a respectivement reculé de 10 millions de dollars et grimpé de 98 millions de dollars comparativement aux mêmes périodes de 2014. Il en est question à la rubrique "Rapprochement du bénéfice net et du résultat comparable" ci-après.
RAPPROCHEMENT DU BENEFICE NET ET DU RESULTAT COMPARABLE
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----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de périodes de neuf mois
dollars, sauf les montants par trimestres clos closes
action) les 30 septembre les 30 septembre
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2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
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Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 402 457 1 218 1 285
Postes particuliers (déduction
faite des impôts):
Augmentation du taux
d'imposition des sociétés en
Alberta - - 34 -
Coûts de restructuration 6 - 14 -
Gain à la vente de Cancarb - - - (99)
Résiliation du contrat avec
Niska - 1 - 32
Activités de gestion des
risques(1) 32 (8) 36 (14)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat comparable 440 450 1 302 1 204
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action
ordinaire 0,57 $ 0,64 $ 1,72$ 1,81$
Postes particuliers (déduction
faite des impôts):
Augmentation du taux
d'imposition des sociétés en
Alberta - - 0,05 -
Coûts de restructuration 0,01 - 0,02 -
Gain à la vente de Cancarb - - - (0,14)
Résiliation du contrat avec
Niska - - - 0,04
Activités de gestion des
risques(1) 0,04 (0,01) 0,05 (0,01)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat comparable par action 0,62 $ 0,63 $ 1,84 $ 1,70 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
1 trimestres clos mois closes
Activités de gestion des risques les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques au
Canada (14) 2 (7) -
Installations énergétiques aux
Etats-Unis (5) 41 (22) 30
Stockage de gaz naturel 2 7 2 4
Change (26) (32) (25) (9)
Impôts sur le bénéfice
attribuables aux activités de
gestion des risques 11 (10) 16 (11)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Total des (pertes) gains
découlant des activités de
gestion des risques (32) 8 (36) 14
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Le résultat comparable a diminué de 10 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette situation est imputable à l'incidence nette des éléments suivants :
-- le recul du résultat de Bruce Power en raison de la baisse des volumes,
laquelle est attribuable à un nombre de jours d'arrêt d'exploitation
prévus accru et à une hausse des dépenses d'exploitation de Bruce A,
ainsi qu'en raison d'une baisse des activités contractuelles et d'une
augmentation des dépenses d'exploitation, lesquelles ont été
partiellement contrebalancées par une baisse de la charge locative de
Bruce B;
-- le résultat inférieur des installations énergétiques de l'Ouest en
raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité;
-- l'augmentation des intérêts débiteurs attribuables aux nouvelles
émissions de titres d'emprunt;
-- le relèvement du résultat attribuable au secteur Pipelines de liquides
en raison de l'accroissement des volumes non visés par des contrats du
réseau d'oléoducs Keystone;
-- la hausse du résultat des installations énergétiques aux Etats-Unis,
surtout attribuable à l'accroissement des marges et des volumes des
ventes aux clients de gros, commerciaux et industriels, laquelle a été
partiellement contrebalancée par le recul des prix de capacité réalisés
de New York;
-- la hausse des revenus de transport de l'axe principal sud-est du
pipeline d'ANR, qui a été partiellement annulée par l'accroissement des
dépenses relatives aux travaux d'ANR servant à assurer l'intégrité des
pipelines;
-- le relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Est en
raison de l'augmentation du résultat des installations d'énergie solaire
en Ontario acquises au deuxième semestre de 2014.
Le résultat comparable s'est accru de 98 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014. Cette situation est imputable à l'incidence nette des éléments qui suivent :
-- le relèvement du résultat attribuable au secteur Pipelines de liquides
en raison de l'accroissement des volumes non visés par des contrats du
réseau d'oléoducs Keystone;
-- le relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Est en
raison de l'augmentation du résultat des installations d'énergie solaire
en Ontario acquises en 2014, de l'accroissement des produits
contractuels de Bécancour et de la vente de capacité de transport de gaz
naturel inutilisée;
-- la hausse du résultat des installations énergétiques aux Etats-Unis,
surtout attribuable à l'accroissement des marges et des volumes des
ventes aux clients de gros, commerciaux et industriels, laquelle a été
principalement contrebalancée par le recul des prix de capacité réalisés
de New York et par la baisse du résultat provenant des actifs productifs
aux Etats-Unis en raison de l'incidence de la baisse des prix réalisés
pour l'électricité et de la diminution de la production;
-- le relèvement du résultat attribuable aux pipelines aux Etats-Unis et à
l'étranger en raison de la hausse des revenus de transport de l'axe sud-
est du pipeline d'ANR et du règlement conclu au premier trimestre de
2015 entre ANR et le propriétaire d'installations adjacentes pour
interruption des services commerciaux d'ANR, qui a été partiellement
annulé par l'accroissement des dépenses relatives aux travaux d'ANR
servant à assurer l'intégrité des pipelines ainsi que le résultat
supérieur découlant du prolongement de Tamazunchale, qui a été mis en
service en 2014;
-- le résultat inférieur des installations énergétiques de l'Ouest en
raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité;
-- l'augmentation des intérêts débiteurs attribuables aux émissions de
titres d'emprunt.
Le raffermissement du dollar américain au cours du trimestre par rapport à la période correspondante en 2014 a eu un effet positif sur les résultats libellés en devises de nos entreprises aux Etats-Unis, toutefois cet effet a été annulé en partie par une hausse correspondante des intérêts débiteurs sur la dette libellée en dollars américains et par les pertes réalisées sur les opérations de couverture du change utilisées pour gérer notre exposition.
PROGRAMME D'INVESTISSEMENT
Nous sommes à aménager des installations de qualité dans le cadre de notre programme d'investissement à long terme. Ces éléments d'infrastructure de longue durée reposent sur des ententes commerciales à long terme avec des contreparties solvables ou des entreprises réglementées et devraient assurer une croissance appréciable du résultat et des flux de trésorerie.
Notre programme d'investissement comprend un montant de 11 milliards de dollars destiné à des projets à court terme de petite et moyenne envergure, un montant de 35 milliards de dollars destiné à des projets à moyen et long terme de grande échelle garantis sur le plan commercial et un montant de 1 milliard de dollars au titre des acquisitions. Les montants indiqués ne tiennent pas compte de l'incidence du taux de change, de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction et des intérêts capitalisés.
Les coûts estimatifs des projets sont généralement déterminés selon les estimations les plus récentes et sont assujettis à des ajustements en raison des conditions du marché, de modifications mineures du tracé, des conditions d'obtention des permis, du calendrier des travaux et des dates relatives aux permis réglementaires.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
au 30 septembre 2015
Année de
mise en Coût
(non audité - en milliards service estimatif Dépenses
de dollars) Secteur prévue du projet à ce jour
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Projets de petite et
moyenne envergure, à court
terme
Latéral et terminal de Pipelines de
Houston liquides 2016 0,6 US 0,5 US
Topolobampo Gazoducs 2016 1,0 US 0,8 US
Mazatlan Gazoducs 2016 0,4 US 0,3 US
Grand Rapids(1) Pipelines de
liquides 2016-2017 1,5 0,4
Northern Courier Pipelines de
liquides 2017 1,0 0,5
Réseau principal au Canada Gazoducs 2015-2016 0,4 -
Réseau de NGTL - North
Montney Gazoducs 2017 1,7 0,3
- Installations de
2016-2017 Gazoducs 2016-2018 2,7 0,2
- Autres Gazoducs 2015-2017 0,5 0,2
Napanee Energie 2017 ou 2018 1,0 0,3
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
10,8 3,5
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Projets de grande échelle,
à moyen et long terme
Heartland et terminaux de Pipelines de
TC liquides (2) 0,9 0,1
Upland Pipelines de
liquides 2020 0,6 US -
Projets de Keystone
Keystone XL(3) Pipelines de
liquides (4) 8,0 US 2,4 US
Terminal Hardisty de Pipelines de
Keystone liquides (4) 0,3 0,2
Projets Energie Est
Energie Est(5) Pipelines de
liquides 2020 12,0 0,7
Réseau principal de l'Est Gazoducs 2019 2,0 0,1
Projets liés au GNL de la
côte Ouest de la Colombie-
Britannique
Coastal GasLink Gazoducs 2019+ 4,8 0,3
Projet de transport de
gaz de Prince Rupert Gazoducs 2020 5,0 0,4
Réseau de NGTL - Merrick Gazoducs 2020 1,9 -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
35,5 4,2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Acquisition
Ironwood 2016 0,7 US -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
47,0 7,7
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Correspond à notre participation de 50%.
(2) Date de mise en service à harmoniser en fonction des exigences de
l'industrie.
(3) Coût estimatif du projet en fonction du moment de l'obtention du permis
présidentiel.
(4) Environ deux ans à partir de la date de réception du permis de Keystone
XL.
(5) A l'exclusion du transfert des actifs gaziers du réseau principal au
Canada.
Perspectives
Les perspectives quant aux résultats de 2015 sont les mêmes que celles énoncées dans le rapport annuel de 2014. Pour plus de renseignements au sujet de nos perspectives, voir le rapport de gestion compris dans notre rapport annuel de 2014.
Nous prévoyons que nos dépenses en immobilisations s'élèveront à environ 5 milliards de dollars en 2015, en baisse de 1 milliard de dollars par rapport aux perspectives énoncées précédemment dans notre rapport annuel de 2014 en raison de retards dans l'exécution des projets.
Gazoducs
Le tableau qui suit constitue un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 812 750 2 493 2 357
Amortissement comparable(1) (284) (266) (845) (791)
----------------------------------------------------------------------------
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BAII comparable 528 484 1 648 1 566
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Postes particuliers(2) - - - -
----------------------------------------------------------------------------
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Bénéfice sectoriel 528 484 1 648 1 566
----------------------------------------------------------------------------
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(1) L'amortissement comparable est l'équivalent de la mesure conforme aux
PCGR "amortissement".
(2) Aucun poste particulier n'est compris dans ces périodes.
Le bénéfice sectoriel du secteur des gazoducs a progressé de 44 millions de dollars et de 82 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014 et est équivalent au BAII comparable, présenté ci-dessous avec le BAIIA comparable.
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada 289 311 876 938
Réseau de NGTL 226 213 675 637
Foothills 26 26 81 80
Autres gazoducs au Canada(1) 7 7 21 17
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable des gazoducs au
Canada 548 557 1 653 1 672
Amortissement comparable (212) (206) (632) (613)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des gazoducs au
Canada 336 351 1 021 1 059
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----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs aux Etats-Unis et à
l'échelle internationale (en
dollars US)
ANR 54 31 177 142
TC PipeLines, LP(1,2) 25 18 76 65
Great Lakes(3) 8 8 35 36
Autres gazoducs aux Etats-Unis
(Bison(4), Iroquois(1), GTN(5),
Portland(6)) 13 26 66 100
Mexique (Guadalajara, Tamazunchale) 44 43 138 117
Echelle internationale et
autres(1,7) (2) (3) 2 (5)
Participations sans contrôle(8) 68 49 208 176
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable des gazoducs aux
Etats-Unis et à l'échelle
internationale 210 172 702 631
Amortissement comparable (55) (54) (169) (162)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis et à l'échelle
internationale 155 118 533 469
Incidence du change 49 10 138 44
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis et à l'échelle
internationale (en dollars CA) 204 128 671 513
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA et BAII comparables découlant
de l'expansion des affaires (12) 5 (44) (6)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable du secteur des
gazoducs 528 484 1 648 1 566
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les résultats de TQM, de Northern Border, d'Iroquois, de TransGas et de
Gas Pacifico/INNERGY tiennent compte de la quote-part nous revenant du
bénéfice de ces actifs. En novembre 2014, nous avons vendu notre
participation dans Gas Pacifico/INNERGY.
(2) En août 2014, TC Pipelines, LP a instauré son programme d'émission
d'actions au cours du marché, ce qui réduit, lorsqu'il est utilisé,
notre participation dans TC Pipelines, LP. Le 1er octobre 2014, nous
avons vendu notre participation résiduelle de 30% dans Bison à TC
PipeLines, LP. Le 1er avril 2015, nous avons vendu notre participation
directe résiduelle de 30% dans GTN à TC PipeLines, LP. Les données ci-
après indiquent notre participation dans TC PipeLines, LP et notre
participation effective dans GTN, Bison et Great Lakes, par le
truchement de notre participation dans TC PipeLines, LP, pour les
périodes indiquées.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Pourcentage de participation au
------------------------------------------------
------------------------------------------------
30 septembre 1er avril 1er octobre 1er janvier
2015 2015 2014 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
TC PipeLines, LP 28,2 28,3 28,3 28,9
Participation effective par
le truchement de TC
PipeLines, LP :
Bison 28,2 28,3 28,3 20,2
GTN 28,2 28,3 19,8 20,2
Great Lakes 13,1 13,1 13,1 13,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(3) Ces données représentent notre participation directe de 53,6%. TC
PipeLines, LP détient la participation restante de 46,4%.
(4) Depuis le 1er octobre 2014, nous n'avons aucune participation directe
dans Bison. Notre participation directe antérieure était de 30% au 1er
juillet 2013.
(5) Depuis le 1er avril 2015, nous n'avons aucune participation directe dans
GTN. Notre participation directe antérieure était de 30% au 1er juillet
2013.
(6) Ces données représentent notre participation de 61,7%.
(7) Ces données comprennent la quote-part nous revenant du bénéfice de Gas
Pacifico/INNERGY et de TransGas, ainsi que les frais généraux et frais
d'administration liés à nos gazoducs aux Etats-Unis et à l'échelle
internationale. En novembre 2014, nous avons vendu notre participation
dans Gas Pacifico/INNERGY.
(8) Le BAIIA comparable découlant de la participation de TC PipeLines, LP et
de Portland dans des tronçons qui ne nous appartiennent pas.
GAZODUCS AU CANADA
Le BAIIA comparable et le bénéfice net des gazoducs à tarifs réglementés au Canada varient généralement selon le RCA approuvé, la base d'investissement, le ratio du capital-actions ordinaire réputé, les revenus incitatifs ou les pertes et certains frais financiers. Les variations de l'amortissement, des charges financières et des impôts ont également une incidence sur le BAIIA et le BAII comparables, mais non sur le bénéfice net puisque ces éléments sont recouvrés par le truchement des produits au moyen des coûts transférés.
BENEFICE NET - GAZODUCS DETENUS EN PROPRIETE EXCLUSIVE AU CANADA
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Réseau principal au Canada 47 61 161 185
Réseau de NGTL 70 61 200 182
Foothills 3 5 11 13
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----------------------------------------------------------------------------
Le bénéfice net du réseau principal au Canada a baissé de 14 millions de dollars et de 24 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014. Cette diminution du bénéfice net est principalement attribuable au RCA inférieur, soit 10,10 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % en 2015, comparativement à un RCA de 11,5 % en 2014, et à une base d'investissement moins élevée en 2015, éléments contrebalancés en partie par la hausse des revenus incitatifs enregistrés en 2015, principalement au deuxième trimestre.
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, le bénéfice net du réseau de NGTL a progressé de 9 millions de dollars et de 18 millions de dollars, comparativement aux mêmes périodes en 2014, principalement en raison d'une base d'investissement moyenne plus élevée et des pertes incitatives au titre des coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration réalisées en 2014 aux termes du règlement de NGTL pour 2013-2014.
GAZODUCS AUX ETATS-UNIS ET A L'ECHELLE INTERNATIONALE
Les volumes contractuels, les volumes livrés et les tarifs demandés, de même que les coûts de prestation des services, notamment les coûts d'exploitation, d'entretien et d'administration et les impôts fonciers, sont autant de facteurs qui influent généralement sur les résultats de nos gazoducs aux Etats-Unis. Les résultats d'ANR dépendent en outre de l'établissement de contrats et de prix à l'égard de sa capacité de stockage et des ventes de produits de base connexes.
Le BAIIA comparable des gazoducs aux Etats-Unis et à l'échelle internationale a augmenté de 38 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, comparativement à la même période en 2014. Cette hausse est imputable à l'incidence nette de l'accroissement des revenus de transport de l'axe principal sud-est du pipeline d'ANR, contrebalancé en partie par la progression des dépenses relatives aux travaux servant à assurer l'intégrité des pipelines d'ANR.
Le BAIIA comparable des gazoducs aux Etats-Unis et à l'échelle internationale a augmenté de 71 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, comparativement à la même période en 2014. Cette hausse est imputable à l'incidence nette des facteurs suivants :
-- la hausse des revenus de transport de l'axe principal sud-est du
pipeline d'ANR et le règlement conclu au premier trimestre de 2015 entre
ANR et un propriétaire d'installations adjacentes pour dommages causés à
un pipeline d'ANR, facteurs partiellement contrebalancés par
l'accroissement des dépenses relatives aux travaux servant à assurer
l'intégrité des pipelines d'ANR;
-- le résultat supérieur découlant du prolongement de Tamazunchale qui a
été mis en service en 2014.
Le raffermissement du dollar américain a eu une incidence positive sur le résultat comparable équivalent de nos installations aux Etats-Unis et à l'étranger en dollars canadiens.
AMORTISSEMENT COMPARABLE
L'amortissement comparable a progressé de 18 millions de dollars et de 54 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, comparativement aux mêmes périodes en 2014, principalement en raison du relèvement de la base d'investissement sur le réseau de NGTL, de l'amortissement relatif à l'achèvement du prolongement de Tamazunchale et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.
EXPANSION DES AFFAIRES
Les charges d'expansion des affaires ont augmenté de 17 millions de dollars et de 38 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison surtout de l'intensification des activités d'expansion des affaires ainsi que du recouvrement, au troisième trimestre de 2014, des sommes dues par les partenaires en 2013 en vertu de la loi intitulée Alaska Gasline Inducement Act.
DONNEES SUR L'EXPLOITATION - GAZODUCS DETENUS EN PROPRIETE EXCLUSIVE
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périodes de neuf mois Réseau principal Réseau de
closes les 30 septembre au Canada(1) NGTL(2) ANR(3)
---------------- ---------------- ----------------
---------------- ---------------- ----------------
(non audité) 2015 2014 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Base d'investissement
moyenne (en millions de
dollars) 4 840 5 632 6 599 6 205 s.o. s.o.
Volumes livrés (en Gpi(3))
Total 1 204 1 264 2 871 2 857 1 212 1 202
Moyenne quotidienne 4,4 4,6 10,5 10,5 4,4 4,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les volumes livrés par le réseau principal au Canada représentent les
livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à l'exportation. Pour la
période de neuf mois close le 30 septembre 2015, les réceptions
physiques en provenance de la frontière de l'Alberta et de la
Saskatchewan ont totalisé 833 Gpi3 (940 Gpi3 en 2014). La moyenne
quotidienne était de 3,1 Gpi3 (3,5 Gpi3 en 2014).
(2) Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, les réceptions
sur place ont totalisé 2 994 Gpi3 (2 857 Gpi3 en 2014). La moyenne
quotidienne était de 11,0 Gpi3 (10,5 Gpi3 en 2014).
(3) Selon les tarifs actuels, qui sont approuvés par la FERC, les
fluctuations de la base tarifaire moyenne n'influent pas sur les
résultats.
Pipelines de liquides
Le tableau qui suit présente un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 355 281 980 771
Amortissement comparable(1) (68) (55) (197) (158)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 287 226 783 613
Postes particuliers(2) - - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice sectoriel 287 226 783 613
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) L'amortissement comparable est l'équivalent de la mesure conforme aux
PCGR "amortissement".
(2) Aucun poste particulier n'est compris dans ces périodes.
Le bénéfice sectoriel du secteur des pipelines de liquides a progressé de 61 millions de dollars et de 170 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014 et est équivalent au BAII comparable, présenté ci-dessous avec le BAIIA comparable.
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----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
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Réseau d'oléoducs Keystone 363 275 997 779
Expansion des affaires dans le
secteur des pipelines de liquides (8) 6 (17) (8)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable du secteur des
pipelines de liquides 355 281 980 771
Amortissement comparable (68) (55) (197) (158)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable du secteur des
pipelines de liquides 287 226 783 613
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable libellé comme suit:
Dollars CA 58 58 175 157
Dollars US 173 155 480 417
Incidence du change 56 13 128 39
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
287 226 783 613
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Le BAIIA comparable dans le cas de notre réseau d'oléoducs Keystone provient principalement de la capacité offerte aux expéditeurs en échange de paiements mensuels fixes n'ayant aucun lien avec les volumes de débit. La capacité non visée par des contrats est proposée sur le marché au comptant, ce qui offre des occasions de produire un bénéfice supplémentaire.
Le BAIIA comparable du réseau d'oléoducs Keystone s'est accru de 88 millions de dollars et de 218 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 par rapport aux mêmes périodes en 2014. Cette augmentation est attribuable principalement aux éléments suivants :
-- l'accroissement des volumes non liés à des contrats;
-- le raffermissement du dollar américain et son effet positif sur
l'incidence du change;
-- le résultat supplémentaire découlant du prolongement de l'oléoduc sur la
côte du golfe, mis en service vers la fin de janvier 2014.
EXPANSION DES AFFAIRES
Les charges d'expansion des affaires ont augmenté de 14 millions de dollars et de 9 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 en raison de l'intensification des activités d'expansion des affaires.
AMORTISSEMENT COMPARABLE
L'amortissement comparable a progressé de 13 millions de dollars et de 39 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison de la mise en service du prolongement de l'oléoduc sur la côte du golfe et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.
Energie
Le tableau qui suit constitue un rapprochement du BAIIA comparable et du BAII comparable (nos mesures non conformes aux PCGR) avec le bénéfice sectoriel (l'équivalent des mesures conformes aux PCGR).
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
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BAIIA comparable 345 387 1 005 963
Amortissement comparable(1) (79) (76) (248) (230)
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BAII comparable 266 311 757 733
----------------------------------------------------------------------------
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Postes particuliers (avant les
impôts) :
Gain à la vente de Cancarb - - - 108
Résiliation du contrat avec Niska - (2) - (43)
Activités de gestion des risques (17) 50 (27) 34
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice sectoriel 249 359 730 832
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) L'amortissement comparable est l'équivalent de la mesure conforme aux
PCGR "amortissement".
