Résultats de TransCanada en hausse au deuxième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 31 juillet 2013) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) ("TransCanada" ou "la société") a annoncé aujourd'hui que le résultat comparable du deuxième trimestre de 2013 s'établit à 357 millions de dollars (0,51 $ par action) comparativement à 300 millions de dollars (0,43 $ par action) pour la même période en 2012. Par ailleurs, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires du deuxième trimestre de 2013 s'est chiffré à 365 millions de dollars (0,52 $par action). Enfin, notre conseil d'administration a déclaré un dividende trimestriel de 0,46 $ par action ordinaire pour le trimestre qui sera clos le 30 septembre 2013, ce qui correspond à un dividende annualisé de 1,84 $ par action ordinaire.

« Nos trois secteurs d'activité ont tous produits de solides résultats au deuxième trimestre, a affirmé Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada. La hausse des prix de l'électricité en Alberta, l'augmentation des prix relatifs à la capacité de New York, la centrale de Bruce Power qui fonctionne désormais avec ses huit réacteurs et l'augmentation du rendement autorisé du capital-actions du réseau principal au Canada sont autant de facteurs ayant contribué à la progression marquée du bénéfice par rapport à celui de la même période de l'exercice précédent. Nous sommes aussi très heureux de l'intérêt manifesté par les expéditeurs à l'égard de notre projet Énergie Est, qui permettrait non seulement d'acheminer du pétrole brut depuis l'Ouest canadien vers les marchés de l'est du Canada, mais aussi de rehausser notre portefeuille actuel de projets garantis sur le plan commercial d'une valeur de 26 milliards de dollars, qui devraient être achevés d'ici la fin de la décennie. »

Au cours des trois prochaines années, sous réserve des approbations requises, nous prévoyons achever des projets d'une valeur de 13 milliards de dollars dont l'aménagement est à un stade avancé. Ils comprennent le projet de la côte du golfe, Keystone XL, le terminal Hardisty de Keystone, la phase initiale du pipeline Grand Rapids, les projets du pipeline Heartland et des teminaux TC, le prolongement du pipeline Tamazunchale, l'acquisition de neuf projets d'énergie solaire en Ontario et l'expansion ayant cours du réseau de NGTL.

Nous avons par ailleurs garanti sur le plan commercial des projets d'infrastructures énergétiques sous contrat de longue durée d'une valeur de 13 milliards de dollars, qui devraient entrer en service à compter de 2016. Outre le projet Coastal GasLink et le projet de transport de gaz de Prince Rupert qui assureraient le transport de gaz naturel jusqu'à la côte ouest du Canada pour liquéfaction et expédition vers les marchés de l'Asie, ils comprennent aussi les projets de gazoducs de Topolobampo et de Mazatlan au Mexique, l'achèvement du pipeline Grand Rapids et de l'oléoduc Northern Courier dans le nord de l'Alberta ainsi que la centrale électrique de Napanee dans l'est de l'Ontario. TransCanada prévoit que ces projets produiront un bénéfice et des flux de trésorerie prévisibles et durables.

Points saillants

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

Résultats financiers du deuxième trimestre
- Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 365 millions de dollars (0,52 $ par action)
- Résultat comparable de 357 millions de dollars (0,51 $ par action)
- Bénéfice avant les intérêts, les impôts et l'amortissement (« BAIIA ») comparable de 1,1 milliard de dollars
- Fonds provenant de l'exploitation totalisant 955 millions de dollars
Dividende trimestriel de 0,46 $ par action ordinaire déclaré pour le trimestre qui sera clos le 30 septembre
Construction du projet de la côte du golfe de 2,3 milliards de dollars US, exception faite du latéral de Houston, achevé à 85 %
Fin, le 22 avril, de la période allouée par le Département d'État américain pour les commentaires du public au sujet de l'avant-projet d'énoncé d'impact environnemental pour l'oléoduc Keystone XL
Clôture de l'appel de soumissions visant à obtenir des engagements fermes pour le transport de pétrole brut par pipeline depuis des points de réception dans l'Ouest canadien jusqu'aux marchés de l'est du Canada
Exploitation, pour la première fois en vingt ans, des huit réacteurs de la centrale Bruce Power à la suite de la remise en service du réacteur 4 le 13 avril et du récent redémarrage des réacteurs 1 et 2
Acquisition, le 28 juin, du premier de neuf projets d'énergie solaire en Ontario pour un montant de 55 millions de dollars
Vente à TC Pipelines, LP, le 2 juillet, d'une participation de 45 % dans GTN et Bison, respectivement, pour un montant de 1,5 milliard de dollars US