Le bénéfice sectoriel tiré du secteur de l'énergie a diminué de 110 millions de dollars et de 102 millions de dollars respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014 et il comprend les gains et les pertes non réalisés découlant des activités de gestion des risques qui suivent :
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-----------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
Activités de gestion des trimestres clos mois closes
risques les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars, avant les impôts) 2015 2014 2015 2014
-----------------------------------------------------------------------
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Installations énergétiques au
Canada (14) 2 (7) -
Installations énergétiques aux
Etats-Unis (5) 41 (22) 30
Stockage de gaz naturel 2 7 2 4
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Total des (pertes) gains
découlant des activités de
gestion des risques (17) 50 (27) 34
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Les écarts sur 12 mois observés sur ces gains et pertes non réalisés reflètent l'incidence des changements sur les prix à terme pour le gaz et l'énergie et le volume de nos positions pour ces dérivés pour une certaine période. Cependant, ils ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement ou l'effet compensateur des autres transactions de produits dérivés ou non dérivés qui composent notre entreprise en général. Par conséquent, nous estimons qu'ils ne sont pas représentatifs de nos activités sous-jacentes.
Le solde du bénéfice sectoriel du secteur de l'énergie est l'équivalent du BAII comparable qui, ainsi que le BAIIA, est examiné ci-dessous.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques au
Canada
Installations énergétiques de
l'Ouest 24 75 73 193
Installations énergétiques de l'Est 87 76 309 239
Bruce Power 57 111 202 199
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable des installations
énergétiques au Canada(1) 168 262 584 631
Amortissement comparable (47) (44) (141) (133)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques au Canada(1) 121 218 443 498
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques aux
Etats-Unis (en dollars US)
BAIIA comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis 141 117 338 291
Amortissement comparable (23) (26) (78) (80)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis 118 91 260 211
Incidence du change 36 8 68 19
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis (en
dollars CA) 154 99 328 230
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable des installations
de stockage de gaz naturel et
autres (1) 3 8 32
Amortissement comparable (3) (3) (9) (9)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable des installations
de stockage de gaz naturel et
autres (4) - (1) 23
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA et BAII comparables découlant
de l'expansion des affaires (5) (6) (13) (18)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable du secteur de
l'énergie(1) 266 311 757 733
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Ces données incluent la quote-part nous revenant du bénéfice d'ASTC
Power Partnership, de Portlands Energy et de Bruce Power.
Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a chuté de 42 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, un effet net des éléments suivants :
-- le recul du résultat de Bruce Power en raison de la baisse des volumes,
laquelle est attribuable à un nombre de jours d'arrêt d'exploitation
prévus accru et à une hausse des dépenses d'exploitation de Bruce A,
ainsi qu'en raison d'une baisse des activités contractuelles et d'une
augmentation des dépenses d'exploitation, lesquelles ont été
partiellement contrebalancées par une baisse de la charge locative de
Bruce B;
-- le résultat inférieur des installations énergétiques de l'Ouest en
raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité;
-- la hausse du résultat des installations énergétiques aux Etats-Unis,
surtout attribuable à l'accroissement des marges et des volumes des
ventes aux clients de gros, commerciaux et industriels, laquelle a été
partiellement contrebalancée par le recul des prix de capacité réalisés
de New York;
-- le relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Est en
raison du résultat supplémentaire provenant des installations d'énergie
solaire en Ontario acquises en 2014;
-- le raffermissement du dollar américain et son effet positif sur
l'incidence du change.
Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a progressé de 42 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, un effet net des éléments suivants :
-- le relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Est en
raison de l'augmentation du résultat des installations d'énergie solaire
en Ontario acquises en 2014, de l'accroissement des produits
contractuels de Bécancour et de la vente de capacité de transport de gaz
naturel inutilisée;
-- la hausse du résultat des installations énergétiques aux Etats-Unis,
surtout attribuable à l'accroissement des marges et des volumes des
ventes aux clients de gros, commerciaux et industriels, laquelle a été
principalement contrebalancée par le recul des prix de capacité réalisés
de New York et par la baisse du résultat provenant des actifs productifs
aux Etats-Unis en raison de l'incidence de la baisse des prix réalisés
pour l'électricité et de la diminution de la production;
-- le résultat inférieur des installations énergétiques de l'Ouest en
raison de la baisse des prix réalisés pour l'électricité;
-- le bénéfice moindre tiré du stockage de gaz naturel par suite de la
réduction des écarts de prix réalisés sur le gaz naturel;
-- le raffermissement du dollar américain et son effet positif sur
l'incidence du change.
INSTALLATIONS ENERGETIQUES AU CANADA
Installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits(1)
Installations énergétiques de
l'Ouest 126 206 412 547
Installations énergétiques de l'Est 119 92 358 322
Autres(2) 1 - 49 57
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
246 298 819 926
(Perte) bénéfice tiré(e) des
participations comptabilisées à la
valeur de consolidation(3) (2) 14 13 42
Achats de produits de base revendus (83) (105) (266) (296)
Coûts d'exploitation des centrales
et autres (64) (54) (191) (240)
Exclusion faite des activités de
gestion des risques(1) 14 (2) 7 -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 111 151 382 432
Amortissement comparable (47) (44) (141) (133)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 64 107 241 299
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Ventilation du BAIIA comparable
Installations énergétiques de
l'Ouest 24 75 73 193
Installations énergétiques de l'Est 87 76 309 239
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 111 151 382 432
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments
financiers dérivés utilisés aux fins de la gestion des actifs des
installations énergétiques au Canada sont présentés en tant que montant
net dans les produits tirés des installations énergétiques de l'Est et
de l'Ouest. Les gains et les pertes non réalisés sur les instruments
financiers dérivés compris dans les produits sont exclus afin d'en
arriver au BAIIA comparable.
(2) Ces données comprennent les produits tirés de la vente de la capacité de
transport de gaz naturel non utilisée, de la vente de gaz naturel
excédentaire acheté pour la production d'électricité et les ventes de
noir de carbone thermique de Cancarb jusqu'au 15 avril 2014, date de sa
vente.
(3) Ces données tiennent compte de notre quote-part (de la perte) du
bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de
Sundance B, et de Portlands Energy. La quote-part (de la perte) du
bénéfice ne comprend pas les résultats liés à nos activités de gestion
des risques.
Volumes des ventes et capacité disponible des centrales
Ces données comprennent notre quote-part des volumes découlant de nos participations comptabilisées à la valeur de consolidation.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
(non audité) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes (en GWh)
Offre
Electricité produite
Installations énergétiques de
l'Ouest 589 637 1 876 1 857
Installations énergétiques de
l'Est 1 083 563 3 145 2 436
Achats
CAE de Sundance A et B et de
Sheerness et autres(1) 2 948 2 791 7 808 8 189
Autres achats 67 2 95 9
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
4 687 3 993 12 924 12 491
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Ventes
Electricité vendue à contrat
Installations énergétiques de
l'Ouest 2 188 2 585 5 627 7 480
Installations énergétiques de
l'Est 1 083 563 3 145 2 436
Electricité vendue au comptant
Installations énergétiques de
l'Ouest 1 416 845 4 152 2 575
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
4 687 3 993 12 924 12 491
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Capacité disponible des
centrales(2)
Installations énergétiques de
l'Ouest(3) 96 % 96 % 97 % 95 %
Installations énergétiques de
l'Est(4,5) 96 % 99 % 97 % 90 %
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Ces données tiennent compte de notre participation de 50% dans les
volumes de Sundance B par le truchement d'ASTC Power Partnership.
(2) Le pourcentage de temps pendant lequel la centrale est disponible pour
produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(3) Ces données excluent les installations qui nous fournissent de
l'électricité aux termes de CAE.
(4) La centrale de Bécancour a été exclue du calcul de la capacité
disponible étant donné que sa production d'électricité est interrompue
depuis 2008.
(5) La moindre capacité disponible des installations énergétiques de l'Est
pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2014 est attribuable
à un arrêt à des fins d'entretien au deuxième trimestre de 2014.
Installations énergétiques de l'Ouest
Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a diminué de 51 millions de dollars et de 120 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison de la diminution des prix réalisés pour l'électricité.
Le prix moyen au comptant de l'électricité en Alberta a diminué de 59 % pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, passant de 64 $ le MWh à 26 $ le MWh, et a baissé de 34 % pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, passant de 56 $ le MWh à 37 $ le MWh, par rapport aux périodes correspondantes de 2014. L'ajout de nouvelles centrales au gaz naturel et éoliennes au cours des 12 derniers mois a contribué à un marché bien approvisionné. De plus, nous avons observé un nombre nettement moindre d'heures à prix élevé, et ce, malgré la période de consommation d'énergie de pointe de l'été. Les prix réalisés pour l'électricité vendue peuvent être supérieurs ou inférieurs aux prix de l'électricité sur le marché au comptant à un moment précis en raison des activités de passation de contrats.
La diminution de la quote-part du bénéfice de 16 millions de dollars et de 29 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014 est principalement attribuable à l'incidence de la baisse des prix du marché au comptant en Alberta sur le bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui détient notre participation de 50 % dans la CAE de Sundance B. La quote-part du bénéfice ne comprend pas l'incidence des activités contractuelles connexes.
La baisse des prix au comptant de l'électricité en Alberta devrait se poursuivre à court terme et les résultats des installations énergétiques de l'Ouest en 2015 devraient être de beaucoup inférieurs à ceux de 2014 et moins élevés que ne laissaient prévoir nos perspectives initiales dans notre rapport annuel de 2014, et ce, en raison d'une offre excédentaire qui a perduré sur le marché de l'électricité en Alberta.
Au troisième trimestre de 2015, 61 % des ventes des installations énergétiques de l'Ouest ont eu lieu aux termes de contrats, comparativement à 75 % au troisième trimestre de 2014.
Installations énergétiques de l'Est
Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Est a progressé de 11 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, surtout en raison du résultat supplémentaire provenant des installations d'énergie solaire acquises en 2014.
Le BAIIA comparable pour les installations énergétiques de l'Est s'est accru de 70 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période en 2014, surtout en raison du résultat supplémentaire provenant des installations solaires acquises en 2014, de l'accroissement des produits contractuels de Bécancour, de la vente de capacité de transport de gaz naturel inutilisée et de la hausse du résultat de Halton Hills.
BRUCE POWER
Quote-part nous revenant
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars, sauf indication
contraire) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice tiré des participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation(1)
Bruce A 16 62 163 109
Bruce B 41 49 39 90
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
57 111 202 199
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Comprend ce qui suit :
Produits 298 330 945 895
Charges d'exploitation (159) (140) (498) (461)
Amortissement et autres (82) (79) (245) (235)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
57 111 202 199
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power - Données
complémentaires
Capacité disponible des
centrales(2)
Bruce A 73 % 83 % 87 % 76 %
Bruce B 98 % 99 % 83 % 92 %
Capacité cumulée de Bruce Power 86 % 91 % 85 % 84 %
Jours d'arrêt d'exploitation prévus
Bruce A 87 34 126 118
Bruce B 1 - 161 74
Jours d'arrêt d'exploitation
imprévus
Bruce A 8 25 19 130
Bruce B - - 11 -
Volumes des ventes (en GWh)(1)
Bruce A 2 374 2 653 8 339 7 227
Bruce B 2 247 2 262 5 631 6 282
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
4 621 4 915 13 970 13 509
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Prix de vente réalisé par MWh(3 )
Bruce A 73 $ 72 $ 73 $ 72 $
Bruce B 54 $ 55 $ 54 $ 55 $
Capacité cumulée de Bruce Power 62 $ 62 $ 63 $ 62 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Ces données tiennent compte de notre participation de 48,9% dans Bruce A
et de 31,6% dans Bruce B. Les volumes des ventes incluent la production
réputée.
(2) Le pourcentage de temps pendant lequel la centrale est disponible pour
produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(3) Les calculs sont fondés sur la production réelle et la production
réputée. Les prix de vente réalisés par MWh de Bruce B comprennent les
produits reçus conformément au mécanisme de prix plancher et
conformément aux règlements de contrat.
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce A a accusé un recul de 46 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période de 2014, principalement en raison de la baisse des volumes découlant d'un nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation prévus et de la hausse des charges d'exploitation.
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce A a augmenté de 54 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'augmentation des volumes résultant de la diminution des jours d'arrêt d'exploitation imprévus, partiellement contrée par l'accroissement des charges d'exploitation.
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce B a diminué de 8 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comparativement à la même période de 2014, principalement en raison des pertes sur les activités contractuelles et de la hausse des charges d'exploitation, lesquelles ont été partiellement contrebalancées par la diminution de la charge locative aux termes du contrat de location avec l'Ontario Power Generation ("OPG").
La quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce B a diminué de 51 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement à la même période de 2014, principalement en raison de la diminution des volumes découlant du nombre accru de jours d'arrêt d'exploitation prévus, des pertes sur les activités contractuelles et de la montée des charges d'exploitation, effets partiellement contrebalancés par une diminution de la charge locative aux termes du contrat de location avec l'OPG. En avril 2015, tous les réacteurs de Bruce B ont été mis hors service pour permettre l'inspection du bâtiment sous vide de Bruce B, inspection qui doit avoir lieu environ une fois tous les dix ans, selon les exigences de la Commission canadienne de sûreté nucléaire. L'inspection, de même que l'entretien prévu du réacteur 6, ont été effectués avec succès au deuxième trimestre de 2015.
Aux termes d'un contrat conclu avec la SIERE, toute la production de Bruce A est vendue à un prix fixe par MWh qui est ajusté le 1er avril de chaque année en fonction de l'inflation.
---------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------- Prix fixe de Bruce A par MWh ---------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------- Du 1er avril 2015 au 31 mars 2016 73,42 $ Du 1er avril 2014 au 31 mars 2015 71,70 $ Du 1er avril 2013 au 31 mars 2014 70,99 $
Aux termes du même contrat, toute l'électricité produite par les réacteurs de Bruce B est assujettie à un prix plancher ajusté le 1er avril de chaque année en fonction de l'inflation.
---------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------- Prix plancher de Bruce B par MWh ---------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------- Du 1er avril 2015 au 31 mars 2016 54,13 $ Du 1er avril 2014 au 31 mars 2015 52,86 $ Du 1er avril 2013 au 31 mars 2014 52,34 $
Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Nous prévoyons que les prix au comptant de l'électricité demeureront sous le prix plancher tout au long de 2015. Par conséquent, aucun montant reçu conformément au mécanisme de prix plancher en 2015 ne devrait être remboursé. Les montants reçus au-delà de celui-ci au premier trimestre de 2014 ont été remboursés à la SIERE en janvier 2015.
Le contrat conclu avec la SIERE prévoit par ailleurs un paiement si la SIERE met un frein à la production de Bruce Power pour assurer l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité ou pour composer avec d'autres conditions d'exploitation du réseau électrique de l'Ontario. Le montant de la réduction est considéré comme une "production réputée" pour laquelle Bruce Power reçoit le prix fixe, le prix plancher ou le prix sur le marché au comptant qui s'applique aux termes du contrat.
Bruce B conclut également des contrats de vente à prix fixe aux termes desquels la centrale reçoit ou paie l'écart entre le prix contractuel et le prix sur le marché au comptant.
Les pourcentages de capacité globale disponible pour 2015 devraient se situer autour de 85 % pour Bruce A et Bruce B. En juillet 2015, une période d'arrêt a commencé en raison de travaux à effectuer sur le réacteur 4 de Bruce A. Les travaux devraient se terminer au début de novembre 2015.
INSTALLATIONS ENERGETIQUES AUX ETATS-UNIS
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----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars US) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Installations énergétiques(1) 568 439 1 552 1 493
Capacité 99 112 254 278
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
667 551 1 806 1 771
Achats de produits de base revendus (412) (260) (1 159) (1 027)
Coûts d'exploitation des centrales
et autres(2) (118) (137) (326) (426)
Exclusion faite des activités de
gestion des risques(1) 4 (37) 17 (27)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 141 117 338 291
Amortissement comparable (23) (26) (78) (80)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 118 91 260 211
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments
financiers dérivés utilisés aux fins de la gestion des actifs des
installations énergétiques aux Etats-Unis sont présentés en tant que
montant net dans les produits tirés des installations énergétiques. Les
gains et les pertes non réalisés sur les instruments financiers dérivés
compris dans les produits sont exclus afin d'en arriver au BAIIA
comparable.
(2) Ces données comprennent le coût du combustible utilisé pour la
production.
Volumes des ventes et capacité disponible des centrales
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois
trimestres clos closes
les 30 septembre les 30 septembre
---------------------- ----------------------
---------------------- ----------------------
(non audité) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Volumes des ventes physiques
(en GWh)
Offre
Electricité produite 2 707 2 918 5 756 6 162
Achats 6 919 3 970 15 800 9 931
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
9 626 6 888 21 556 16 093
Capacité disponible des
centrales(1,2) 93 % 94 % 77 % 89 %
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Le pourcentage de temps pendant lequel la centrale est disponible pour
produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
(2) La capacité disponible des centrales a été moins élevée pour la période
de neuf mois clos le 30 septembre 2015 que pour les mêmes périodes en
2014 en raison d'une interruption de service imprévue aux installations
de Ravenswood. La centrale a été remise en service en mai 2015.
Installations énergétiques aux Etats-Unis - Données complémentaires
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Prix moyens de l'électricité sur le
marché au comptant (en dollar US
par MWh)
Nouvelle-Angleterre(1) 29 34 47 73
New York(2) 31 35 44 70
Prix moyens de capacité sur le
marché au comptant de New York(2)
(en dollars US par kilowatt par
mois) 15,27 18,47 12,18 14,64
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Prix au carrefour du Massachusetts, toutes les heures, de l'ISO de la
Nouvelle-Angleterre.
(2) Ces données représentent le marché du secteur J de New York, où sont
situées les installations de Ravenswood.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis s'est accru de 24 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'incidence nette des éléments suivants :
-- l'augmentation des marges et la hausse des ventes à des clients des
secteurs de gros, commercial et industriel sur les marchés de PJM et
ceux de la Nouvelle-Angleterre;
-- le recul des prix de capacité réalisés de New York.
Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux Etats-Unis a progressé de 47 millions de dollars US pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 par rapport à la même période en 2014, principalement en raison de l'incidence nette des éléments suivants :
-- l'augmentation des marges et la hausse des volumes de ventes à des
clients des secteurs de gros, commercial et industriel sur les marchés
de PJM et ceux de la Nouvelle-Angleterre;
-- le recul des prix de capacité réalisés de New York;
-- la baisse des prix réalisés pour l'électricité et celle de la production
à nos installations à New York et en Nouvelle-Angleterre, partiellement
contrebalancées par la baisse des coûts du combustible.
Les prix de gros de l'électricité dans la région de New York et en Nouvelle-Angleterre ont affiché une baisse pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 par rapport aux mêmes périodes en 2014. En Nouvelle-Angleterre, les prix au comptant de l'électricité pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 ont chuté respectivement de 15 % et de 36 % comparativement aux mêmes périodes en 2014. A New York, les prix au comptant de l'électricité ont faibli respectivement de 11 % et de 37 % pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014. Les deux marchés ont connu une baisse des prix du gaz naturel en 2015 comparativement à 2014. Les baisses du prix du mazout et l'augmentation de la disponibilité du gaz naturel liquéfié à l'hiver 2015 ont contribué à atténuer l'incidence des contraintes liées aux pipelines et à limiter les pointes de prix marquées par rapport à l'hiver 2014.
Le prix de capacité sur le marché au comptant à New York a baissé en moyenne de 17 % pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014, principalement en raison de l'augmentation de l'approvisionnement opérationnel disponible sur le marché de la zone J de New York.
Les volumes physiques d'électricité et les volumes achetés d'électricité vendus aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel ont été plus élevés qu'aux mêmes périodes en 2014 puisque nous avons élargi notre clientèle sur les marchés de PJM et de la Nouvelle-Angleterre. La baisse des prix des produits de base et l'atténuation de la volatilité des prix ont contribué à l'augmentation des marges sur vente aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel en réduisant les coûts liés aux volumes achetés pour respecter les engagements en matière de ventes d'électricité envers ces derniers.
Au 30 septembre 2015, les installations énergétiques aux Etats-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 1 500 GWh d'électricité, ou 72 % de leur production prévue, pour le reste de 2015 et pour environ 4 800 GWh, ou 52 % de leur production prévue, pour 2016. La production prévue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et éoliennes, des prix des produits de base et de la répartition des actifs en découlant. Les ventes d'électricité fluctuent en fonction de la consommation des clients.
STOCKAGE DE GAZ NATUREL ET AUTRES
Le BAIIA comparable du secteur a baissé respectivement de 4 millions de dollars et de 24 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes de 2014. Ces diminutions proviennent principalement de la baisse des produits tirés du stockage de gaz naturel exclusif et du stockage auprès de tiers par suite de la réduction des écarts des prix du gaz naturel réalisés et de l'extrême volatilité des prix du gaz naturel au premier trimestre de 2014.
Faits récents
GAZODUCS
Gazoducs réglementés au Canada
Réseau de NGTL
Le réseau de NGTL possède environ 6,8 milliards de dollars d'installations liées à l'offre et à la demande en cours d'aménagement. Les approbations au titre de la réglementation ont été reçues pour environ 2,8 milliards de dollars pour ces installations, dont des installations d'une valeur de 800 millions de dollars sont en cours de construction. Au troisième trimestre de 2015, nous avons poursuivi l'avancement de plusieurs projets d'investissement et nous avons présenté des demandes pour d'autres installations d'une valeur d'environ 500 millions de dollars qui doivent faire l'objet d'un examen réglementaire en vue de leur approbation. Nous avons également reçu d'autres demandes de services de réception garantie, lesquelles devraient entraîner une hausse des dépenses en immobilisations totales du réseau de NGTL au-delà des prévisions annoncées antérieurement pour le programme et nous continuons de travailler avec nos clients pour mieux répondre à leurs exigences relatives aux dates de mise en service en 2016, 2017 et 2018.
Réseau principal North Montney
En avril 2015, l'ONE a publié un rapport recommandant au gouvernement fédéral d'approuver le projet de canalisation principale North Montney, de 1,7 milliard de dollars, qui se traduira par une nouvelle capacité importante sur le réseau NGTL, ce qui permettra de répondre aux exigences en matière de transport liées à l'accroissement rapide de la mise en valeur des ressources de gaz naturel dans le bassin de Montney, situé dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique. Le projet permettra aux ressources du bassin de Montney et du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien d'accéder aux marchés du gaz naturel en place et futurs, y compris des marchés de GNL.
Le projet de canalisation principale North Montney sera formé de deux tronçons de gazoduc de 42 pouces de diamètre, Aitken Creek et Kahta, pour un total de quelque 301 km (187 milles) de longueur; seront également compris les installations de comptage, l'emplacement des vannes et les installations de compression. Le projet inclut également un point de raccordement avec notre projet proposé de transport de gaz de Prince Rupert ("TGPR") permettant de fournir du gaz naturel à l'installation de liquéfaction et d'exportation de GNL proposée de Pacific NorthWest ("PNW") LNG, non loin de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Nous nous attendons à ce que la mise en service du tronçon d'Aitken Creek et du tronçon de Kahta ait lieu en 2017.
L'ONE a également approuvé la conception des droits intégrée demandée pour le projet de canalisation principale North Montney sur une période de transition, à certaines conditions que nous évaluons à l'heure actuelle. Après la période de transition, nous pourrons soit soumettre une méthode de tarification révisée à l'ONE, soit appliquer des droits calculés à part pour le projet. Nous collaborons avec les expéditeurs pour déterminer une approche appropriée qui répond le mieux aux exigences du marché.
Le gouvernement fédéral a approuvé les recommandations du rapport de l'ONE. En juin 2015, l'organisme a délivré un certificat d'utilité publique afin de permettre au projet d'aller de l'avant sous réserve de certaines modalités. Selon l'une de ces modalités, la construction du projet de canalisation principale North Montney peut commencer uniquement après la confirmation de la réception d'une décision d'investissement finale ("DIF") à l'égard du projet proposé de PNW LNG et que nous allons de l'avant avec la construction du projet TGPR.
Réseau principal au Canada
Entente conclue avec des sociétés de distribution locales à propos d'Energie Est et du projet du réseau principal de l'Est
Le 24 août 2015, nous avons annoncé la conclusion d'une entente avec des sociétés de distribution locales de l'Est qui règle les problèmes que ces dernières avaient avec Energie Est et le projet du réseau principal de l'Est. L'entente respecte l'engagement précédent de la société, c'est-à-dire s'assurer qu'Energie Est et le projet du réseau principal de l'Est fournissent aux consommateurs de gaz de l'Est du Canada une capacité de transport de gaz naturel suffisante et obtenir une réduction des coûts de transport de gaz naturel. Dans le cadre de l'entente, nous établirons la taille du projet du réseau principal de l'Est pour qu'il respecte tous les engagements fermes que nous avons pris, y compris les contrats de transport de gaz découlant des appels de soumissions pour la nouvelle capacité de 2016-2017 et une capacité additionnelle d'environ 50 millions de pieds cubes par jour.
Projet du réseau principal de l'Est
Le coût en capital du projet du réseau principal de l'Est est maintenant estimé à 2,0 milliards de dollars, et sa mise en service est prévue pour 2019. Cette augmentation découle de la révision de la portée du projet à la suite de l'entente conclue avec des sociétés de distribution locales et de la mise à jour des estimations de coûts.
Dépôt de conformité relatif aux tarifs pour les services de transport du réseau principal au Canada de 2015 à 2020
En mars 2015, nous avons effectué un dépôt de conformité relatif aux tarifs en réponse à la décision RH-001-2014 rendue en novembre 2014 par l'ONE. En juin 2015, l'ONE a approuvé la demande de droits conforme à la décision sans modification, ce qui a notamment permis la constatation de revenus incitatifs, tels qu'approuvés par l'ONE. Ces droits définitifs sont entrés en vigueur le 1er juillet 2015.
Projet de pipeline de raccordement King's North
En juin 2015, l'ONE a approuvé la construction du projet de pipeline de raccordement King's North afin d'augmenter la capacité de transfert de gaz dans la région du Grand Toronto et d'offrir la souplesse nécessaire aux expéditeurs pour gérer l'offre croissante de gaz du bassin de Marcellus, dans le Nord-Est des Etats-Unis. Le projet devrait coûter environ 220 millions de dollars et devrait être en service d'ici le quatrième trimestre de 2016.
Gazoducs aux Etats-Unis
Vente de GTN Pipeline à TC PipeLines, LP
En avril 2015, nous avons conclu la vente de notre participation résiduelle de 30 % dans GTN à notre société en commandite principale, TC PipeLines, LP à un prix d'achat global de 446 millions de dollars US plus un ajustement du prix d'achat de 11 millions de dollars US. Le produit de l'opération de 457 millions de dollars US comporte un versement en trésorerie de 264 millions de dollars US, la prise en charge du montant proportionnel de dette de GTN, à savoir 98 millions de dollars US, et l'émission de nouvelles parts de catégorie B de TC PipeLines, LP pour un montant de 95 millions de dollars US. Les parts de catégorie B nous donnent droit à une distribution en trésorerie correspondant à 30 % des distributions en trésorerie annuelles de GTN compte tenu de certains seuils, soit 100 % des distributions excédant 20 millions de dollars US pendant les cinq premières années et 25 % des distributions excédant 20 millions de dollars US par la suite.
Projets de gazoducs de GNL
Projet de transport de gaz de Prince Rupert
En juin 2015, la société PNW LNG a annoncé une DIF positive, assujettie à deux conditions, pour le projet proposé d'installation de liquéfaction et d'exportation. La première condition est l'approbation, par l'Assemblée législative de la Colombie-Britannique, d'une entente de conception de projet entre PNW LNG et la Colombie-Britannique. Cette condition a été remplie en juillet 2015. La deuxième condition est une décision réglementaire positive de la part du gouvernement du Canada à l'égard de l'évaluation environnementale du projet de PNW LNG.
Au troisième trimestre de 2015, nous avons reçu les permis restants de la B.C. Oil and Gas Commission ("BCOGC"). Nous avons donc les 11 permis requis pour construire et exploiter TGPR. Le projet a reçu les permis environnementaux nécessaires de la B.C. Environmental Assessment Office en novembre 2014.
Nous avons également annoncé, au troisième trimestre, la signature d'ententes de projet avec les Premières Nations de la rivière Blueberry et avec la bande Metlakatla. Nous poursuivons notre engagement à l'égard des Premières Nations et avons signé des ententes de projet avec neuf groupes des Premières Nations situés le long de l'emprise du pipeline.
Nous sommes prêts à entreprendre la construction suivant la confirmation de la DIF par PNW LNG. La mise en service du projet de TGPR est prévue avoir lieu en 2020, mais son calendrier sera harmonisé avec celui de l'installation de liquéfaction de PNW LNG.
Coastal Gaslink
Nous avons reçu huit des dix permis de pipelines et d'installations nécessaires de la BCOGC et prévoyons recevoir les deux autres au quatrième trimestre de 2015. Nous poursuivons notre engagement à l'égard des Premières Nations et avons signé des ententes de projet avec huit groupes des Premières Nations situés le long de l'emprise du pipeline.
PIPELINES DE LIQUIDES
Latéral et terminal de Houston
La construction du latéral de Houston, sur une distance de 77 km (48 milles), et celle du terminal pétrolier se poursuit, ce qui permettra de prolonger le réseau d'oléoducs Keystone jusqu'aux raffineries de Houston au Texas. La capacité de stockage initiale du terminal devrait s'établir à 700 000 barils de pétrole brut. L'oléoduc et le terminal devraient désormais être achevés au deuxième trimestre de 2016.
Le 14 avril 2015, TransCanada et Magellan Midstream Partners L.P. ("Magellan") ont annoncé un accord de développement conjoint visant le raccord de notre terminal de Houston et celui de l'est de Houston de Magellan. Nous détiendrons une participation de 50 % du projet d'oléoduc de 50 millions de dollars US, ce qui améliorera l'accès au marché de Houston pour notre réseau d'oléoducs Keystone. L'oléoduc devrait entrer en service au début de 2017, sous réserve des ententes définitives et de la réception des permis et approbations nécessaires.
Keystone XL
En janvier 2015, le Département d'Etat des Etats-Unis a relancé l'examen de l'intérêt national et a demandé aux huit organismes fédéraux y jouant un rôle de déterminer si Keystone XL sert les intérêts nationaux. Tous les organismes ont soumis leurs commentaires.
Le 2 février 2015, l'Environmental Protection Agency ("EPA") des Etats-Unis a affiché sur son site Web une lettre de commentaires suggérant, entre autres, que le FSEIS rendu public par le Département d'Etat n'avait pas intégralement évalué les incidences sur l'environnement de Keystone XL et que, dans le contexte du repli du prix du pétrole brut, Keystone XL pourrait intensifier les taux de production à partir des sables bitumineux et des émissions de gaz à effet de serre. Le 10 février 2015, nous avons transmis une lettre au Département d'Etat contestant ces commentaires et d'autres commentaires énoncés dans la lettre de l'EPA, mais aussi proposant de collaborer avec le Département d'Etat pour assurer qu'il dispose de toute l'information pertinente pour lui permettre d'en arriver à la décision d'approuver Keystone XL.
Le 24 février 2015, le président Obama a opposé son droit de veto au projet de loi du Congrès, qui aurait autorisé la construction de l'oléoduc Keystone au-delà de la frontière internationale. Le président des Etats-Unis a soutenu que le projet de loi contournait le processus établi pour prendre une décision finale au sujet de la demande de permis. L'issue de la demande de permis présidentiel en instance pour le projet Keystone XL et le moment de la réponse demeurent incertains.
Le 29 juin 2015, nous avons fait parvenir une lettre au Département d'Etat contenant les faits nouveaux depuis le FSEIS de 2014, y compris davantage de preuves démontrant que le Canada prend des mesures importantes pour gérer ses émissions de carbone.
Le 5 août 2015, la Public Utility Commission ("PUC") du Dakota du Sud a conclu son audience sur la demande de Keystone XL pour le renouvellement de son permis dans cet Etat. La PUC devrait faire connaître sa décision d'ici le premier trimestre de 2016.
En janvier 2015, Keystone XL a entrepris des procédures d'expropriation contre des propriétaires fonciers au Nebraska qui n'avaient pas volontairement consenti des servitudes. Ces actions ont été intentées conformément au pouvoir d'expropriation accordé par l'approbation du tracé de rechange par le gouverneur du Nebraska en 2013. Plusieurs propriétaires fonciers ont contesté ces actions devant le tribunal de district du Nebraska au motif que la loi autorisant l'approbation du gouverneur représentait une violation de la constitution du Nebraska. En octobre 2015, nous avons retiré nos procédures d'expropriation et nous avons suspendu les procédures devant le tribunal constitutionnel. Les plaignants contestent le rejet du cas. Une audience à cet effet a eu lieu le 19 octobre 2015 et une décision est attendue au quatrième trimestre de 2015.
Le 5 octobre 2015, nous avons présenté à la Public Service Commission ("PSC") du Nebraska une demande d'approbation du tracé dans l'Etat du Nebraska. Le tracé soumis pour approbation est le même que celui qui avait été approuvé par le ministère de la Qualité de l'environnement du Nebraska en janvier 2013. Après un examen attentif, nous croyons qu'il s'agit de l'approche la plus appropriée en vue d'une approbation et nous attendons une décision de la PSC d'ici le troisième trimestre de 2016. Le 2 novembre 2015, nous avons adressé une lettre au Secrétaire d'Etat américain John Kerry pour demander que le Département d'Etat interrompe sa revue de la demande de permis présidentiel pour Keystone XL pendant que nous sollicitons l'approbation du tracé auprès de la PSC du Nebraska.
Au 30 septembre 2015, nous avions investi 2,4 milliards de dollars US dans ce projet et nous avions de plus capitalisé des intérêts de 0,4 milliard de dollars US.
Oléoduc Energie Est
En avril 2015, nous avons annoncé que nous n'allions pas procéder à la construction d'un terminal maritime ni d'un réservoir connexe à Cacouna, au Québec, et ce, en raison de la reclassification recommandée des bélugas parmi les espèces menacées. Les modifications apportées au projet doivent être soumises à l'ONE au quatrième trimestre de 2015. Dans l'intervalle, l'ONE a continué à traiter le processus de demande.
La modification de la portée du projet et certaines modifications à son calendrier devraient se traduire par une mise en service en 2020. Le coût estimatif initial de 12 milliards de dollars devrait augmenter en raison de l'affinement de la portée à la suite des consultations avec les parties prenantes et de l'accroissement des coûts de construction en fonction des révisions apportées au calendrier.
Projet de pipeline Heartland et de terminaux de TC
En mai 2015, l'Alberta Energy Regulator a délivré un permis pour l'oléoduc Heartland. La date de mise en service sera fonction des exigences du marché, à savoir l'obtention d'une capacité supplémentaire entre la région de Heartland, près d'Edmonton, en Alberta, et Hardisty, en Alberta.
Les cours du brut sont demeurés faibles, ce qui a poussé bien des producteurs à couper dans leurs dépenses en capital et à retarder leurs projets de sables bitumineux dans l'Ouest canadien. Dans son rapport de 2015 intitulé Crude Oil Forecast, Markets and Transportation, l'Association canadienne des producteurs pétroliers estime que la production de pétrole brut du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien continuera à croître, mais à un rythme plus faible que ce qui avait été prévu. Nos pipelines de liquides font l'objet de contrats à long terme. Toutefois, en raison du ralentissement de la croissance de la production de pétrole brut, nos projets en Alberta pourraient également connaître un ralentissement pour réagir aux conditions sur le marché.
Pipeline Grand Rapids
Le 6 août 2015, Grand Rapids Pipeline Limited Partnership ("Grand Rapids") a conclu une entente en vue de contribuer à la portion extrême sud du pipeline de diluant Grand Rapids, d'un diamètre de 20 pouces. Il s'agit d'une coentreprise détenue à parts égales avec Keyera Corp. ("Keyera"). Nous serons responsables de la construction du pipeline, de 45 kilomètres de longueur (28 milles), qui s'étendra du terminal de Keyera, à Edmonton, au terminal de Heartland, près de Fort Saskatchewan. Keyera participera également à la construction d'une nouvelle station de pompage au terminal d'Edmonton. Nous prévoyons que la contribution totale de Grand Rapids dans le cadre du projet de coentreprise sera de quelque 140 millions de dollars. Une fois la construction terminée et les installations en service, Keyera exploitera le pipeline. La mise en service est prévue pour le deuxième semestre de 2017, sous réserve des approbations réglementaires requises.
Pipeline Upland
En avril 2015, nous avons déposé aux Etats-Unis une demande de permis présidentiel pour le pipeline Upland. Le pipeline Upland, de 600 millions de dollars US, est un pipeline pour le transport de pétrole brut de 400 km (240 milles) qui assurera le transport à partir et entre de multiples points au Dakota du Nord et qui se raccordera à l'oléoduc Energie Est à Moosomin, en Saskatchewan. Sous réserve des approbations réglementaires, nous prévoyons que le pipeline Upland sera mis en service en 2020. Les contrats commerciaux que nous avons conclus pour le pipeline Upland sont conditionnels à la poursuite du projet Oléoduc Energie Est.
ENERGIE
Centrale Ironwood
Le 8 octobre 2015, nous avons conclu une entente visant l'acquisition, auprès de Talen Energy Corporation, de la centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel Ironwood, située à Lebanon, en Pennsylvanie, d'une capacité nominale de 778 MW, en contrepartie de 654 millions de dollars US. A la clôture, une dette de 42 millions de dollars US sera prise en charge et remboursée dans les 45 jours suivant la clôture au moyen des fonds entiercés par le vendeur.
La centrale Ironwood fournit de l'énergie au marché de l'électricité de PJM et constituera pour nous une plateforme robuste à partir de laquelle nous pourrons continuer à augmenter notre clientèle de gros, commerciale et industrielle dans la région. L'acquisition sera financée en partie par les fonds en caisse et en partie par notre capacité d'endettement. La clôture de la transaction est prévue pour le début du premier trimestre de 2016, sous réserve du respect de certaines conditions.
Centrale de Bécancour
En août 2015, nous avons conclu une entente avec Hydro-Québec visant à modifier le contrat d'approvisionnement en électricité pour la centrale de Bécancour. Cette modification permet à Hydro-Québec de distribuer une puissance hivernale de pointe garantie de 570 MW à partir de la centrale de Bécancour sur une période de 20 ans à compter de décembre 2016. Les paiements annuels reçus pour ce nouveau service s'ajouteront aux paiements de capacité actuels versés aux termes de l'entente. La Régie de l'énergie a approuvé le contrat modifié en octobre 2015.
Ravenswood
A la fin de mai 2015, le réacteur 30 de 972 MW de la centrale de Ravenswood a été remis en service après une panne imprévue survenue en septembre 2014 causée par un problème dans le générateur associé à la turbine à haute pression.
Emissions de gaz à effet de serre en Alberta
En juin 2015, le gouvernement de l'Alberta a annoncé une refonte et une mise à jour du règlement provincial Specified Gas Emitters Regulation ("SGER") de l'Alberta. Depuis 2007, conformément au SGER, les installations industrielles existantes qui produisent des GES au-delà d'un certain seuil sont tenues d'en ramener l'intensité à 12 % sous une moyenne de référence établie. Une redevance sur le carbone de 15 $ la tonne a été établie pour les émissions qui surpassent la cible. Le règlement modifié comprend un resserrement des règles visant les émissions, afin de les ramener à 15 % en 2016 et à 20 % en 2017. Il comprend également la hausse de la redevance sur le carbone pour la faire passer à 20 $ la tonne en 2016 et à 30 $ la tonne en 2017. Bien que nos CAE pour les installations Sundance et Sheerness soient également assujetties à ce règlement, le nombre important de crédits de carbone que nous détenons devrait contrebalancer la majeure partie de la hausse des coûts. Le solde des coûts de conformité devrait être recouvré par une augmentation des prix sur le marché et aux termes de dispositions contractuelles de report.
SIEGE SOCIAL
Restructuration
Au milieu de 2015, nous avons entrepris une initiative de restructuration de l'entreprise. Bien que notre stratégie d'entreprise ne soit aucunement modifiée, nous avons entrepris cette initiative en vue de réduire les coûts dans leur ensemble et de maximiser l'efficacité et l'efficience de nos activités actuelles. Au 30 septembre 2015, TransCanada avait engagé 36 millions de dollars avant les impôts, principalement au titre des indemnités de cessation d'emploi, dont 20 millions de dollars avant les impôts étaient inclus dans les coûts d'exploitation des centrales et autres à l'état des résultats, 8 millions de dollars avaient été capitalisés aux projets visés par la restructuration et 8 millions de dollars peuvent être recouvrés par le truchement des structures réglementaires et tarifaires. Les charges totales liées à la restructuration seront déterminées lorsque la portée des changements prévus sera connue, ce qui devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2015. La société prévoit entreprendre au quatrième trimestre de 2015 et en 2016 d'autres initiatives de restructuration.
Autres postes de l'état des résultats
Suivent les rapprochements et les analyses connexes de nos mesures non conformes aux PCGR par rapport aux mesures conformes aux PCGR équivalentes relativement aux autres postes de l'état des résultats.
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Intérêts comparables sur la dette à
long terme(y compris les intérêts
sur les billets subordonnés de
rang inférieur)
Libellés en dollars CA (109) (108) (324) (335)
Libellés en dollars US (en dollars
US) (231) (215) (677) (638)
Incidence du change (72) (19) (177) (60)
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(412) (342) (1 178) (1 033)
Intérêts divers et amortissement (11) (19) (35) (41)
Intérêts capitalisés 82 57 223 199
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Intérêts débiteurs comparables (341) (304) (990) (875)
Postes particuliers(1) - - - -
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Intérêts débiteurs (341) (304) (990) (875)
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(1) Aucun poste particulier n'est compris dans ces périodes.
Les intérêts débiteurs comparables ont augmenté de 37 millions de dollars et de 115 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, en raison de l'incidence nette des éléments suivants :
-- l'augmentation des intérêts débiteurs pour tenir compte de l'émission
des titres d'emprunt suivants :
-- 750 millions de dollars en juillet 2015
-- 750 millions de dollars US en mai 2015
-- 750 millions de dollars US en mars 2015
-- 350 millions de dollars US en mars 2015 par TC PipeLines, LP
-- 750 millions de dollars US en janvier 2015
-- 1,25 milliard de dollars US en février 2014
-- une situation partiellement contrebalancée par l'arrivée à échéance
de titres d'emprunt libellés en dollars CA et en dollars US;
-- le raffermissement du dollar américain et son effet positif sur
l'incidence du change sur la charge d'intérêts relative à la dette
libellée en dollars US;
-- la hausse des intérêts capitalisés s'explique avant tout par les projets
liés aux pipelines de liquides et au GNL ainsi que la centrale de
production d'électricité de Napanee.
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Intérêts créditeurs et autres
charges comparables 42 49 108 72
Postes particuliers (avant les
impôts) :
Activités de gestion des risques (26) (32) (25) (9)
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Intérêts créditeurs et autres
charges 16 17 83 63
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Les intérêts créditeurs et autres charges comparables ont diminué de 7 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 et augmenté de 36 millions de dollars pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014. Le relèvement pour la période de neuf mois est le résultat net :
-- de la hausse de la provision pour les fonds utilisés pendant la
construction liée à nos projets à tarifs réglementés, principalement
l'oléoduc Energie Est et nos pipelines au Mexique;
-- des pertes supérieures réalisées en 2015 par rapport à 2014 sur les
instruments dérivés utilisés pour gérer notre exposition nette aux
fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US;
-- de l'incidence du raffermissement du dollar américain sur la conversion
des soldes du fonds de roulement libellés en devises.
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Charge d'impôts comparable (236) (230) (668) (616)
Postes particuliers :
Augmentation du taux d'imposition
des sociétés en Alberta - - (34) -
Coûts de restructuration 2 - 6 -
Gain à la vente de Cancarb - - - (9)
Résiliation du contrat avec Niska - 1 - 11
Activités de gestion des risques 11 (10) 16 (11)
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Charge d'impôts (223) (239) (680) (625)
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La charge d'impôts comparable a augmenté de 6 millions de dollars et de 52 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014. Ces augmentations sont attribuables principalement à la hausse du résultat avant les impôts en 2015 par rapport à 2014 ainsi qu'aux variations de la proportion du bénéfice généré au Canada et à l'étranger, facteurs partiellement contrebalancés par la baisse des impôts transférés en 2015 relativement aux gazoducs réglementés au Canada.
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle (46) (25) (145) (110)
Dividendes sur les actions
privilégiées (23) (24) (71) (72)
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Le bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle a augmenté de 21 millions de dollars et de 35 millions de dollars pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comparativement aux mêmes périodes en 2014, principalement en raison de la vente, à TC PipeLines, LP, de la participation résiduelle de 30 % dans GTN en avril 2015 et dans Bison en octobre 2014, ainsi que de l'incidence de la vigueur du dollar américain sur les résultats équivalents en dollars canadiens de TC PipeLines, LP.
Situation financière
Nous nous efforçons de préserver une grande souplesse et de solides ressources financières pendant toutes les phases du cycle économique et de recourir à nos flux de trésorerie liés à l'exploitation pour soutenir notre entreprise, verser des dividendes et financer une partie de notre croissance. En outre, nous avons accès aux marchés financiers pour répondre à nos besoins de financement, gérer la structure du capital et maintenir notre cote de crédit.
Nous croyons avoir la capacité financière pour financer notre programme d'investissement existant grâce à nos flux de trésorerie prévisibles provenant de l'exploitation, de l'accès aux marchés financiers, du produit de la vente d'actifs pipeliniers américains de gaz naturel à TC PipeLines, LP, de nos fonds en caisse et d'importantes facilités de crédit confirmées.
FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES D'EXPLOITATION
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Fonds provenant de
l'exploitation(1 ) 1 140 1 071 3 354 3 090
Diminution (augmentation) du fonds
de roulement d'exploitation 107 171 (378) 250
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Rentrées nettes liées aux activités
d'exploitation 1 247 1 242 2 976 3 340
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(1) Pour plus de précisions au sujet des fonds provenant de l'exploitation,
voir la rubrique intitulée "Mesures non conformes aux PCGR".
Au 30 septembre 2015, notre actif à court terme s'élevait à 3,8 milliards de dollars et notre passif à court terme, à 6,9 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à une insuffisance du fonds de roulement de 3,1 milliards de dollars, alors qu'elle était de 4,0 milliards de dollars au 31 décembre 2014. Cette insuffisance, jugée comme faisant partie du cours normal des activités d'une entreprise en croissance, est gérée au moyen :
-- de notre capacité à générer des flux de trésorerie provenant de
l'exploitation;
-- de notre accès aux marchés financiers;
-- de facilités de crédit non garanties inutilisées d'environ 6,0 milliards
de dollars.
FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES D'INVESTISSEMENT
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Dépenses en immobilisations (976) (744) (2 748) (2 381)
Projets d'investissement en cours
d'aménagement (130) (207) (465) (504)
Participations comptabilisées à la
valeur de consolidation (105) (66) (303) (195)
Acquisitions - (181) - (181)
Produit de la vente d'actifs,
déduction faite des coûts de
transaction - - - 187
Montants reportés et autres 147 67 461 139
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Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (1 064) (1 131) (3 055) (2 935)
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En 2015, les dépenses en capital ont été principalement liées aux éléments suivants :
-- l'expansion du réseau de NGTL; -- la construction de pipelines au Mexique; -- l'expansion du pipeline d'ANR; -- la construction du pipeline Northern Courier; -- la construction de la centrale énergétique de Napanee; -- l'expansion du réseau principal au Canada.
Nous avons engagé des coûts à l'égard de projets d'investissement en cours d'aménagement, principalement en lien avec l'oléoduc Energie Est et les projets de gazoducs de GNL.
Les participations comptabilisées à la valeur de consolidation ont augmenté en 2015 par rapport à 2014, principalement en raison de notre investissement dans Grand Rapids.
La hausse des montants reportés et autres entre 2014 et 2015 s'explique avant tout par la variation des actifs et des passifs réglementaires à long terme.
FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITIES DE FINANCEMENT
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
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Titres d'emprunt subordonnés de
rang inférieur émis, déduction
faite des frais d'émission - - 917 -
Titres d'emprunt à long terme émis,
déduction faite des frais
d'émission 962 - 3 323 1 380
Remboursements sur la dette à long
terme (183) (38) (2 066) (1 020)
Billets à payer (remboursés) émis,
montant net (358) 377 (828) (145)
Dividendes et distributions versés (452) (406) (1 315) (1 208)
Actions ordinaires émises,
déduction faite des frais
d'émission 1 27 12 43
Parts de société en nom collectif
d'une filiale émises, déduction
faite des frais d'émission - 79 31 79
Actions privilégiées émises,
déduction faite des frais
d'émission - - 243 440
Rachat d'actions privilégiées d'une
filiale - - - (200)
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----------------------------------------------------------------------------
(Sorties) rentrées nettes liées aux
activités de financement (30) 39 317 (631)
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EMISSION DE TITRES D'EMPRUNT A LONG TERME
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(non audité -
en millions
de dollars) Date Monta Taux
Société Date d'émission Type d'échéance nt d'intérêt
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TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
Octobre 2015 Billets à moyen Novembre
terme 2041 400 4,55%
Juillet 2015 Billets à moyen
terme Juillet 2025 750 3,30%
Mars 2015 Billets de
premier rang
non garantis Mars 2045 750US 4,60%
Janvier 2015 Billets de
premier rang
non garantis Janvier 2018 500US 1,875%
Janvier 2015 Billets de
premier rang
non garantis Janvier 2018 250US Variable
TC PIPELINES, LP
Septembre 2015 Emprunt à terme
non garanti Octobre 2018 170US Variable
Mars 2015 Billets de
premier rang
non garantis Mars 2025 350US 4,375%
GAS TRANSMISSION NORTHWEST LLC
Juin 2015 Emprunt à terme
non garanti Juin 2019 75US Variable
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EMISSION DE BILLETS SUBORDONNES DE RANG INFERIEUR
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(non audité -
en millions
de dollars) Date Taux
Société Date d'émission Type d'échéance Montant d'intérêt
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
Billets
subordonnés de
rang inférieur
Mai 2015 non garantis(1) Mai 2075 750 US 5,875 %(2)
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(1) En ce qui a trait au droit au paiement, les billets subordonnés de rang
inférieur non garantis sont subordonnés aux titres d'emprunt de premier
rang actuels et futurs, et ils sont subordonnés à tous les titres
d'emprunt et autres obligations de TCPL. Ils sont rachetables au gré de
TCPL à tout moment à partir du 20 mai 2025, pour un montant égal à 100%
de leur montant en capital majoré de l'intérêt couru et impayé à la date
de remboursement.
(2) Les billets subordonnés de rang inférieur non garantis ont été émis en
faveur de TransCanada Trust. Le taux d'intérêt est fixé à 5,875% par
année et sera ajusté tous les trois mois au TIOL majoré de 3,778% par
année à compter de mai 2025 jusqu'en mai 2045; de mai 2045 à mai 2075,
le taux d'intérêt sera ajusté tous les trois mois au TIOL majoré de
4,528% par année.
TransCanada Trust (la "fiducie"), notre fiducie de financement détenue à 100 % par notre filiale TCPL, a émis des billets de fiducie de série 2015-A (les "billets de fiducie") pour un montant de 750 millions de dollars US à l'attention de tiers investisseurs. Les billets portent intérêt à un taux fixe de 5,625 % les dix premières années, puis à un taux variable par la suite. Le produit intégral de l'émission par la fiducie nous a été prêté sous forme de billets subordonnés de rang inférieur de TCPL, d'une valeur de 750 millions de dollars US, assortis d'un taux de 5,875 % qui comprend des frais d'administration de 0,25 %. Bien que les obligations de la fiducie soient garanties entièrement et inconditionnellement par TCPL, sur une base subordonnée, les résultats de la fiducie ne sont pas compris dans nos états financiers puisque TCPL n'a pas de participation variable dans la fiducie et que les seuls actifs importants de la fiducie constituent des créances de TCPL.
Aux termes des billets de fiducie et des ententes connexes, dans certaines circonstances 1) TCPL peut émettre des actions privilégiées dans un cas de report aux porteurs des billets de fiducie au lieu de payer des intérêts, et 2) il serait interdit à TransCanada et à TCPL de déclarer ou de payer des dividendes ou de racheter leurs actions privilégiées en circulation (ou, s'il n'y a aucune action privilégiée en circulation, leurs actions ordinaires respectives) jusqu'à ce que toutes les actions privilégiées dans un cas de report aient été rachetées par TCPL. Les billets de fiducie peuvent aussi être échangés automatiquement pour des actions privilégiées de TCPL s'il se produit certains cas de faillites et d'insolvabilité. Toutes ces actions privilégiées auraient égalité de rang avec les autres actions privilégiées de premier rang en circulation de TCPL. Pour un complément d'information sur les modalités des billets de fiducie et les ententes connexes conclues par TransCanada et TCPL, il y a lieu de consulter le prospectus relatif aux billets de fiducie et les autres documents déposés sous le profil de la fiducie sur SEDAR au www.sedar.com.
REMBOURSEMENT DE TITRES D'EMPRUNT A LONG TERME
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(non audité
- en
millions de
dollars) Date de Taux
Société remboursement Type Montant d'intérêt
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TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
Août 2015 Débentures 150 11,90%
Billets de premier rang
Juin 2015 non garantis 500US 3,40%
Billets de premier rang
Mars 2015 non garantis 500US 0,875%
Billets de premier rang
Janvier 2015 non garantis 300US 4,875%
GAS TRANSMISSION NORTHWEST LLC
Billets de premier rang
Juin 2015 non garantis 75US 5,09%
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EMISSION ET CONVERSION D'ACTIONS PRIVILEGIEES
En juin 2015, les porteurs de 5,5 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 3 ont exercé leur option de conversion en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 4 et ont eu droit à des dividendes cumulatifs à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 1,28 %. Le taux sera ajusté chaque trimestre par la suite. Le taux de dividende fixe applicable aux actions privilégiées de série 3 restantes a été ajusté. Il s'établit ainsi à 2,152 % par année pour cinq ans.
En mars 2015, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées de série 11 auront le droit de convertir leurs actions privilégiées de série 11 en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 12 le 30 novembre 2020 et le 30 novembre tous les cinq ans par la suite. Les porteurs des actions privilégiées de série 12 auront droit à des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 2,96 %.
Le tableau qui suit présente un sommaire de l'incidence de l'émission et de la conversion en 2015 des actions privilégiées susmentionnées :
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(non audité
- en
millions de Nombre
dollars d'actions Dividende Prix de Date de
canadiens, émises et en annuel rachat rachat et
sauf circulation par par d'option Droit de
indication (en Rende-ment action action de convertir
contraire) milliers) actuel (1) (1) (2) conversion en
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Actions privilégiées de premier rang à dividende cumulatif
Série 3 8 533 2,152 % 0,5375 25,00 $ 30 juin
2020 Série 4
Série 4 5 467 Variable Variable 25,50 $ 30 juin
(3) 2020 Série 3
Série 11 10 000 3,80 % 0,95 25,00 $ 30
novembre
2020 Série 12
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(1) Les porteurs des actions privilégiées de premier rang rachetables à
dividende cumulatif ont droit à un dividende trimestriel préférentiel
fixe et cumulatif, lorsqu'un tel dividende est déclaré par le conseil
(exception faite des actions privilégiées de série 4). Les porteurs
d'actions privilégiées de série 4 ont droit à un dividende préférentiel
cumulatif trimestriel à taux variable lorsqu'un tel dividende est
déclaré par le conseil.
(2) TransCanada peut, à son gré, racheter la totalité ou une partie des
actions privilégiées en circulation au prix de rachat par action, plus
tous les dividendes courus et impayés à la date d'option de rachat et à
chaque cinquième anniversaire de cette date par la suite
(3) A compter du 30 septembre 2015, le taux variable des dividendes
trimestriels des actions privilégiées de série 4 est de 1,656% et il
sera ajusté chaque trimestre.
Le produit net des émissions susmentionnées de titres d'emprunt et d'actions privilégiées de série 11 a servi à des fins générales et a permis de réduire la dette à court terme de la société.
PROGRAMME D'EMISSION D'ACTIONS AU COURS DU MARCHE DE TC PIPELINES, LP
Du 1er janvier au 30 septembre 2015, 0,4 million de parts ordinaires ont été émises dans le cadre du programme au cours du marché de TC PipeLines, LP, générant un produit net d'environ 25 millions de dollars US. Notre participation dans TC PipeLines, LP diminuera à la suite d'émission de titres dans le cadre du programme au cours du marché.
DIVIDENDES
Le 2 novembre 2015, nous avons déclaré les dividendes trimestriels suivants :
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Dividende trimestriel sur les actions ordinaires
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0,52 $ par action
Payable le 29 janvier 2016 aux actionnaires inscrits à la fermeture des
bureaux le 31 décembre 2015
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----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
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Dividendes trimestriels sur les actions privilégiées
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Série 1 0,204125 $
Série 2 0,14467945 $
Série 3 0,1345 $
Série 4 0,10435068 $
Payable le 31 décembre aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux
le 30 novembre 2015
Série 5 0,275 $
Série 7 0,25 $
Série 9 0,265625 $
Payable le 1er février 2016 aux actionnaires inscrits à la fermeture des
bureaux le 31 décembre 2015
Série 11 0,2375 $
Payable le 30 novembre 2015 aux actionnaires inscrits à la fermeture des
bureaux le 13 novembre 2015
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INFORMATION SUR LES ACTIONS
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au 28 octobre 2015
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Actions ordinaires Emises et en circulation
709 millions
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Actions
privilégiées Emises et en circulation Pouvant être converties en
Série 1 9,5 millions Actions privilégiées de série 2
Série 2 12,5 millions Actions privilégiées de série 1
Série 3 8,5 millions Actions privilégiées de série 4
Série 4 5,5 millions Actions privilégiées de série 3
Série 5 14 millions Actions privilégiées de série 6
Série 7 24 millions Actions privilégiées de série 8
Série 9 18 millions Actions privilégiées de série 10
Série 11 10 millions Actions privilégiées de série 12
Options permettant
d'acheter des
actions
ordinaires En circulation Pouvant être exercées
10 millions 6 millions
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FACILITES DE CREDIT
Nous avons recours à des facilités de crédit renouvelables confirmées pour appuyer nos programmes de papier commercial, ainsi qu'à des facilités de crédit à vue, à d'autres fins générales, notamment l'émission de lettres de crédit et l'accès à des liquidités supplémentaires.
Au 30 septembre 2015, nous disposions de facilités de crédit non garanties de quelque 7 milliards de dollars, notamment les suivantes :
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----------------------------------------------------------------------------
Capacité
Montant inutilisée Filiale Objet Echéance
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3,0 milliards 3,0 milliards de TCPL Facilité de crédit Décembre
de dollars dollars consortiale 2019
confirmée,
renouvelable et
prorogeable pour
appuyer le programme
de papier commercial
de TCPL au Canada.
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----------------------------------------------------------------------------
1,0 milliard de 1,0 milliard de TCPL USA Facilité de crédit Novembre
dollars US dollars US consortiale 2015
confirmée,
renouvelable et
prorogeable utilisée
aux fins générales
de TCPL USA.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
1,0 milliard de 1,0 milliard de TransCanada Facilité de crédit Novembre
dollars US dollars US American consortiale 2015
Investments confirmée,
Ltd. renouvelable et
("TAIL") prorogeable pour
appuyer le programme
de papier commercial
en dollars US de
TAIL aux Etats-Unis.
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----------------------------------------------------------------------------
1,5 milliard de 0,5 milliard de TCPL, TCPL Lignes à vue A vue
dollars dollars USA permettant
l'émission de
lettres de crédit et
donnant accès à des
liquidités
supplémentaires; au
30 septembre 2015,
nous avions prélevé
1,0 milliard de
dollars en lettres
de crédit aux termes
de ces lignes.
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----------------------------------------------------------------------------
Au 30 septembre 2015, les sociétés qui nous sont affiliées et que nous exploitons disposaient de facilités de crédit confirmées supplémentaires dont le solde inutilisé s'élevait à 0,6 milliard de dollars.
Nous sommes actuellement à renouveler nos facilités de crédit consortiales confirmées, renouvelables et prorogeables.
Pour plus de renseignements sur le risque d'illiquidité, le risque de marché et les autres risques, voir la rubrique intitulée "Risques et instruments financiers".
OBLIGATIONS CONTRACTUELES
Nos engagements en capital sont conformes aux engagements déclarés au 31 décembre 2014, en raison de l'achèvement ou de l'avancement des projets d'investissement. Cette diminution a été partiellement contrebalancée par de nouveaux engagements relatifs aux installations de production de Napanee. Nos autres obligations d'achat ont augmenté d'environ 0,1 milliard de dollars depuis le 31 décembre 2014, principalement en raison de l'augmentation des obligations relatives à l'achat de produits de base et des contrats de technologie et de communication. Il n'y a eu aucun autre changement important quant à nos obligations contractuelles au troisième trimestre de 2015 ou aux paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices ou par la suite. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans notre rapport annuel de 2014 pour un complément d'information sur nos obligations contractuelles.
Risques et instruments financiers
Nous sommes exposés au risque d'illiquidité, au risque de crédit lié aux contreparties et au risque de marché et c'est pourquoi nous avons mis en place des stratégies, des politiques et des limites en vue d'atténuer leur incidence sur le résultat et les flux de trésorerie et, ultimement, sur la valeur actionnariale. Ces mesures sont conçues pour faire en sorte que les risques assumés et les risques connexes sont conformes à nos objectifs commerciaux et à notre tolérance au risque.
Il y a lieu de consulter notre rapport annuel de 2014 pour un complément d'information sur les risques auxquels nos activités sont exposées. Nos risques n'ont pas changé de façon importante depuis le 31 décembre 2014.
RISQUE D'ILLIQUIDITE
Pour gérer notre risque d'illiquidité, nous établissons continuellement des prévisions de nos besoins en liquidités pour une période de 12 mois afin de nous assurer de disposer de suffisamment de soldes de trésorerie, de flux de trésorerie liés à l'exploitation, de facilités de crédit confirmées et à vue, ainsi que d'un accès aux marchés financiers pour respecter nos engagements au titre de l'exploitation, du financement et des dépenses en immobilisations, dans des conditions tant normales que difficiles.
RISQUE DE CREDIT LIE AUX CONTREPARTIES
Nous sommes exposés au risque de crédit lié aux contreparties en ce qui a trait :
-- aux débiteurs;
-- à la juste valeur des instruments dérivés et des actifs disponibles à la
vente;
-- aux liquidités, aux billets, aux prêts et aux avances à recevoir.
Nous passons régulièrement en revue les débiteurs et constatons une provision pour créances douteuses au besoin en ayant recours à la méthode d'identification spécifique. Au 30 septembre 2015, il n'y avait aucune créance irrécouvrable importante ni aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur. La concentration du risque de crédit de la société à l'égard d'une contrepartie donnée était un montant à recevoir de 248 millions de dollars (185 millions de dollars US) et de 258 millions de dollars (222 millions de dollars US) au 30 septembre 2015 et au 31 décembre 2014. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie, laquelle possède une cote de solvabilité élevée.
Nous sommes exposés à d'importants risques de crédit et de rendement liés aux établissements financiers puisque ces derniers offrent des facilités de dépôt au comptant, nous fournissent des lignes de crédit confirmées et des lettres de crédit pour nous aider à gérer le risque lié aux contreparties et favorisent la liquidité sur les marchés des dérivés portant sur les produits de base, les taux de change et les taux d'intérêt.
RISQUE DE CHANGE ET DE TAUX D'INTERET
Parce qu'une partie du résultat provenant de certains secteurs est générée en dollars US et que nous présentons nos résultats en dollars canadiens, la fluctuation de la devise américaine comparativement à la devise canadienne peut influer sur notre bénéfice net. Compte tenu de l'expansion continue de nos activités libellées en dollars US, cette exposition s'accroît. La majeure partie de ce risque est annulée par les intérêts débiteurs sur les titres d'emprunt libellés en dollars US et par l'utilisation d'instruments dérivés portant sur les taux de change.
Nous avons une dette assortie d'un taux d'intérêt variable et des actions privilégiées (série 2 et série 4) portant intérêt à taux variable, ce qui fait que nous sommes assujettis à un risque lié au taux d'intérêt sur les flux de trésorerie. Pour gérer ce risque, nous avons recours à des swaps de taux d'intérêt.
Taux de change moyen - Conversion de dollars américains en dollars canadiens
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trimestre clos le 30 septembre 2015 1,31
trimestre clos le 30 septembre 2014 1,09
période de neuf mois close le 30 septembre 2015 1,26
période de neuf mois close le 30 septembre 2014 1,09
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L'incidence des fluctuations de valeur du dollar américain sur nos activités aux Etats-Unis est en grande partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US, comme en fait foi le tableau ci-après.
Principaux montants libellés en dollars US
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périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
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(non audité - en millions de
dollars US) 2015 2014 2015 2014
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BAII comparable des gazoducs aux
Etats-Unis et à l'échelle
internationale 155 118 533 469
BAII comparable des pipelines de
liquides aux Etats-Unis 173 155 480 417
BAII comparable des installations
énergétiques aux Etats-Unis 118 91 260 211
Intérêts débiteurs sur la dette à
long terme libellée en dollars US (231) (215) (677) (638)
Intérêts capitalisés sur les
dépenses en immobilisations
libellées en dollars US 42 30 102 125
Participations sans contrôle et
autres aux Etats-Unis (48) (52) (181) (184)
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----------------------------------------------------------------------------
209 127 517 400
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Instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net
Nous avons recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises et de taux d'intérêt, ainsi qu'à des contrats de change à terme et libellés en dollars US pour couvrir notre investissement net dans des établissements étrangers après les impôts. Les justes valeurs et valeurs nominales des instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :
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30 septembre 2015 31 décembre 2014
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Montant Montant
(non audité - en millions de Juste nominal ou Juste nominal ou
dollars) valeur(1) en capital valeur(1) en capital
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Actif (passif)
Swaps de devises et de taux
d'intérêt en dollars US
(échéant de 2015 à 2019)(2) (711) 2 300 US (431) 2 900 US
Contrats de change à terme en
dollars US
(échéant de 2015 à 2016) (18) 800 US (28) 1 400 US
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(729) 3 100 US (459) 4 300 US
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30
septembre 2015 comprenait des gains réalisés nets de 2 millions de
dollars et de 7 millions de dollars (gains de 5 millions de dollars et
de 16 millions de dollars en 2014) liés à la composante intérêts se
rapportant aux règlements de swaps de devises.
Titres d'emprunt libellés en dollars US et désignés en tant que couverture
de l'investissement net
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----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de
dollars) 30 septembre 2015 31 décembre 2014
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Valeur comptable 21 000 (15 600 US) 17 000 (14 700 US)
Juste valeur 22 400 (16 700 US) 19 000 (16 400 US)
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Le classement au bilan de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir l'investissement net de la société dans des établissements étrangers s'établit comme suit :
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(non audité - en millions de
dollars) 30 septembre 2015 31 décembre 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres actifs à court terme 42 5
Actifs incorporels et autres actifs 6 1
Créditeurs et autres (355) (155)
Autres passifs à long terme (422) (310)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(729) (459)
----------------------------------------------------------------------------
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INSTRUMENTS FINANCIERS
Tous les instruments financiers, y compris les instruments dérivés et les instruments non dérivés, sont constatés au bilan à leur juste valeur, sauf s'ils ont été conclus et qu'ils sont maintenus en vue de la réception ou de la livraison conformément à l'exemption relative aux achats et aux ventes habituels, et qu'ils sont documentés comme tels. De plus, la société n'est pas tenue de comptabiliser à la juste valeur les autres instruments financiers qui sont admissibles à certaines exemptions comptables.
Instruments financiers non dérivés
Juste valeur des instruments financiers non dérivés
La juste valeur des billets à recevoir est calculée en actualisant les paiements futurs des intérêts et du capital en fonction des taux d'intérêt à terme. La juste valeur de la dette à long terme et des billets subordonnés de rang inférieur est évaluée selon l'approche par le résultat en fonction des cours du marché pour les mêmes instruments ou des instruments semblables provenant de fournisseurs externes de services de données.
Les actifs disponibles à la vente sont comptabilisés à la juste valeur, qui est calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. La valeur comptable de certains instruments financiers non dérivés compris dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les actifs incorporels et autres actifs, les billets à payer, les créditeurs et autres, les intérêts courus et les autres passifs à long terme se rapproche de leur juste valeur, du fait de leur nature ou de leur échéance à court terme, et ils seraient également classés au niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.
Le risque de crédit a été pris en compte dans le calcul de la juste valeur des instruments financiers non dérivés.
Instruments dérivés
Nous utilisons des instruments dérivés pour réduire la volatilité associée aux fluctuations des prix des produits de base, des taux d'intérêt et des taux de change. Nous appliquons la comptabilité de couverture aux instruments dérivés admissibles et désignés pour la comptabilité de couverture. La tranche efficace des variations de la juste valeur des instruments dérivés désignés comme couverture de flux de trésorerie et du montant net des investissements dans des établissements étrangers est constatée dans les autres éléments du résultat étendu de la période au cours de laquelle surviennent les variations. La tranche inefficace est inscrite dans le bénéfice net, dans la même catégorie financière que l'opération sous-jacente. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés désignés comme couverture de la juste valeur sont constatées dans le bénéfice net, soit dans les intérêts créditeurs et autres charges, soit dans les intérêts débiteurs.
La majeure partie des instruments dérivés qui ne sont pas désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture a été inscrite en tant que couvertures économiques (instruments détenus à des fins de transaction) afin de gérer le risque de marché auquel nous sommes exposés. Les variations de la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction sont constatées dans le bénéfice net de la période pendant laquelle elles surviennent. Pour cette raison, cela peut nous exposer à une variabilité accrue du résultat d'exploitation constaté, étant donné que la juste valeur des instruments dérivés détenus à des fins de transaction peut varier de façon considérable d'une période à l'autre.
La constatation des gains et des pertes attribuables aux dérivés utilisés pour gérer les risques liés aux gazoducs canadiens réglementés est déterminée par le truchement du processus de réglementation. Les gains et les pertes attribuables aux variations de la juste valeur des dérivés comptabilisés par application de la CATR, y compris les dérivés admissibles à la comptabilité de couverture, peuvent être recouvrés ou remboursés par l'entremise des droits imputés par la société. Par conséquent, ces gains et pertes sont reportés à titre d'actifs réglementaires ou de passifs réglementaires et ils sont remboursés aux contribuables ou recouvrés auprès de ceux-ci au cours d'exercices subséquents, lorsque le dérivé est réglé.
Juste valeur des instruments dérivés
La juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt a été calculée selon l'approche par le résultat au moyen des taux du marché à la fin de la période et par l'application d'un modèle d'évaluation des flux de trésorerie actualisés. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel a été calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. En l'absence de cours du marché, les prix indiqués par une tierce entreprise de courtage ou d'autres techniques d'évaluation ont été utilisés. La juste valeur des options a été calculée au moyen du modèle d'évaluation de Black et Scholes. Le calcul de la juste valeur des instruments dérivés tient compte du risque de crédit.
Présentation des instruments dérivés au bilan
Le classement de la juste valeur des instruments dérivés au bilan s'établit
comme suit :
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----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de
dollars) 30 septembre 2015 31 décembre 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres actifs à court terme 314 409
Actifs incorporels et autres actifs 150 93
Créditeurs et autres (795) (749)
Autres passifs à long terme (626) (411)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(957) (658)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Effet des instruments dérivés sur l'état consolidé condensé des résultats
Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de
la société dans des établissements étrangers.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars, avant les impôts) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés détenus à des
fins de transaction(1)
Montant des (pertes) gains non
réalisé(e)s de la période
Electricité (34) 20 (33) 35
Gaz naturel 7 7 3 (14)
Change (26) (32) (25) (9)
Montant des (pertes) gains non
réalisé(e)s de la période
Electricité (27) 8 (60) (23)
Gaz naturel (25) (27) (24) 19
Change (34) (1) (87) (19)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés faisant l'objet
de relations de couverture(2,3)
Montant des (pertes) gains non
réalisé(e)s de la période
Electricité (35) (50) (132) 138
Intérêts 2 1 6 3
Gains sur la partie inefficace de
la période
Electricité 10 23 3 13
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments dérivés détenus à des fins de transaction et utilisés
pour acheter ou vendre de l'électricité ou du gaz naturel sont inclus
dans les produits du secteur de l'énergie. Les montants nets des gains
et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés
détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les
taux de change sont inclus dans les intérêts débiteurs et dans les
intérêts créditeurs et autres charges.
(2) Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le
trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 sont de 4
millions de dollars et de 8 millions de dollars (2 millions de dollars
et 5 millions de dollars en 2014) et ont été inclus dans les intérêts
débiteurs. Pour les trimestres et périodes de neuf mois clos les 30
septembre 2015 et 2014, nous n'avons constaté dans le bénéfice net aucun
montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de
la juste valeur.
(3) La partie efficace de la variation de la juste valeur des instruments
dérivés visés par des relations de couverture est initialement constatée
dans les autres éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée
dans les produits du secteur de l'énergie, les intérêts débiteurs et les
intérêts créditeurs et autres charges, selon le cas, lorsque l'élément
couvert initial est réglé. Pour les trimestres et périodes de neuf mois
clos les 30 septembre 2015 et 2014, le bénéfice net ne reflétait aucun
gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie
abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se
produise pas.
Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie
Les composantes des autres éléments du résultat étendu liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars, avant les impôts) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Variation de la juste valeur des
instruments dérivés constatée dans
les autres éléments du résultat
étendu (partie efficace)(1)
Electricité (48) 62 (77) 96
Gaz naturel - (1) - (2)
Change - - - 10
Intérêts (1) 1 (1) -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(49) 62 (78) 104
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Reclassement des gains et des
(pertes) sur les instruments
dérivés du cumul des autres
éléments du résultat étendu au
bénéfice net (partie efficace)(1)
Electricité(2) 76 - 124 (109)
Gaz naturel(2) - 1 - 3
Intérêts(3) 4 4 12 12
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
80 5 136 (94)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains sur les instruments dérivés
constatés dans le bénéfice net
(partie inefficace)
Electricité 10 23 3 13
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
10 23 3 13
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des
couvertures. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes
inscrites dans les autres éléments du résultat étendu.
(2) Montant constaté dans les produits du secteur de l'énergie à l'état
consolidé condensé des résultats.
(3) Montant constaté dans les intérêts débiteurs à l'état consolidé condensé
des résultats.
Dispositions liées au risque de crédit éventuel des instruments dérivés
Les contrats dérivés comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui pourraient exiger que nous fournissions des garanties si un événement lié au risque de crédit devait se produire (par exemple, si notre cote de crédit était révisée à la baisse à un niveau de catégorie spéculative).
Compte tenu des contrats en vigueur et des prix du marché au 30 septembre 2015, la juste valeur totale de tous les contrats dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014), et les garanties fournies dans le cours normal des affaires étaient de néant (néant au 31 décembre 2014). Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 30 septembre 2015, nous aurions été tenus de fournir à nos contreparties des garanties de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.
Nous disposons de suffisamment de liquidités sous forme de trésorerie et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.
Autres renseignements
CONTROLES ET PROCEDURES
La direction, y compris le président et chef de la direction et le chef des finances, a évalué l'efficacité de nos contrôles et procédures de communication de l'information au 30 septembre 2015, tel qu'il est exigé par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC. Elle a conclu que nos contrôles et procédures de communication de l'information étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable.
Au troisième trimestre de 2015, il ne s'est produit aucun changement dans notre contrôle interne à l'égard de l'information financière qui a eu ou qui est susceptible d'avoir une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière.
ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES ET MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES
Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR des Etats-Unis, nous devons 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 comptabilisation, parce que ces postes peuvent dépendre d'événements futurs. Nous avons recours à l'information la plus récente et nous faisons preuve du meilleur jugement possible pour établir ces estimations et hypothèses. Nous évaluons aussi régulièrement les actifs et les passifs en tant que tels. Notre rapport annuel de 2014 renferme une synthèse de nos estimations comptables critiques.
Nos principales conventions comptables demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2014, exception faite de ce qui est décrit ci-après. Notre rapport annuel de 2014 renferme une synthèse de nos principales conventions comptables.
Modifications de conventions comptables pour 2015
Présentation des activités abandonnées
En avril 2014, le FASB a publié des directives modifiées sur la présentation des activités abandonnées. Les critères servant à établir ce qui constitue une activité abandonnée ont changé et la présentation d'information supplémentaire est exigée. Ces nouvelles directives sont entrées en vigueur prospectivement le 1er janvier 2015. L'application de cette nouvelle norme n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés de la société.
Modifications comptables futures
Produits d'exploitation tirés des contrats avec des clients
En 2014, le FASB a publié de nouvelles directives sur les produits tirés des contrats avec des clients. Ces directives remplacent les exigences actuelles relatives à la constatation des produits d'exploitation ainsi que la majeure partie des exigences particulières au secteur industriel. Les nouvelles directives exigent qu'une entité constate les produits d'exploitation afin de refléter le transfert des biens ou services promis au client selon un montant qui tient compte de la contrepartie à laquelle la société s'attend à avoir droit en échange de la fourniture de ces biens ou services. En juillet 2015, le FASB a accepté de reporter la date d'entrée en vigueur de ces nouvelles directives au 1er janvier 2018 et d'en permettre l'adoption anticipée au plus tôt le 1er janvier 2017. Deux méthodes peuvent être utilisées pour appliquer ces modifications : (1) rétrospectivement à chaque période antérieure présentée ou (2) rétrospectivement avec comptabilisation de l'effet cumulatif à la date de première application.
Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Eléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats
En janvier 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur les éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats. Ces dernières éliminent le concept d'éléments extraordinaires des PCGR. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Consolidation
En février 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'analyse de la consolidation. Désormais, les entités doivent réévaluer si elles doivent consolider certaines entités légales et éliminer la présomption selon laquelle un commandité doit consolider une société en commandite. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Comptabilisation des intérêts
En avril 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des frais d'émission de titres d'emprunt. Selon ces directives, les frais d'émission de titres d'emprunt doivent être présentés au bilan à titre de déduction directe de la valeur comptable du passif relatif à la dette, conformément aux escomptes ou aux primes relatifs à la dette. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Ces modifications entraîneront un reclassement des frais d'émission de titres d'emprunt, actuellement comptabilisés à titre d'actifs incorporels et autres actifs, afin de les porter en réduction du passif relatif à la dette auxquels ils sont rattachés.
Stocks
En juillet 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification du calcul des stocks. Selon les modifications de cette mise à jour, une entité doit mesurer ses stocks dans le cadre de la portée de cette mise à jour, au moindre du coût et de la valeur de réalisation nette. La valeur de réalisation nette représente le prix de vente estimatif dans le cadre normal des activités, moins les coûts raisonnablement prévisibles de l'achèvement, de la sortie et du transport. Les calculs subséquents demeureront inchangés dans le cas des stocks calculés au moyen de la méthode du dernier entré, premier sorti ou de la méthode du prix de détail. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2017 et s'appliqueront de manière prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Dérivés et instruments de couverture
En août 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'application d'une exception relative à la portée des achats normaux et des ventes normales dans le cas de certains contrats d'électricité conclus sur des marchés nodaux de l'électricité. Les modifications apportées s'appliquent aux entités qui ont des contrats d'achat ou de vente d'électricité à terme et qui prévoient le transport ou la livraison au sein d'un marché nodal. L'une des parties contractantes doit payer des frais (ou obtient des crédits) pour le transport de l'électricité partiellement en fonction de différences de prix marginal selon le lieu à payer à un (ou à recevoir d'un) exploitant indépendant. Cette nouvelle directive a pris effet à la date de sa publication, a été appliquée prospectivement et n'a eu aucune incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Regroupements d'entreprises
En septembre 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des ajustements de périodes d'évaluation pour les regroupements d'entreprises. Selon ces nouvelles directives, l'acquéreur n'est plus tenu de comptabiliser rétrospectivement les ajustements de périodes d'évaluation dans le cas d'un regroupement d'entreprises. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective aux regroupements d'entreprises futurs.
Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars, sauf les montants par
action) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA 1 458 1 435 4 334 4 099
Coûts de restructuration 8 - 20 -
Gain à la vente de Cancarb - - - (108)
Résiliation du contrat avec Niska - 2 - 43
Activités de gestion des risques
non comparables influant sur le
BAIIA 17 (50) 27 (34)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 1 483 1 387 4 381 4 000
Amortissement comparable (439) (403) (1 313) (1 195)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 1 044 984 3 068 2 805
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres postes de l'état des
résultats
Intérêts débiteurs comparables (341) (304) (990) (875)
Intérêts créditeurs et autres
charges comparables 42 49 108 72
Charge d'impôts comparable (236) (230) (668) (616)
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle (46) (25) (145) (110)
Dividendes sur les actions
privilégiées (23) (24) (71) (72)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat comparable 440 450 1 302 1 204
Postes particuliers (déduction
faite des impôts) :
Augmentation du taux d'imposition
des sociétés en Alberta - - (34) -
Coûts de restructuration (6) - (14) -
Gain à la vente de Cancarb - - - 99
Résiliation du contrat avec Niska - (1) - (32)
Activités de gestion des
risques(1) (32) 8 (36) 14
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 402 457 1 218 1 285
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Amortissement comparable (439) (403) (1 313) (1 195)
Postes particuliers - - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Amortissement (439) (403) (1 313) (1 195)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs comparables (341) (304) (990) (875)
Postes particuliers - - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs (341) (304) (990) (875)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts créditeurs et autres
charges comparables 42 49 108 72
Postes particuliers :
Activités de gestion des
risques(1) (26) (32) (25) (9)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts créditeurs et autres
charges 16 17 83 63
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Charge d'impôts comparable (236) (230) (668) (616)
Postes particuliers :
Augmentation du taux d'imposition
des sociétés en Alberta - - (34) -
Coûts de restructuration 2 - 6 -
Gain à la vente de Cancarb - - - (9)
Résiliation du contrat avec Niska - 1 - 11
Activités de gestion des
risques(1) 11 (10) 16 (11)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Charge d'impôts (223) (239) (680) (625)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois
trimestres clos closes
les 30 septembre les 30 septembre
---------------------- ----------------------
---------------------- ----------------------
(non audité - en millions de
dollars, sauf les montants par
action) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat comparable par action
ordinaire 0,62 $ 0,63 $ 1,84 $ 1,70 $
Postes particuliers (déduction
faite des impôts) :
Augmentation du taux
d'imposition des sociétés en
Alberta - - (0,05) -
Coûts de restructuration (0,01) - (0,02) -
Gain à la vente de Cancarb - - - 0,14
Résiliation du contrat avec
Niska - - - (0,04)
Activités de gestion des
risques(1) (0,04) 0,01 (0,05) 0,01
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action
ordinaire 0,57 $ 0,64 $ 1,72 $ 1,81 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
1 Activités de gestion des périodes de neuf
risques trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars) 2015 2014 2015 2014
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Installations énergétiques
au Canada (14) 2 (7) -
Installations énergétiques
aux Etats-Unis (5) 41 (22) 30
Stockage de gaz naturel 2 7 2 4
Change (26) (32) (25) (9)
Impôts sur le bénéfice
attribuables aux activités
de gestion des risques 11 (10) 16 (11)
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
Total des (pertes) gains
découlant des activités de
gestion des risques (32) 8 (36) 14
---------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------
BAIIA et BAII comparables selon le secteur d'exploitation
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
trimestre clos le 30 septembre
2015 Pipelines
(non audité - en millions de de Siège
dollars) Gazoducs liquides Energie social Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA 812 355 328 (37) 1 458
Coûts de restructuration - - - 8 8
Activités de gestion des risques
non comparables influant sur le
BAIIA - - 17 - 17
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 812 355 345 (29) 1 483
Amortissement comparable (284) (68) (79) (8) (439)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 528 287 266 (37) 1 044
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
trimestre clos le 30 septembre
2014 Pipelines
(non audité - en millions de de Siège
dollars) Gazoducs liquides Energie social Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA 750 281 435 (31) 1 435
Résiliation du contrat avec
Niska - - 2 - 2
Activités de gestion des risques
non comparables influant sur le
BAIIA - - (50) - (50)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 750 281 387 (31) 1 387
Amortissement comparable (266) (55) (76) (6) (403)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 484 226 311 (37) 984
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
période de neuf mois close le 30
septembre 2015 Pipelines
(non audité - en millions de de Siège
dollars) Gazoducs liquides Energie social Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA 2 493 980 978 (117) 4 334
Coûts de restructuration - - - 20 20
Activités de gestion des risques
non comparables influant sur le
BAIIA - - 27 - 27
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 2 493 980 1 005 (97) 4 381
Amortissement comparable (845) (197) (248) (23) (1 313)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 1 648 783 757 (120) 3 068
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
période de neuf mois close le 30
septembre 2014 Pipelines
(non audité - en millions de de Siège
dollars) Gazoducs liquides Energie social Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA 2 357 771 1 062 (91) 4 099
Gain à la vente de Cancarb - - (108) - (108)
Résiliation du contrat avec
Niska - - 43 - 43
Activités de gestion des risques
non comparables influant sur le
BAIIA - - (34) - (34)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAIIA comparable 2 357 771 963 (91) 4 000
Amortissement comparable (791) (158) (230) (16) (1 195)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
BAII comparable 1 566 613 733 (107) 2 805
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultats trimestriels
PRINCIPALES DONNEES FINANCIERES TRIMESTRIELLES CONSOLIDEES
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
2015 2014 2013
------------------ ------------------------------
------------------ ------------------------------
(non audité - en millions
de dollars, sauf les
montants par action) T3 T2 T1 T4 T3 T2 T1 T4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 2 944 2 631 2 874 2 616 2 451 2 234 2 884 2 332
Bénéfice net attribuable
aux actionnaires
ordinaires 402 429 387 458 457 416 412 420
Résultat comparable 440 397 465 511 450 332 422 410
Données sur les actions
Bénéfice net par action
ordinaire - de base et
dilué 0,57$ 0,60$ 0,55$ 0,65$ 0,64$ 0,59$ 0,58$ 0,59$
Résultat comparable par
action 0,62$ 0,56$ 0,66$ 0,72$ 0,63$ 0,47$ 0,60$ 0,58$
Dividendes déclarés par
action ordinaire 0,52$ 0,52$ 0,52$ 0,48$ 0,48$ 0,48$ 0,48$ 0,46$
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION TRIMESTRIELLE PAR SECTEUR
Les produits et le bénéfice net fluctuent parfois d'un trimestre à l'autre. Les causes de ces fluctuations varient selon le secteur d'activité.
Dans le secteur des gazoducs, les produits et le bénéfice net trimestriels des pipelines réglementés au Canada sont en général relativement stables au cours d'un même exercice. Nos gazoducs aux Etats-Unis sont généralement soumis aux variations saisonnières; ainsi, leurs résultats sont plus élevés durant l'hiver, en raison de la demande accrue. A long terme, cependant, les résultats du secteur des gazoducs au Canada et aux Etats-Unis fluctuent pour les raisons suivantes :
-- des décisions en matière de réglementation; -- des règlements négociés avec les expéditeurs; -- des acquisitions et des désinvestissements; -- des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation; -- de la mise en service d'actifs nouvellement construits.
Dans le secteur des pipelines de liquides, les produits et le bénéfice net annuels sont fonction des contrats de transport de pétrole brut et des services de transport sur le marché au comptant ne faisant pas l'objet de contrats. Les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :
-- des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation; -- de la mise en service d'actifs nouvellement construits; -- des décisions en matière de réglementation.
Dans le secteur de l'énergie, les produits et le bénéfice net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison :
-- des conditions météorologiques;
-- de la demande des clients;
-- des prix du marché pour le gaz naturel et l'électricité;
-- des paiements de capacité et des prix de capacité;
-- des arrêts d'exploitation prévus et imprévus;
-- des acquisitions et des désinvestissements;
-- de certains ajustements de la juste valeur;
-- des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
-- de la mise en service d'actifs nouvellement construits.
FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION FINANCIERE PAR TRIMESTRE
Pour calculer les mesures comparables, nous ajustons certaines mesures conformes aux PCGR et non conformes aux PCGR en fonction de certains postes que nous jugeons importants, mais qui ne tiennent pas compte des activités sous-jacentes pendant la période visée.
Du résultat comparable sont exclus les gains non réalisés et les pertes non réalisées découlant des variations de la juste valeur de certains instruments dérivés utilisés pour réduire certains risques financiers et risques liés au prix des produits de base auxquels nous sommes exposés. Ces instruments dérivés constituent généralement des instruments de couverture économique efficaces, mais ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture. Par conséquent, nous imputons les variations de la juste valeur au bénéfice net. Etant donné que ces montants ne reflètent pas fidèlement les gains et les pertes qui seront réalisés au moment du règlement, nous estimons qu'ils ne font pas partie de nos activités sous-jacentes.
Au troisième trimestre de 2015, le résultat comparable excluait une charge de 6 millions de dollars après les impôts liée aux indemnités de cessation d'emploi dans le cadre d'une restructuration visant à maximiser l'efficacité et l'efficience des activités actuelles de la société.
Du résultat comparable du deuxième trimestre 2015 est exclus un ajustement de 34 millions de dollars de la charge d'impôts en raison d'une augmentation du taux d'imposition des sociétés en Alberta en juin 2015, de même qu'une charge de 8 millions de dollars après les impôts pour des indemnités de cessation d'emploi découlant principalement de la restructuration de notre groupe responsable des projets majeurs en raison des délais survenus pour certains projets majeurs et dans l'objectif d'augmenter l'efficacité de notre exploitation.
Au quatrième trimestre de 2014, le résultat comparable excluait un gain de 8 millions de dollars après les impôts tiré de la vente de notre participation dans Gas Pacifico/INNERGY.
Au deuxième trimestre de 2014, le résultat comparable excluait un gain de 99 millions de dollars après les impôts tiré de la vente de Cancarb Limited et une perte de 31 millions de dollars après les impôts liée à la résiliation du contrat avec Niska Gas Storage.
Etat consolidé condensé des résultats
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----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens, sauf les
montants par action) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Gazoducs 1 305 1 145 3 896 3 514
Pipelines de liquides 507 387 1 410 1 112
Energie 1 132 919 3 143 2 943
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
2 944 2 451 8 449 7 569
Bénéfice tiré des participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation 94 159 350 362
Charges d'exploitation et autres
charges
Coûts d'exploitation des centrales
et autres 823 674 2 344 2 163
Achats de produits de base revendus 624 388 1 731 1 422
Impôts fonciers 133 113 390 355
Amortissement 439 403 1 313 1 195
Gain à la vente d'actifs - - - (108)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
2 019 1 578 5 778 5 027
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Charges financières
Intérêts débiteurs 341 304 990 875
Intérêts créditeurs et autres
charges (16) (17) (83) (63)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
325 287 907 812
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le
bénéfice 694 745 2 114 2 092
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Charge d'impôts
Exigibles 30 22 124 104
Reportés 193 217 556 521
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
223 239 680 625
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 471 506 1 434 1 467
Bénéfice net attribuable aux
participations sans contrôle 46 25 145 110
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
participations assurant le
contrôle 425 481 1 289 1 357
Dividendes sur les actions
privilégiées 23 24 71 72
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux
actionnaires ordinaires 402 457 1 218 1 285
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué 0,57 $ 0,64 $ 1,72 $ 1,81 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes déclarés par action
ordinaire 0,52 $ 0,48 $ 1,56 $ 1,44 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires (en millions)
De base 709 708 709 708
Dilué 710 710 710 709
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
Etat consolidé condensé du résultat étendu
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 471 506 1 434 1 467
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu,
déduction faite des impôts sur le
bénéfice
Gains de conversion sur
l'investissement net dans des
établissements étrangers 356 287 688 337
Variation de la juste valeur des
couvertures de l'investissement
net (153) (121) (361) (169)
Variation de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie (29) 37 (50) 64
Reclassement dans le bénéfice net
de gains et de pertes sur les
couvertures de flux de trésorerie 50 5 83 (55)
Reclassement dans le bénéfice net
de gains et de pertes actuariels
et du coût des services passés au
titre des régimes de retraite et
d'avantages postérieurs au départ
à la retraite 7 5 24 14
Autres éléments du résultat étendu
liés aux participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation 3 - 10 2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu
(note 9) 234 213 394 193
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 705 719 1 828 1 660
Résultat étendu attribuable aux
participations sans contrôle 171 97 388 187
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu attribuable aux
participations assurant le
contrôle 534 622 1 440 1 473
Dividendes sur les actions
privilégiées 23 24 71 72
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu attribuable aux
actionnaires ordinaires 511 598 1 369 1 401
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
Etat consolidé condensé des flux de trésorerie
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés à
l'exploitation
Bénéfice net 471 506 1 434 1 467
Amortissement 439 403 1 313 1 195
Impôts reportés 193 217 556 521
Bénéfice tiré des participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation (94) (159) (350) (362)
Bénéfices répartis provenant des
participations comptabilisées à la
valeur de consolidation 117 161 397 415
Charges liées aux avantages
postérieurs au départ à la
retraite, déduction faite de la
capitalisation 11 16 41 28
Gain à la vente d'actifs - - - (108)
Composante capitaux propres de la
provision pour les fonds utilisés
pendant la construction (45) (40) (115) (59)
Pertes non réalisées (gains non
réalisés) sur les instruments
financiers 43 (18) 52 (25)
Autres 5 (15) 26 18
Diminution (augmentation) du fonds
de roulement d'exploitation 107 171 (378) 250
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Rentrées nettes liées aux activités
d'exploitation 1 247 1 242 2 976 3 340
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations (976) (744) (2 748) (2 381)
Projets d'investissement en cours
d'aménagement (130) (207) (465) (504)
Participations comptabilisées à la
valeur de consolidation (105) (66) (303) (195)
Acquisitions, déduction faite de la
trésorerie acquise - (181) - (181)
Produit de la vente d'actifs,
déduction faite des coûts de
transaction - - - 187
Montants reportés et autres 147 67 461 139
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Sorties nettes liées aux activités
d'investissement (1 064) (1 131) (3 055) (2 935)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions
ordinaires (369) (340) (1 078) (1 005)
Dividendes sur les actions
privilégiées (23) (24) (69) (69)
Distributions versées aux
participations sans contrôle (60) (42) (168) (134)
Billets à payer (remboursés) émis,
montant net (358) 377 (828) (145)
Titres d'emprunt subordonnés de
rang inférieur émis, déduction
faite des frais d'émission - - 917 -
Titres d'emprunt à long terme émis,
déduction faite des frais
d'émission 962 - 3 323 1 380
Remboursements sur la dette à long
terme (183) (38) (2 066) (1 020)
Actions ordinaires émises,
déduction faite des frais
d'émission 1 27 12 43
Actions privilégiées émises,
déduction faite des frais
d'émission - - 243 440
Parts de société en nom collectif
d'une filiale émises, déduction
faite des frais d'émission - 79 31 79
Rachat d'actions privilégiées d'une
filiale - - - (200)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(Sorties) rentrées nettes liées aux
activités de financement (30) 39 317 (631)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Incidence des variations du taux de
change sur la trésorerie et les
équivalents de trésorerie 12 (19) 28 (3)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Augmentation (diminution) de la
trésorerie et des équivalents de
trésorerie 165 131 266 (229)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
Au début de la période 590 567 489 927
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
A la fin de la période 755 698 755 698
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
Bilan consolidé condensé
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 31 décembre
(non audité - en millions de dollars 2015 2014
canadiens)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 755 489
Débiteurs 1 445 1 313
Stocks 309 292
Autres 1 291 1 446
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
3 800 3 540
Immobilisations déduction faite de
corporelles, l'amortissement cumulé
de respectivement 21
344 $ et 19 563 $ 46 831 41 774
Participations comptabilisées à la valeur de
consolidation 5 782 5 598
Actifs réglementaires 1 243 1 297
Ecart d'acquisition 4 657 4 034
Actifs incorporels et autres actifs 3 415 2 704
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
65 728 58 947
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer 1 714 2 467
Créditeurs et autres 2 635 2 896
Intérêts courus 446 424
Tranche de la dette à long terme échéant à
moins de un an 2 085 1 797
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
6 880 7 584
Passifs réglementaires 966 263
Autres passifs à long terme 1 302 1 052
Passifs d'impôts reportés 6 032 5 275
Dette à long terme 26 990 22 960
Billets subordonnés de rang inférieur 2 333 1 160
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
44 503 38 294
CAPITAUX PROPRES
Actions ordinaires sans valeur nominale 12 214 12 202
Emises et en 30 septembre 2015 - 709
circulation : millions d'actions
31 décembre 2014 - 709
millions d'actions
Actions privilégiées 2 499 2 255
Surplus d'apport 169 370
Bénéfices non répartis 5 592 5 478
Cumul des autres éléments du résultat étendu
(note 9) (1 084) (1 235)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Participations assurant le contrôle 19 390 19 070
Participations sans contrôle 1 835 1 583
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
21 225 20 653
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
65 728 58 947
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Eventualités et garanties (note 13)
Evénements postérieurs à la date du bilan
(note 15)
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
Etat consolidé condensé des capitaux propres
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois closes
30 septembre
------------------------------
------------------------------
(non audité - en millions de dollars
canadiens) 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de la période 12 202 12 149
Emission d'actions à l'exercice d'options sur
actions 12 48
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 12 214 12 197
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées
Solde au début de la période 2 255 1 813
Emission d'actions aux termes d'un appel
public à l'épargne, déduction faite des frais
d'émission 244 442
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 2 499 2 255
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de la période 370 401
Emission d'options sur actions, déduction
faite des exercices 8 1
Incidence de dilution des parts de TC
PipeLines, LP émises 4 9
Rachat d'actions privilégiées d'une filiale - (6)
Incidence du transfert des actifs à TC
PipeLines, LP (213) -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 169 405
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 5 478 5 096
Bénéfice net attribuable aux participations
assurant le contrôle 1 289 1 357
Dividendes sur les actions ordinaires (1 106) (1 019)
Dividendes sur les actions privilégiées (69) (74)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 5 592 5 360
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période (1 235) (934)
Autres éléments du résultat étendu 151 116
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période (1 084) (818)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres attribuables aux
participations assurant le contrôle 19 390 19 399
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres attribuables aux
participations sans contrôle
Solde au début de la période 1 583 1 611
Bénéfice net attribuable aux participations
sans contrôle
TC PipeLines, LP 132 98
Dividendes sur les actions privilégiées de
TCPL - 2
Portland 13 10
Autres éléments du résultat étendu attribuable
aux participations sans contrôle 243 77
Emission de parts de TC PipeLines, LP
Produit, déduction faite des frais
d'émission 31 79
Diminution de la participation de
TransCanada dans TC PipeLines, LP (6) (14)
Distributions déclarées sur les participations
sans contrôle (161) (134)
Rachat d'actions privilégiées d'une filiale - (194)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 1 835 1 535
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Total des capitaux propres 21 225 20 934
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.
Notes afférentes aux états financiers consolidés condensés
(non audité)
1. Règles de présentation
Les présents états financiers consolidés condensés de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "société") ont été dressés par la direction conformément aux PCGR des Etats-Unis. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont définies dans les états financiers consolidés audités annuels pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, sauf ce qui est décrit à la note 2 "Modifications de conventions comptables". Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans les présentes ont le sens qui leur est donné dans le rapport annuel de 2014 de TransCanada.
Ces états financiers consolidés condensés 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 condensés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers consolidés audités de 2014 compris dans le rapport annuel de 2014 de TransCanada. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour en permettre le rapprochement avec ceux de la période considérée.
Les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur des gazoducs de la société en raison du moment des décisions de réglementation et des fluctuations saisonnières du débit à court terme des gazoducs aux Etats-Unis. De plus, les résultats des périodes intermédiaires pourraient ne pas refléter les résultats de l'exercice dans le secteur de l'énergie de la société en raison de l'incidence des conditions météorologiques saisonnières sur la demande des clients et les prix du marché pour certaines des participations de la société dans des centrales électriques et des installations de stockage de gaz non réglementées.
RECOURS A DES ESTIMATIONS ET AU JUGEMENT
Pour dresser les états financiers, TransCanada doit avoir recours à des estimations et à des hypothèses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la détermination de ces postes peut dépendre d'événements futurs. La société a recours à l'information la plus récente et elle fait preuve d'un degré élevé de jugement pour établir ces estimations et hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés condensés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société décrites dans les états financiers consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2014, exception faite de ce qui est décrit à la note 2 "Modifications de conventions comptables".
2. Modifications de conventions comptables
MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES POUR 2015
Présentation des activités abandonnées
En avril 2014, le FASB a publié des directives modifiées sur la présentation des activités abandonnées. Les critères servant à établir ce qui constitue une activité abandonnée ont changé et la présentation d'information supplémentaire est exigée. Ces nouvelles directives sont entrées en vigueur prospectivement le 1er janvier 2015. L'application de cette nouvelle norme n'a pas eu d'incidence sur les états financiers consolidés de la société.
MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES
Produits d'exploitation tirés des contrats avec des clients
En mai 2014, le FASB a publié de nouvelles directives sur les produits d'exploitation tirés des contrats avec des clients. Ces directives remplacent les exigences actuelles relatives à la constatation des produits d'exploitation ainsi que la majeure partie des exigences particulières au secteur industriel. Les nouvelles directives exigent qu'une entité constate les produits d'exploitation afin de refléter le transfert des biens ou services promis au client selon un montant qui tient compte de la contrepartie à laquelle la société s'attend à avoir droit en échange de la fourniture de ces biens ou services. En juillet 2015, le FASB a accepté de reporter la date d'entrée en vigueur de ces nouvelles directives au 1er janvier 2018 et d'en permettre l'adoption anticipée au plus tôt le 1er janvier 2017. Deux méthodes peuvent être utilisées pour appliquer ces modifications : (1) rétrospectivement à chaque période antérieure présentée ou (2) rétrospectivement avec comptabilisation de l'effet cumulatif à la date de première application.
Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Eléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats
En janvier 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur les éléments extraordinaires et exceptionnels à l'état des résultats. Ces dernières éliminent le concept d'éléments extraordinaires des PCGR. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Consolidation
En février 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'analyse de la consolidation. Désormais, les entités doivent réévaluer si elles doivent consolider certaines entités légales et éliminer la présomption selon laquelle un commandité doit consolider une société en commandite. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Nous sommes à évaluer l'incidence de l'adoption de cette mise à jour des normes comptables et n'avons pas encore déterminé quels en seront les effets sur les états financiers consolidés de la société.
Comptabilisation des intérêts
En avril 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des frais d'émission de titres d'emprunt. Selon ces directives, les frais d'émission de titres d'emprunt doivent être présentés au bilan à titre de déduction directe de la valeur comptable du passif relatif à la dette, conformément aux escomptes ou aux primes relatifs à la dette. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon rétrospective. Ces modifications entraîneront un reclassement des frais d'émission de titres d'emprunt actuellement comptabilisés à titre d'actifs incorporels et autres actifs, afin de les porter en réduction du passif relatif à la dette auxquels ils sont rattachés.
Stocks
En juillet 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification du calcul des stocks. Selon les modifications de cette mise à jour, une entité doit mesurer ses stocks dans le cadre de la portée de cette mise à jour, au moindre du coût et de la valeur de réalisation nette. La valeur de réalisation nette représente le prix de vente estimatif dans le cadre normal des activités, moins les coûts raisonnablement prévisibles de l'achèvement, de la sortie et du transport. Les calculs subséquents demeurent inchangés dans le cas des stocks calculés au moyen de la méthode du dernier entré, premier sorti ou de la méthode au prix de détail. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2017 et s'appliqueront de manière prospective. Nous ne nous attendons pas à ce que l'adoption de cette nouvelle norme ait une incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Dérivés et instruments de couverture
En août 2015, le FASB a publié de nouvelles directives sur l'application d'une exception relative à la portée des achats normaux et des ventes normales dans le cas de certains contrats d'électricité conclus sur des marchés nodaux de l'électricité. Les modifications apportées s'appliquent aux entités qui ont des contrats d'achat ou de vente d'électricité à terme et qui prévoient le transport ou la livraison au sein d'un marché nodal. L'une des parties contractantes doit payer des frais (ou obtient des crédits) pour le transport de l'électricité partiellement en fonction de différences de prix marginal selon le lieu à payer à un (ou à recevoir d'un) exploitant indépendant. Cette nouvelle directive a pris effet à la date de sa publication, a été appliquée prospectivement et n'a eu aucune incidence significative sur les états financiers consolidés de la société.
Regroupements d'entreprises
En septembre 2015, le FASB a publié de nouvelles directives concernant la simplification de la comptabilisation des ajustements de périodes d'évaluation pour les regroupements d'entreprises. Selon ces nouvelles directives, l'acquéreur n'est plus tenu de comptabiliser rétrospectivement les ajustements de périodes d'évaluation dans le cas d'un regroupement d'entreprises. Ces nouvelles directives seront en vigueur à compter du 1er janvier 2016 et s'appliqueront de façon prospective aux regroupements d'entreprises futurs.
3. Informations sectorielles
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----------------------------------------------------------------------------
trimestres clos les 30
septembre Gazoducs Pipelines de liquides
------------------------ ------------------------
------------------------ ------------------------
(non audité - en millions
de dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 305 1 145 507 387
Bénéfice tiré des
participations
comptabilisées à la
valeur de consolidation 41 35 - -
Coûts d'exploitation des
centrales et autres (446) (349) (130) (92)
Achats de produits de base
revendus - - - -
Impôts fonciers (88) (81) (22) (14)
Amortissement (284) (266) (68) (55)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice sectoriel 528 484 287 226
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs
Intérêts créditeurs et autres charges
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice
Charge d'impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle
Dividendes sur les actions privilégiées
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
3. Informations sectorielles
----------------------------------------------------------------------------
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trimestres clos les 30
septembre Energie Siège social Total
---------------- ---------------- ----------------
---------------- ---------------- ----------------
(non audité - en millions
de dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 132 919 - - 2 944 2 451
Bénéfice tiré des
participations
comptabilisées à la
valeur de consolidation 53 124 - - 94 159
Coûts d'exploitation des
centrales et autres (210) (202) (37) (31) (823) (674)
Achats de produits de base
revendus (624) (388) - - (624) (388)
Impôts fonciers (23) (18) - - (133) (113)
Amortissement (79) (76) (8) (6) (439) (403)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice sectoriel 249 359 (45) (37) 1 019 1 032
------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs (341) (304)
Intérêts créditeurs et autres charges 16 17
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice 694 745
Charge d'impôts (223) (239)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 471 506
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle (46) (25)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le
contrôle 425 481
Dividendes sur les actions privilégiées (23) (24)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 402 457
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois
closes
les 30 septembre Gazoducs Pipelines de liquides
------------------------ -------------------------
------------------------ -------------------------
(non audité - en millions
de dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 3 896 3 514 1 410 1 112
Bénéfice tiré des
participations
comptabilisées à la
valeur de consolidation 134 124 - -
Coûts d'exploitation des
centrales et autres (1 273) (1 030) (369) (293)
Achats de produits de base
revendus - - - -
Impôts fonciers (264) (251) (61) (48)
Amortissement (845) (791) (197) (158)
Gain à la vente d'actifs - - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice sectoriel 1 648 1 566 783 613
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs
Intérêts créditeurs et autres charges
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice
Charge d'impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle
Dividendes sur les actions privilégiées
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois
closes
les 30 septembre Energie Siège social Total
---------------- ---------------- ----------------
---------------- ---------------- ----------------
(non audité - en millions
de dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Produits 3 143 2 943 - - 8 449 7 569
Bénéfice tiré des
participations
comptabilisées à la
valeur de consolidation 216 238 - - 350 362
Coûts d'exploitation des
centrales et autres (585) (749) (117) (91) (2 344) (2 163)
Achats de produits de base
revendus (1 731) (1 422) - - (1 731) (1 422)
Impôts fonciers (65) (56) - - (390) (355)
Amortissement (248) (230) (23) (16) (1 313) (1 195)
Gain à la vente d'actifs - 108 - - - 108
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice sectoriel 730 832 (140) (107) 3 021 2 904
------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------
Intérêts débiteurs (990) (875)
Intérêts créditeurs et autres charges 83 63
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice 2 114 2 092
Charge d'impôts (680) (625)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 1 434 1 467
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle (145) (110)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le
contrôle 1 289 1 357
Dividendes sur les actions privilégiées (71) (72)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 1 218 1 285
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
TOTAL DE L'ACTIF
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 31 décembre
(non audité - en millions de dollars canadiens) 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gazoducs 30 008 27 103
Pipelines de liquides 18 856 16 116
Energie 14 820 14 197
Siège social 2 044 1 531
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
65 728 58 947
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
4. Coûts de cessation d'exploitation de pipelines
En raison de l'Initiative de consultation relative aux questions foncières (l'"ICQF") de l'ONE, TransCanada doit prélever des fonds pour couvrir les futurs coûts estimatifs liés aux activités de cessation d'exploitation d'un pipeline, et ce, pour tous les pipelines réglementés par l'ONE au Canada. Les montants sont comptabilisés au bilan consolidé condensé, sous les passifs réglementaires. Au 30 septembre 2015, dans le bilan consolidé condensé de la société, les passifs réglementaires comprenaient un montant de 188 millions de dollars (néant au 31 décembre 2014) au titre des futurs coûts estimatifs liés aux activités de cessation d'exploitation.
Les fonds prélevés sont placés dans des fiducies qui les détiennent et les investissent. Ils sont comptabilisés à titre de placements restreints. Au 30 septembre 2015, dans le bilan consolidé condensé, les actifs incorporels et autres actifs comprenaient un montant de 188 millions de dollars (néant au 31 décembre 2014) à titre de placements restreints en raison de l'ICQF. Un complément d'information sur la juste valeur de ces placements, qui sont considérés comme disponibles à la vente, se trouve à la note 11.
5. Impôts sur le bénéfice
Au 30 septembre 2015, l'avantage fiscal non constaté total de positions fiscales incertaines était d'environ 18 millions de dollars (18 millions de dollars au 31 décembre 2014). TransCanada impute aux charges d'impôts l'intérêt et les pénalités liés aux incertitudes en matière de fiscalité. Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, les charges d'impôts comprennent des montants de néant et de 1 million de dollars au titre de la reprise d'intérêts débiteurs et de néant au titre des pénalités (néant au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 30 septembre 2014). Au 30 septembre 2015, la société avait constaté 4 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités (5 millions de dollars au titre des intérêts débiteurs et néant au titre des pénalités au 31 décembre 2014).
Les taux d'imposition effectifs pour les périodes de neuf mois closes les 30 septembre 2015 et 2014 étaient de 32 % et 30 %. Le taux d'imposition effectif accru en 2015 découle principalement d'une augmentation du taux d'imposition prévu par la loi en Alberta et des variations de la proportion du bénéfice généré dans les territoires canadiens et étrangers.
6. Dette à long terme
EMISSION DE TITRES D'EMPRUNT A LONG TERME
Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, la société a émis des titres d'emprunt à long terme comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité -
en millions
de dollars
canadiens,
sauf
indication Date Date Taux
contraire) d'émission Type d'échéance Montant d'intérêt
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
TRANSCANADA PIPELINES
LIMITED
Juillet 2015 Billets à
moyen terme Juillet 2025 750 3,30 %
Mars 2015 Billets de
premier rang
non garantis Mars 2045 750 US 4,60 %
Janvier 2015 Billets de
premier rang
non garantis Janvier 2018 500 US 1,875 %
Janvier 2015 Billets de
premier rang
non garantis Janvier 2018 250 US Variable
TC PIPELINES,
LP
Septembre 2015 Emprunt à
terme non
garanti Octobre 2018 170 US Variable
Mars 2015 Billets de
premier rang
non garantis Mars 2025 350 US 4,375 %
GAS TRANSMISSION NORTHWEST
LLC
Juin 2015 Emprunt à
terme non
garanti Juin 2019 75 US Variable
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
REMBOURSEMENT DE TITRES D'EMPRUNT A LONG TERME
Les titres d'emprunt à long terme remboursés par la société au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 s'établissent comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en
millions de dollars
canadiens, sauf Date de Taux
indication contraire) remboursement Type Montant d'intérêt
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
TRANSCANADA PIPELINES LIMITED
Août 2015 Débentures 150 11,90 %
Billets de premier
Juin 2015 rang non garantis 500 US 3,40 %
Billets de premier
Mars 2015 rang non garantis 500 US 0,875 %
Billets de premier
Janvier 2015 rang non garantis 300 US 4,875 %
GAS TRANSMISSION NORTHWEST LLC
Billets de premier
Juin 2015 rang non garantis 75 US 5,09 %
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, TransCanada a capitalisé des intérêts de 82 millions de dollars et 223 millions de dollars (57 millions de dollars et 199 millions de dollars en 2014) relativement à des projets d'investissement.
7. Billets subordonnés de rang inférieur
EMISSION DE BILLETS SUBORDONNES DE RANG INFERIEUR
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en
millions de
dollars
canadiens, sauf
indication Date Date Taux
contraire) d'émission Type d'échéance Montant d'intérêt
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
TRANSCANADA Mai 2015 Billets
PIPELINES LIMITED subordonnés de
rang inférieur
non garantis(1) Mai 2075 750 US 5,875 %(2)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) En ce qui a trait au droit au paiement, les billets subordonnés de rang
inférieur non garantis sont subordonnés aux titres d'emprunt de premier
rang actuels et futurs, et ils sont subordonnés à tous les titres
d'emprunt et autres obligations de TCPL. Ils sont rachetables au gré de
TCPL à tout moment à partir du 20 mai 2025, pour un montant égal à 100%
de leur montant en capital majoré de l'intérêt couru et impayé à la date
de remboursement.
(2) Les billets subordonnés de rang inférieur ont été émis en faveur de
TransCanada Trust. Le taux d'intérêt est fixé à 5,875% par année et sera
ajusté tous les trois mois au TIOL majoré de 3,778% par année à compter
de mai 2025 jusqu'en mai 2045; de mai 2045 à mai 2075, le taux d'intérêt
sera ajusté tous les trois mois au TIOL majoré de 4,528% par année.
TransCanada Trust (la "fiducie"), notre fiducie de financement détenue à 100 % par notre filiale TCPL, a émis des billets de fiducie de série 2015-A (les "billets de fiducie") pour un montant de 750 millions de dollars US à l'intention de tiers investisseurs. Les billets portent intérêt à un taux fixe de 5,625 % les dix premières années. Ensuite, le taux devient variable. Le produit intégral de l'émission par la fiducie a été prêté à TCPL sous forme de billets subordonnés de rang inférieur de TCPL, d'une valeur de 750 millions de dollars US, assortis d'un taux de 5,875 % qui comprend des frais d'administration de 0,25 %. Bien que les obligations de la fiducie soient garanties entièrement et inconditionnellement par TCPL, sur une base subordonnée, les résultats de la fiducie ne sont pas compris dans les états financiers de TransCanada puisque TCPL n'a pas de participation variable dans la fiducie et que les seuls actifs importants de la fiducie constituent des créances de TCPL.
Aux termes des billets de fiducie et des ententes connexes, dans certaines circonstances 1) TCPL peut émettre des actions privilégiées dans un cas de report aux porteurs des billets de fiducie au lieu de payer des intérêts, et 2) il serait interdit à TransCanada et à TCPL de déclarer ou de payer des dividendes ou de racheter leurs actions privilégiées en circulation (ou, s'il n'y a aucune action privilégiée en circulation, leurs actions ordinaires respectives) jusqu'à ce que toutes les actions privilégiées dans un cas de report aient été rachetées par TCPL. Les billets de fiducie peuvent aussi être échangés automatiquement pour des actions privilégiées de TCPL s'il se produit certains cas de faillites et d'insolvabilité. Toutes ces actions privilégiées auraient égalité de rang avec les autres actions privilégiées de premier rang en circulation de TCPL. Pour un complément d'information sur les modalités des billets de fiducie et les ententes connexes conclues par TransCanada et TCPL, il y a lieu de consulter le prospectus relatif aux billets de fiducie et les autres documents déposés sous le profil de la fiducie sur SEDAR au www.sedar.com.
8. Capitaux propres et capital-actions
En juin 2015, les porteurs de 5,5 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 3 ont exercé leur option de conversion en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 4 et ont eu droit à des dividendes cumulatifs à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 1,28 %. Le taux sera ajusté chaque trimestre par la suite. Le taux de dividende fixe applicable aux actions privilégiées de série 3 restantes a été ajusté. Il s'établit ainsi à 2,152 % par année pour cinq ans.
En mars 2015, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 10 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 11 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut de 250 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées de série 11 auront le droit de convertir leurs actions privilégiées de série 11 en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 12 le 30 novembre 2020 et, par la suite, le 30 novembre, tous les cinq ans. Les porteurs d'actions privilégiées de série 12 auront droit à des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable, à un taux annuel égal à la somme du taux en vigueur pour les bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours et de 2,96 %.
EMISSION ET CONVERSION D'ACTIONS PRIVILEGIEES
Le tableau qui suit présente un sommaire de l'incidence de l'émission et de la conversion d'actions privilégiées en 2015 ainsi qu'il est commenté ci-dessus :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - Nombre
en millions d'actions
de dollars émises et Prix de Date de
canadiens, en rachat rachat et
sauf circulation Rendement Dividende par d'option Droit de
indication (en actuel annuel par action de convertir
contraire) milliers) (1) action (2) conversion en
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang à
dividende cumulatif
Série 3 8 533 2,152 % 0,5375 25,00 $ 30 juin Série 4
2020
Série 4 5 467 Variable Variable 25,50 $ 30 juin Série 3
(3) 2020
Série 11 10 000 3,80 % 0,95 25,00 $ 30 Série 12
novembre
2020
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les porteurs d'actions privilégiées de premier rang rachetables à
dividende cumulatif ont droit à un dividende trimestriel préférentiel
fixe et cumulatif, lorsqu'un tel dividende est déclaré par le conseil
(exception faite des actions privilégiées de série 4). Les porteurs
d'actions privilégiées de série 4 ont droit à un dividende préférentiel
cumulatif trimestriel à taux variable lorsqu'un tel dividende est
déclaré par le conseil.
(2) TransCanada peut, à son gré, racheter la totalité ou une partie des
actions privilégiées en circulation au prix de rachat par action, plus
tous les dividendes courus et impayés à la date d'option de rachat et à
chaque cinquième anniversaire de cette date par la suite.
(3) A compter du 30 septembre 2015, le taux variable des dividendes
trimestriels des actions privilégiées de série 4 est de 1,656% et il
sera ajusté chaque trimestre.
9. Autres éléments du résultat étendu et cumul des autres éléments du résultat étendu
Les autres éléments du résultat étendu, y compris les participations sans contrôle et les répercussions fiscales connexes, sont les suivants :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
trimestre clos le 30 septembre 2015
Montant Recouvrement Montant
(non audité - en millions de dollars avant les (charge) après les
canadiens) impôts d'impôts impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains de conversion sur
l'investissement net dans des
établissements étrangers 350 6 356
Variation de la juste valeur des
couvertures de l'investissement net (207) 54 (153)
Variation de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie (49) 20 (29)
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes sur les
couvertures de flux de trésorerie 80 (30) 50
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes actuariels et du
coût des services passés au titre des
régimes de retraite et d'avantages
postérieurs au départ à la retraite 10 (3) 7
Autres éléments du résultat étendu
liés aux participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation 4 (1) 3
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu 188 46 234
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
trimestre clos le 30 septembre 2014
Montant Recouvrement Montant
(non audité - en millions de dollars avant les (charge) après les
canadiens) impôts d'impôts impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains de conversion sur
l'investissement net dans des
établissements étrangers 234 53 287
Variation de la juste valeur des
couvertures de l'investissement net (164) 43 (121)
Variation de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie 62 (25) 37
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes sur les
couvertures de flux de trésorerie 5 - 5
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes actuariels et du
coût des services passés au titre des
régimes de retraite et d'avantages
postérieurs au départ à la retraite 6 (1) 5
Autres éléments du résultat étendu
liés aux participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation 2 (2) -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu 145 68 213
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
période de neuf mois close le 30
septembre 2015
Montant Recouvrement Montant
(non audité - en millions de dollars avant les (charge) après les
canadiens) impôts d'impôts impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains de conversion sur
l'investissement net dans des
établissements étrangers 675 13 688
Variation de la juste valeur des
couvertures de l'investissement net (490) 129 (361)
Variation de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie (78) 28 (50)
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes sur les
couvertures de flux de trésorerie 136 (53) 83
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes actuariels et du
coût des services passés au titre des
régimes de retraite et d'avantages
postérieurs au départ à la retraite 30 (6) 24
Autres éléments du résultat étendu
liés aux participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation 13 (3) 10
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu 286 108 394
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
période de neuf mois close le 30
septembre 2014
Montant Recouvrement Montant
(non audité - en millions de dollars avant les (charge) après les
canadiens) impôts d'impôts impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains de conversion sur
l'investissement net dans des
établissements étrangers 285 52 337
Variation de la juste valeur des
couvertures de l'investissement net (228) 59 (169)
Variation de la juste valeur des
couvertures de flux de trésorerie 104 (40) 64
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes sur les
couvertures de flux de trésorerie (94) 39 (55)
Reclassement dans le bénéfice net de
gains et de pertes actuariels et du
coût des services passés au titre des
régimes de retraite et d'avantages
postérieurs au départ à la retraite 19 (5) 14
Autres éléments du résultat étendu
liés aux participations
comptabilisées à la valeur de
consolidation 3 (1) 2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu 89 104 193
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Les variations du cumul des autres éléments du résultat étendu, par composante, sont les suivantes :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
trimestre clos le 30 septembre 2015
Ajustements
des régimes
de retraite
et
(non audité - d'avantages Participations
en millions de Couvertures postérieurs comptabilisées
dollars Ecarts de de flux de au départ à à la valeur de
canadiens) conversion trésorerie la retraite consolidation Total(1)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde du cumul
des autres
éléments du
résultat
étendu au 1er
juillet 2015 (512) (116) (264) (301) (1 193)
Autres éléments
du résultat
étendu avant
reclassement(2
) 76 (27) - - 49
Montants
reclassés du
cumul des
autres
éléments du
résultat
étendu - 50 7 3 60
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments
du résultat
étendu de la
période
considérée,
montant net 76 23 7 3 109
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde du cumul
des autres
éléments du
résultat
étendu au 30
septembre 2015 (436) (93) (257) (298) (1 084)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Tous les montants sont présentés déduction faite des impôts. Les
montants entre parenthèses indiquent des pertes inscrites dans les
autres éléments du résultat étendu.
(2) Les autres éléments du résultat étendu avant le reclassement des écarts
de conversion et des couvertures de flux de trésorerie sont présentés
déduction faite de gains de 127 millions de dollars et de pertes de 2
millions de dollars au titre des participations sans contrôle.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
période de neuf
mois close le
30 septembre
2015
Ajustements
des régimes
de retraite
et
(non audité - d'avantages Participations
en millions de Couvertures postérieurs comptabilisées
dollars Ecarts de de flux de au départ à à la valeur de
canadiens) conversion trésorerie la retraite consolidation Total(1 )
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde du cumul
des autres
éléments du
résultat
étendu au 1er
janvier 2015 (518) (128) (281) (308) (1 235)
Autres éléments
du résultat
étendu avant
reclassement
(2) 82 (48) - - 34
Montants
reclassés du
cumul des
autres
éléments du
résultat
étendu (3) - 83 24 10 117
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments
du résultat
étendu de la
période
considérée,
montant net 82 35 24 10 151
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde du cumul
des autres
éléments du
résultat
étendu au 30
septembre 2015 (436) (93) (257) (298) (1 084)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Tous les montants sont présentés déduction faite des impôts. Les
montants entre parenthèses indiquent des pertes inscrites dans les
autres éléments du résultat étendu.
(2) Les autres éléments du résultat étendu avant le reclassement des écarts
de conversion et des couvertures de flux de trésorerie sont présentés
déduction faite de gains de 245 millions de dollars et de pertes de 2
millions de dollars au titre des participations sans contrôle.
(3) Les pertes liées aux couvertures de flux de trésorerie présentées dans
le cumul des autres éléments du résultat étendu qui devraient être
reclassées dans le bénéfice net au cours des 12 prochains mois sont
évaluées à 64 millions de dollars (39 millions de dollars après les
impôts) au 30 septembre 2015. Ces estimations présument que le prix des
produits de base, les taux d'intérêt et les taux de change demeureront
constants; cependant, les montants reclassés varieront en fonction de la
valeur réelle de ces facteurs à la date du règlement.
Les reclassements hors des autres éléments du résultat étendu se détaillent comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Montants reclassés du cumul
des autres éléments du
résultat étendu(1)
-----------------------------
-----------------------------
périodes de
trimestres neuf mois
clos closes
(non audité - en millions de les 30 les 30
dollars canadiens) septembre septembre
-----------------------------
-----------------------------
2015 2014 2015 2014 Poste visé à
l'état
consolidé
condensé des
résultats
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Couvertures de flux de trésorerie
Installations énergétiques et (76) (1) (124) 106 Produits
de gaz naturel (Energie)
(4) (4) (12) (12) Intérêts
Intérêts débiteurs
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(80) (5) (136) 94 Total avant
les impôts
30 - 53 (39) Charge
d'impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(50) (5) (83) 55 Déduction
faite des
impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Ajustements des régimes de
retraite et d'avantages
postérieurs au départ à la
retraite
Amortissement de la perte (10) (6) (30) (19) (2)
actuarielle et du coût des
services passés
3 1 6 5 Charge
d'impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(7) (5) (24) (14) Déduction
faite des
impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Participations comptabilisées à
la valeur de consolidation
Bénéfice tiré des (4) (2) (13) (3) Bénéfice tiré
participations des
participations
comptabilisées
à la valeur de
consolidation
1 2 3 1 Charge
d'impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(3) - (10) (2) Déduction
faite des
impôts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Tous les montants entre parenthèses indiquent des charges constatées à
l'état consolidé condensé des résultats.
(2) Ces composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu sont
incluses dans le calcul du coût net des avantages. Il y a lieu de se
reporter à la note 10 pour un complément d'information.
10. Avantages postérieurs au départ à la retraite
Le coût net des prestations constaté au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs au départ à la retraite de la société se présente comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf mois
trimestres clos closes
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------------
----------------------------------------------
Autres Autres
Régimes de régimes Régimes de régimes
retraite d'avantages retraite d'avantages
----------------------------------------------
----------------------------------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens) 2015 2014 2015 2014 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus 27 21 1 1 81 64 2 2
Coût financier 29 28 2 2 86 84 7 7
Rendement prévu des actifs des
régimes (39) (35) (1) - (116) (104) (2) (1)
Amortissement de la perte
actuarielle 9 5 1 - 26 16 3 1
Amortissement du coût des
services passés - 1 - - 1 2 - -
Amortissement de l'actif
réglementaire 6 4 - 1 18 13 - 1
Amortissement de l'obligation
transitoire liée à
l'entreprise réglementée - - 1 - - - 2 1
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Coût net des prestations
constaté 32 24 4 4 96 75 12 11
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
11. Gestion des risques et instruments financiers
APERCU DE LA GESTION DES RISQUES
TransCanada est exposée au risque de marché et au risque de crédit lié aux contreparties, et la société a mis en place des stratégies, des politiques et des limites dans le but de gérer leur incidence sur le résultat, les flux de trésorerie et, ce faisant, la valeur actionnariale.
RISQUE DE CREDIT LIE AUX CONTREPARTIES
Au 30 septembre 2015, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux actifs disponibles à la vente constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et aux billets, prêts et avances à recevoir. Au 30 septembre 2015, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur, et il n'y a eu aucune créance irrécouvrable importante au cours de la période.
La concentration du risque de crédit de la société à l'égard d'une contrepartie donnée était un montant à recevoir de 248 millions de dollars (185 millions de dollars US) et de 258 millions de dollars (222 millions de dollars US) au 30 septembre 2015 et au 31 décembre 2014. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie, laquelle possède une cote de solvabilité élevée.
INVESTISSEMENT NET DANS DES ETABLISSEMENTS ETRANGERS
La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises et de taux d'intérêt, ainsi qu'à des contrats de change à terme et libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers après les impôts.
Titres d'emprunt libellés en dollars US et désignés en tant que couverture
de l'investissement net
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de dollars
canadiens, sauf indication
contraire) 30 septembre 2015 31 décembre 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Valeur comptable 21 000 (15 600 US) 17 000 (14 700 US)
Juste valeur 22 400 (16 700 US) 19 000 (16 400 US)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2015 31 décembre 2014
(non audité - en millions de Montant Montant
dollars canadiens, sauf Juste nominal ou Juste nominal ou
indication contraire) valeur(1) en capital valeur(1) en capital
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actif (passif)
Swaps de devises et de taux
d'intérêt en dollars US
(échéant de 2015 à 2019)(2) (711) 2 300 US (431) 2 900 US
Contrats de change à terme en
dollars US
(échéant de 2015 à 2016) (18) 800 US (28) 1 400 US
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(729) 3 100 US (459) 4 300 US
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(2) Le bénéfice net du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30
septembre 2015 comprenait des gains réalisés nets de 2 millions de
dollars et de 7 millions de dollars (gains de 5 millions de dollars et
de 16 millions de dollars en 2014) liés à la composante intérêts se
rapportant aux swaps de devises; ces gains sont inclus dans les intérêts
débiteurs.
Présentation des couvertures de l'investissement net au bilan
Le classement au bilan de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir l'investissement net de la société dans des établissements étrangers s'établit comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de dollars 30 septembre 31 décembre
canadiens) 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres actifs à court terme 42 5
Actifs incorporels et autres actifs 6 1
Créditeurs et autres (355) (155)
Autres passifs à long terme (422) (310)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(729) (459)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
INSTRUMENTS FINANCIERS
Instruments financiers non dérivés
Juste valeur des instruments financiers non dérivés
La juste valeur des billets à recevoir de la société est calculée en actualisant les paiements futurs des intérêts et du capital en fonction des taux d'intérêt à terme. La juste valeur de la dette à long terme et des billets subordonnés de rang inférieur est évaluée selon l'approche par le résultat en fonction des cours du marché pour les mêmes instruments ou des instruments semblables provenant de fournisseurs externes de services de données.
Les actifs disponibles à la vente sont comptabilisés à la juste valeur, qui est calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. La valeur comptable de certains instruments financiers non dérivés compris dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie, les débiteurs, les actifs incorporels et autres actifs, les billets à payer, les créditeurs et autres, les intérêts courus et les autres passifs à long terme se rapproche de leur juste valeur, du fait de leur nature ou de leur échéance à court terme, et ils seraient également classés au niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.
Le risque de crédit a été pris en compte dans le calcul de la juste valeur des instruments non dérivés.
Présentation au bilan des instruments financiers non dérivés
Le tableau ci-après présente la juste valeur des instruments financiers non dérivés, exception faite de ceux dont la valeur comptable se rapproche de leur juste valeur, qui seraient classés dans le niveau 2 de la hiérarchie des justes valeurs.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2015 31 décembre 2014
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de Valeur Juste Valeur Juste
dollars canadiens) comptable valeur comptable valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Billets à recevoir(1) 204 254 213 263
Dette à court terme et à long
terme(2,3) (29 075) (32 511) (24 757) (28 713)
Billets subordonnés de rang
inférieur (2 333) (2 069) (1 160) (1 157)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(31 204) (34 326) (25 704) (29 607)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les billets à recevoir sont inclus dans les autres actifs à court terme
et les actifs incorporels et autres actifs au bilan consolidé condensé.
(2) La dette à long terme est constatée au coût après amortissement,
exception faite d'un montant de 750 millions de dollars US (400 millions
de dollars US au 31 décembre 2014) attribuable au risque couvert et
constaté à la juste valeur.
(3) Le bénéfice net consolidé pour le trimestre et la période de neuf mois
clos le 30 septembre 2015 comprend des pertes non réalisées de 9
millions de dollars et de 9 millions de dollars (gains de 2 millions de
dollars et pertes de 3 millions de dollars en 2014) au titre des
ajustements de la juste valeur attribuables au risque de taux d'intérêt
couvert lié aux relations de couverture de la juste valeur des swaps de
taux d'intérêt visant la dette à long terme de 750 millions de dollars
US au 30 septembre 2015 (400 millions de dollars US au 31 décembre
2014). Il n'y avait aucun autre gain non réalisé ni aucune autre perte
non réalisée au titre des ajustements de la juste valeur des instruments
financiers non dérivés.
Sommaire des actifs disponibles à la vente
Les tableaux suivants présentent un résumé des renseignements supplémentaires sur les placements restreints de la société qui sont classés comme disponibles à la vente.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2015 31 décembre 2014
------------------------ ------------------------
------------------------ ------------------------
Placements Placements
restreints restreints
en raison Autres en raison Autres
(non audité - en millions de placements de placements
de dollars canadiens) l'ICQF restreints(2) l'ICQF restreints(2)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Justes valeurs(1)
Titres à revenu
fixe(échéant à moins de 5
ans) - 110 - 75
Titres à revenu
fixe(échéant à plus de 10
ans) 186 - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
186 110 - 75
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les actifs disponibles à la vente sont comptabilisés à la juste valeur
et inclus dans les actifs incorporels et autres actifs au bilan
consolidé condensé.
(2) Les autres placements restreints ont été mis de côté pour financer les
réclamations d'assurance à payer par la filiale d'assurance captive en
propriété exclusive de la société.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2015 30 septembre 2014
------------------------ ------------------------
------------------------ ------------------------
Placements Placements
restreints restreints
en raison Autres en raison Autres
(non audité - en millions de placements de placements
de dollars canadiens) l'ICQF(1) restreints(2) l'ICQF(1) restreints(2)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains (pertes) net(te)s non
réalisé(e)s de la période
trimestre clos 1 - - -
période de neuf mois
close (2) - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les gains et les pertes attribuables aux variations de la juste valeur
des placements restreints en raison de l'ICQF ont une incidence sur les
montants subséquents des fonds prélevés au moyen de droits pour couvrir
les coûts futurs de cessation d'exploitation des pipelines. Par
conséquent, la société comptabilise ces gains et pertes à titre d'actifs
ou de passifs réglementaires.
(2) Les autres placements restreints ont été mis de côté pour financer les
réclamations d'assurance à payer par la filiale d'assurance captive en
propriété exclusive de la société.
Instruments dérivés
Juste valeur des instruments dérivés
La juste valeur des instruments dérivés utilisés pour gérer les risques de change et de taux d'intérêt a été calculée selon l'approche par le résultat au moyen des taux du marché à la fin de la période et par l'application d'un modèle d'évaluation des flux de trésorerie actualisés. La juste valeur des instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel a été calculée aux cours du marché s'ils étaient disponibles. En l'absence de cours du marché, les prix indiqués par une tierce entreprise de courtage ou d'autres techniques d'évaluation ont été utilisés. La juste valeur des options a été calculée au moyen du modèle d'évaluation de Black et Scholes. Le calcul de la juste valeur des instruments dérivés tient compte du risque de crédit.
Dans certains cas, bien que les instruments dérivés soient considérés comme des couvertures économiques efficaces, ils ne répondent pas aux critères précis de la comptabilité de couverture ou ils ne sont pas désignés en tant que couverture et ils sont inscrits à leur juste valeur, et les variations de la juste valeur sont imputées au bénéfice net de la période au cours de laquelle elles surviennent. Pour cette raison, la société peut être exposée à une variabilité accrue du bénéfice présenté, puisque la juste valeur des instruments dérivés peut fluctuer beaucoup d'une période à l'autre.
Présentation des instruments dérivés au bilan
Le classement de la juste valeur des instruments dérivés au bilan s'établit comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de dollars 30 septembre 31 décembre
canadiens) 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Autres actifs à court terme 314 409
Actifs incorporels et autres actifs 150 93
Créditeurs et autres (795) (749)
Autres passifs à long terme (626) (411)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(957) (658)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Sommaire des instruments dérivés pour 2015
Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés détenus à des
fins de transaction(1)
Justes valeurs(2,3)
Actif 295 $ 60 $ - $ 3 $
Passif (366 $) (99 $) (56 $) (3 $)
Valeurs nominales(3)
Volumes(4)
Achats 60 603 106 - -
Ventes 48 801 58 - -
En dollars US - - 1 299US 100US
(Pertes) gains net(te)s non
réalisé(e)s de la période(5)
trimestre clos le 30 septembre
2015 (34 $) 7 $ (26 $) - $
période de neuf mois close le 30
septembre 2015 (33 $) 3 $ (25 $) - $
Pertes nettes réalisées de la
période(5)
trimestre clos le 30 septembre
2015 (27 $) (25 $) (34 $) - $
période de neuf mois close le 30
septembre 2015 (60 $) (24 $) (87 $) - $
2015- 2015-
Dates d'échéance(3) 2015-2020 2020 2016 2015-2016
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés faisant l'objet
de relations de couverture(6,7)
Justes valeurs(2,3)
Actif 46 $ - $ - $ 12 $
Passif (116 $) - $ - $ (4 $)
Valeurs nominales(3)
Volumes(4)
Achats 11 985 - - -
Ventes 5 006 - - -
En dollars US - - - 900US
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s
de la période(5)
trimestre clos le 30 septembre
2015 (35 $) - $ - $ 2 $
période de neuf mois close le 30
septembre 2015 (132 $) - $ - $ 6 $
Dates d'échéance(3) 2015-2020 - - 2015-2019
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) La majeure partie des instruments dérivés détenus à des fins de
transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et ces
derniers sont tous visés par les stratégies, politiques et limites de
gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments
dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne
sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été
conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de
marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Au 30 septembre 2015.
(4) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(5) Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments dérivés détenus à des fins de transaction et utilisés
pour acheter ou vendre de l'électricité ou du gaz naturel sont inclus
dans les produits du secteur de l'énergie. Les montants nets des gains
et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés
détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les
taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et
dans les intérêts créditeurs et autres charges. La partie efficace de la
variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des
relations de couverture est initialement constatée dans les autres
éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits
du secteur de l'énergie, les intérêts débiteurs et les intérêts
créditeurs et autres charges, selon le cas, lorsque l'élément couvert
initial est réglé.
(6) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que
couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 12
millions de dollars et une valeur nominale de 750 millions de dollars US
au 30 septembre 2015. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30
septembre 2015, s'établissant à 4 millions de dollars et à 8 millions de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et
la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015, la société n'a
constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence
d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015,
le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des
couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable
que l'opération couverte ne se produise pas.
Sommaire des instruments dérivés pour 2014
Le sommaire ci-après n'inclut pas les couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens, sauf indication Gaz
contraire) Electricité naturel Change Intérêts
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés détenus à des
fins de transaction(1)
Justes valeurs(2,3)
Actif 362 $ 69 $ 1 $ 4 $
Passif (391 $) (103 $) (32 $) (4 $)
Valeurs nominales(3)
Volumes(4)
Achats 42 097 60 - -
Ventes 35 452 38 - -
En dollars US - - 1 374US 100US
Gains (pertes) net(te)s non
réalisé(e)s de la période(5)
trimestre clos le 30 septembre
2014 20 $ 7 $ (32 $) - $
période de neuf mois close le 30
septembre 2014 35 $ (14 $) (9 $) - $
Gains (pertes) net(te)s réalisé(e)s
de la période(5)
trimestre clos le 30 septembre
2014 8 $ (27 $) (1 $) - $
période de neuf mois close le 30
septembre 2014 (23 $) 19 $ (19 $) - $
2015-
Dates d'échéance(3) 2015-2019 2020 2015 2015-2016
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés faisant l'objet
de relations de couverture(6,7)
Justes valeurs(2,3)
Actif 57 $ - $ - $ 3 $
Passif (163 $) - $ - $ (2 $)
Valeurs nominales(3)
Volumes(4)
Achats 11 120 - - -
Ventes 3 977 - - -
En dollars US - - - 550US
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s
de la période(5)
trimestre clos le 30 septembre
2014 (50 $) - $ - $ 1 $
période de neuf mois close le 30
septembre 2014 138 $ - $ - $ 3 $
Dates d'échéance(3) 2015-2019 - - 2015-2018
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) La majeure partie des instruments dérivés détenus à des fins de
transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et ces
derniers sont tous visés par les stratégies, politiques et limites de
gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments
dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne
sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été
conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de
marché auquel la société est exposée.
(2) Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
(3) Au 31 décembre 2014.
(4) Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz
naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi3.
(5) Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur
les instruments dérivés détenus à des fins de transaction et utilisés
pour acheter ou vendre de l'électricité ou du gaz naturel sont inclus
dans les produits du secteur de l'énergie. Les montants nets des gains
et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés
détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les
taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et
dans les intérêts créditeurs et autres charges. La partie efficace de la
variation de la juste valeur des instruments dérivés visés par des
relations de couverture est initialement constatée dans les autres
éléments du résultat étendu, puis elle est reclassée dans les produits
du secteur de l'énergie, les intérêts débiteurs et les intérêts
créditeurs et autres charges, selon le cas, lorsque l'élément couvert
initial est réglé.
(6) Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que
couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments
financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt désignés en tant que
couvertures de la juste valeur, comportant une juste valeur de 3
millions de dollars et une valeur nominale de 400 millions de dollars US
au 31 décembre 2014. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la
juste valeur pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30
septembre 2014, s'établissant à 2 millions de dollars et à 5 millions de
dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et
la période de neuf mois clos le 30 septembre 2014, la société n'a
constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence
d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
(7) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2014,
le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des
couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable
que l'opération couverte ne se produise pas.
Instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie
Les composantes des autres éléments du résultat étendu (note 9) liées aux instruments dérivés visés par des opérations de couverture de flux de trésorerie s'établissent comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
(non audité - en millions de dollars
canadiens, avant les impôts) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Variation de la juste valeur des
instruments dérivés constatée dans
les autres éléments du résultat
étendu (partie efficace)(1)
Electricité (48) 62 (77) 96
Gaz naturel - (1) - (2)
Change - - - 10
Intérêts (1) 1 (1) -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(49) 62 (78) 104
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Reclassement des gains (pertes) sur
les instruments dérivés du cumul
des autres éléments du résultat
étendu au bénéfice net (partie
efficace)(1)
Electricité(2) 76 - 124 (109)
Gaz naturel(2) - 1 - 3
Intérêts(3) 4 4 12 12
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
80 5 136 (94)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Gains sur les instruments dérivés
constatés dans le bénéfice net
(partie inefficace)
Electricité 10 23 3 13
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
10 23 3 13
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des
couvertures. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes
inscrites dans les autres éléments du résultat étendu.
(2) Montant constaté dans les produits du secteur de l'énergie à l'état
consolidé condensé des résultats.
(3) Montant constaté dans les intérêts débiteurs à l'état consolidé condensé
des résultats.
Compensation des instruments dérivés
La société conclut des contrats d'instruments dérivés assortis d'un droit de compensation dans le cours normal des affaires ainsi qu'en cas de défaut. TransCanada ne dispose d'aucun accord de compensation cadre, mais elle conclut des contrats semblables renfermant des droits de compensation. TransCanada a choisi de présenter au bilan la juste valeur des montants bruts des instruments dérivés assortis d'un droit de compensation. Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
au 30 septembre 2015
Montants bruts
des Montants
instruments disponibles à
dérivés des fins de
(non audité - en millions de dollars présentés au compensation Montants
canadiens) bilan (1) nets
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés - actifs
Electricité 341 (296) 45
Gaz naturel 60 (48) 12
Change 48 (48) -
Intérêts 15 (3) 12
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Total 464 (395) 69
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés - passifs
Electricité (482) 296 (186)
Gaz naturel (99) 48 (51)
Change (833) 48 (785)
Intérêts (7) 3 (4)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Total (1 421) 395 (1 026)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les montants disponibles à des fins de compensation ne comprennent pas
les garanties en trésorerie accordées ou reçues
Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation de la juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats au 31 décembre 2014 :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
au 31 décembre 2014
Montants bruts
des Montants
instruments disponibles à
dérivés des fins de
(non audité - en millions de dollars présentés au compensation Montants
canadiens) bilan (1) nets
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés - actifs
Electricité 419 (330) 89
Gaz naturel 69 (57) 12
Change 7 (7) -
Intérêts 7 (1) 6
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Total 502 (395) 107
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Instruments dérivés - passifs
Electricité (554) 330 (224)
Gaz naturel (103) 57 (46)
Change (497) 7 (490)
Intérêts (6) 1 (5)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Total (1 160) 395 (765)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les montants disponibles à des fins de compensation ne comprennent pas
les garanties en trésorerie accordées ou reçues.
Pour ce qui est de tous les arrangements financiers, y compris les instruments dérivés présentés ci-dessus, au 30 septembre 2015, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 468 millions de dollars (459 millions de dollars au 31 décembre 2014) et des lettres de crédit de 28 millions de dollars (26 millions de dollars au 31 décembre 2014). Au 30 septembre 2015, la société détenait une garantie en trésorerie de néant (1 million de dollars au 31 décembre 2014) et des lettres de crédit de 2 millions de dollars (1 million de dollars au 31 décembre 2014) fournies par des contreparties relativement aux risques liés aux actifs.
Dispositions liées au risque de crédit éventuel des instruments dérivés
Les contrats dérivés qui ont pour objet de gérer le risque de marché comportent souvent des dispositions relatives à des garanties financières qui permettent aux parties de gérer le risque de crédit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un événement lié au risque de crédit devait se produire, tel que la révision à la baisse de la cote de crédit de la société à un niveau de catégorie spéculative.
Compte tenu des contrats en vigueur et des prix du marché au 30 septembre 2015, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014), et la société avait fourni à ce titre des garanties de néant (néant au 31 décembre 2014) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 30 septembre 2015, la société aurait été tenue de fournir à ses contreparties des garanties supplémentaires de 15 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 décembre 2014). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.
La société dispose de suffisamment de liquidités sous forme de trésorerie et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.
HIERARCHIE DES JUSTES VALEURS
Les actifs et les passifs financiers de la société constatés à la juste valeur sont classés dans l'une de trois catégories en fonction de la hiérarchie des justes valeurs.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Niveaux Manière de déterminer la juste valeur
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Niveau 1 Prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs
identiques auxquels la société a accès à la date d'évaluation.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Niveau 2 Evaluations fondées sur l'extrapolation de données autres que les
prix cotés inclus dans le niveau 1, pour lesquelles toutes les
données importantes peuvent être observées directement ou
indirectement. Il peut s'agir de taux de change officiels, de taux
d'intérêt, de courbes de swaps de taux d'intérêt, de courbes de
rendement et de prix indiqués par un fournisseur de services de
données externe. Cette catégorie comprend les actifs et les
passifs liés à des instruments dérivés portant sur les taux
d'intérêt et les taux de change lorsque la juste valeur a été
déterminée selon l'approche par le résultat et les instruments
financiers dérivés portant sur les produits de base pour
l'électricité et le gaz naturel lorsque la juste valeur a été
déterminée selon l'approche par le marché. En présence d'une
évolution des conditions du marché, des transferts entre le niveau
1 et le niveau 2 auraient lieu.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Niveau 3 Evaluation des actifs et des passifs selon l'approche par le
marché en fonction de l'extrapolation de données qui ne sont pas
observables ou lorsque les données observables n'appuient pas une
partie importante de la juste valeur des instruments dérivés.
Cette catégorie comprend les opérations à échéance éloignée visant
des produits de base sur certains marchés, lorsque la liquidité
est faible et les données peuvent comprendre des évaluations de
courtiers à long terme. L'évaluation des options est fondée sur le
modèle d'établissement des prix de Black et Scholes. Les prix de
l'électricité à long terme peuvent être estimés au moyen d'un
outil de modélisation d'une tierce partie qui tient compte de
certaines caractéristiques physiques d'exploitation des centrales
se trouvant dans les marchés où la société exerce ses activités.
Le modèle utilise des données fondamentales du marché, telles que
le prix du combustible, les ajouts et les retraits
d'approvisionnements en électricité, la demande d'électricité, les
conditions hydrologiques saisonnières et les contraintes liées au
transport. Les prix du gaz naturel à long terme en Amérique du
Nord peuvent être estimés en fonction de perspectives relatives à
l'offre et à la demande futures de gaz naturel ainsi que des coûts
d'exploration et de mise en valeur. Toute baisse importante des
prix du combustible ou de la demande d'électricité ou de gaz
naturel, toute hausse de l'offre d'électricité ou de gaz naturel
ou un petit nombre de transactions sur des marchés à plus faible
liquidité devraient ou pourraient donner lieu à une évaluation
inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le niveau
3. Les actifs et les passifs évalués à la juste valeur peuvent
fluctuer entre le niveau 2 et le niveau 3 selon la proportion de
la valeur du contrat dont la durée se prolonge au-delà de la
période pour laquelle il est jugé que les données importantes sont
observables. Lorsqu'ils approchent de leur échéance et que les
données de marché observables deviennent disponibles, les contrats
sont transférés du niveau 3 au niveau 2.
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
La juste valeur des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés de la société, déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme, est classée comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données
Prix cotés sur Autres données importantes
des marchés importantes non
au 30 septembre 2015 actifs observables observables
(non audité - en
millions de dollars
canadiens, avant les
impôts) (niveau 1)(1) (niveau 2)(1) (niveau 3)(1) Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actifs liés aux
instruments dérivés :
Contrats sur
produits de base
pour l'électricité - 337 4 341
Contrats sur
produits de base
pour le gaz naturel 34 14 12 60
Contrats de change - 48 - 48
Contrats sur taux
d'intérêt - 15 - 15
Passifs liés aux
instruments dérivés :
Contrats sur
produits de base
pour l'électricité - (476) (6) (482)
Contrats sur
produits de base
pour le gaz naturel (88) (10) (1) (99)
Contrats de change - (833) - (833)
Contrats sur taux
d'intérêt - (7) - (7)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(54) (912) 9 (957)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Il n'y a eu aucun transfert du niveau 1 au niveau 2 ni du niveau 2 au
niveau 3 au cours de la période de neuf mois close le 30 septembre 2015.
La juste valeur des actifs et des passifs de la société, déterminée de façon récurrente, y compris les tranches à court terme et à long terme pour 2014, est classée comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données
Prix cotés sur Autres données importantes
des marchés importantes non
au 31 décembre 2014 actifs observables observables
(non audité - en
millions de dollars
canadiens, avant
les impôts) (niveau 1)(1) (niveau 2)(1) (niveau 3)(1) Total
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actifs liés aux
instruments dérivés
:
Contrats sur
produits de base
pour l'électricité - 417 2 419
Contrats sur
produits de base
pour le gaz naturel 40 24 5 69
Contrats de change - 7 - 7
Contrats sur taux
d'intérêt - 7 - 7
Passifs liés aux
instruments dérivés
:
Contrats sur
produits de base
pour l'électricité - (551) (3) (554)
Contrats sur
produits de base
pour le gaz naturel (86) (17) - (103)
Contrats de change - (497) - (497)
Contrats sur taux
d'intérêt - (6) - (6)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(46) (616) 4 (658)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Il n'y a eu aucun transfert du niveau 1 au niveau 2 ni du niveau 2 au
niveau 3 au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2014.
Le tableau qui suit présente la variation nette de la juste valeur des actifs et des passifs dérivés classés au niveau 3 de la hiérarchie des justes valeurs :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
périodes de neuf
trimestres clos mois closes
les 30 septembre les 30 septembre
-------------------- --------------------
-------------------- --------------------
(non audité - en millions de
dollars canadiens, avant les
impôts) 2015 2014 2015 2014
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 11 (1) 4 1
Transferts du niveau 3 - (1) 3 (1)
Total des (pertes) gains
comptabilisé(e)s dans le bénéfice
net (2) 2 3 -
Ventes (1) - (1) -
Total des gains comptabilisés dans
les autres éléments du résultat
étendu 1 - - -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période(1) 9 - 9 -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015,
les produits du secteur de l'énergie comprennent des pertes non
réalisées de 2 millions de dollars et des gains non réalisés de 6
millions de dollars attribuables aux instruments dérivés compris dans le
niveau 3 toujours détenus au 30 septembre 2015 (gains de 2 millions de
dollars et néant en 2014).
Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu à une hausse ou à une baisse de 2 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés compris dans le niveau 3 et en vigueur au 30 septembre 2015.
12. Vente de GTN Pipeline à TC PipeLines, LP
Le 1er avril 2015, TransCanada a conclu la vente de sa participation résiduelle de 30 % dans Gas Transmission Northwest ("GTN") à TC PipeLines, LP à un prix d'achat global de 446 millions de dollars US plus un ajustement du prix d'achat de 11 millions de dollars US. Le produit de l'opération de 457 millions de dollars US comportait un versement en trésorerie de 264 millions de dollars US, la prise en charge du montant proportionnel de dette de GTN, à savoir 98 millions de dollars US, et l'émission de nouvelles parts de catégorie B de TC PipeLines, LP pour un montant de 95 millions de dollars US.
13. Eventualités et garanties
TransCanada et ses filiales sont l'objet de diverses actions en justice et procédures d'arbitrage dans le cadre de leurs activités courantes. Bien qu'il ne soit pas possible de prédire avec certitude le résultat final de ces instances et poursuites, la direction estime que leur règlement n'aura pas de conséquences significatives sur la situation financière consolidée ni sur les résultats d'exploitation consolidés de la société.
GARANTIES
TransCanada et son partenaire en coentreprise pour Bruce Power, BPC Generation Infrastructure Trust ("BPC"), ont individuellement garanti solidairement certaines obligations financières conditionnelles de Bruce B relativement à un contrat de location, aux services contractuels et aux services de fournisseurs. En outre, TransCanada et BPC ont individuellement garanti la moitié de certaines obligations financières conditionnelles de Bruce A liées à une entente de sous-location ainsi qu'à certaines autres obligations financières. Le risque de la société aux termes de certaines de ces garanties est illimité.
Outre les garanties pour Bruce Power, la société et ses associés dans certaines des entités qu'elle détient en partie ont soit (i) conjointement et solidairement, (ii) conjointement ou (iii) individuellement garanti la performance financière de ces entités, principalement dans le contexte de l'acheminement du gaz naturel, des paiements dans le cadre de CAE et du paiement des obligations. Pour certaines de ces entités, tout paiement effectué par TransCanada, au titre des garanties précitées, supérieur à la quote-part de la société compte tenu de son degré de participation sera remboursé par ses associés.
La valeur comptable de ces garanties est incluse dans les autres passifs à long terme. Les renseignements sur les garanties de la société s'établissent comme suit :
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
au 30 septembre 2015 au 31 décembre 2014
---------------------- ----------------------
---------------------- ----------------------
(non audité - en
millions de
dollars Risque Valeur Risque Valeur
canadiens) Echéance éventuel(1) comptable éventuel(1) comptable
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bruce Power Diverses 529 5 634 6
jusqu'en
2019(2)
Autres entités Diverses 140 20 104 14
détenues jusqu'en 2040
conjointement
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
669 25 738 20
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Quote-part de TransCanada à l'égard du risque estimatif actuel ou
conditionnel.
(2) Exception faite d'une garantie qui n'a aucune date d'échéance.
14. Coûts de restructuration
En 2015, TransCanada a entrepris une initiative de restructuration et de transformation de l'entreprise en vue de réduire les coûts dans leur ensemble et de maximiser l'efficacité et l'efficience de ses activités actuelles. Au 30 septembre 2015, TransCanada avait engagé 36 millions de dollars avant les impôts, principalement au titre des indemnités de cessation d'emploi, dont 20 millions de dollars avant les impôts étaient inclus dans les coûts d'exploitation des centrales et autres à l'état des résultats, 8 millions de dollars avaient été capitalisés aux projets visés par la restructuration et 8 millions de dollars peuvent être recouvrés par le truchement des structures réglementaires et tarifaires. Les charges totales liées à la restructuration seront déterminées lorsque la portée des changements prévus sera connue, ce qui devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2015. La société prévoit entreprendre au quatrième trimestre de 2015 et en 2016 d'autres initiatives de restructuration.
15. Evénements postérieurs à la date du bilan
Le 6 octobre 2015, TCPL a procédé à la clôture de son placement de billets à moyen terme échéant le 15 novembre 2041 et portant intérêt à 4,55 %, pour un montant de 400 millions de dollars.
Le 8 octobre 2015, TransCanada a conclu une entente visant l'acquisition de la centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel Ironwood, située en Pennsylvanie, pour un montant de 654 millions de dollars US. A la clôture, une dette de 42 millions de dollars US sera prise en charge et remboursée dans les 45 jours suivant la clôture au moyen des fonds entiercés par le vendeur. La clôture de la transaction est prévue pour le premier trimestre de 2016, sous réserve du respect de certaines conditions.
Coordonnées:
Renseignements aux médias :
Mark Cooper ou Davis Sheremata
403.920.7859 ou 800.608.7859
Renseignements aux investisseurs et analystes :
David Moneta ou Lee Evans
403.920.7911 ou 800.361.6522
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Communiqué envoyé le 10 novembre 2015 à 18:33 et diffusé par :