Le résultat comparable du deuxième trimestre de 2013, à 357 millions de dollars (0,51 $ par action), se compare à 300 millions de dollars (0,43 $ par action) pour la même période en 2012. L'augmentation du bénéfice provenant du réseau principal au Canada, de Bruce Power et des installations énergétiques aux États-Unis a été annulée en partie par l'apport inférieur des gazoducs aux États-Unis.

Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires pour le deuxième trimestre de 2013 s'est chiffré à 365 millions de dollars (0,52 $ par action) comparativement à 272 millions de dollars (0,39 $ par action) au deuxième trimestre de 2012.

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

Oléoducs :

Projet de la côte du golfe Nous construisons un pipeline d'un diamètre de 36 pouces entre Cushing, en Oklahoma, et la côte américaine du golfe du Mexique, et nous prévoyons commencer à acheminer du pétrole brut à destination de Port Arthur, au Texas, à la fin de 2013. La construction est achevée à environ 85 % et nous évaluons le coût des installations depuis Cushing jusqu'à Port Arthur à 2,3 milliards de dollars US.

La construction du latéral de Houston de 76 kilomètres (« km ») (47 milles) qui assurera le transport de pétrole brut jusqu'aux raffineries de Houston devrait être achevée en 2014 au coût de 300 millions de dollars US.

Le projet de la côte du golfe aura une capacité pouvant atteindre 700 000 barils par jour (« b/j »).

Keystone XL Le 1^er mars 2013, le Département d'État des États-Unis a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental pour l'oléoduc Keystone XL. L'énoncé d'impact a réitéré que la construction du pipeline proposé de la frontière canado-américaine, dans le Montana, jusqu'à Steele City, au Nebraska, ne donnerait lieu à aucune incidence environnementale importante. Le Département d'État poursuit son examen des mémoires sur l'énoncé d'impact qui lui ont été soumis pendant la période allouée pour les commentaires du public, qui a pris fin le 22 avril 2013. Le Département d'État, une fois sa revue terminée, devrait publier un énoncé d'impact environnemental supplémentaire final, puis consulter d'autres organismes gouvernementaux en plus d'offrir au public une occasion supplémentaire de formuler ses commentaires au cours de la période allouée, à concurrence de 90 jours, pour déterminer si le projet sert les meilleurs intérêts du pays avant de prendre une décision au sujet de notre demande de permis présidentiel.

Nous prévoyons que la mise en service de l'oléoduc aura lieu dans les deux ans suivant la réception du permis présidentiel. Les estimations de coûts de 5,3 milliards de dollars US augmenteront en fonction du moment de l'obtention du permis. Au 30 juin 2013, nous avions investi 1,9 milliard de dollars US dans ce projet.

Oléoduc Énergie Est Le 17 juin 2013 prenait fin un appel de soumissions visant à obtenir des engagements fermes pour le transport de 850 000 b/j de pétrole brut depuis des points de réception dans l'Ouest canadien jusqu'aux marchés de l'est du Canada. Nous nous employons actuellement à passer en revue les soumissions.

Le projet d'oléoduc Énergie Est prévoit la conversion d'approximativement 3 000 km (1 870 milles) de notre réseau principal au Canada en vue du transport de pétrole brut ainsi que la construction d'une nouvelle canalisation d'une longueur d'environ 1 400 km (870 milles).

Nous avons amorcé le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes ainsi que les travaux sur le terrain dans le cadre de notre démarche de conception et de planification initiale. Si nous jugeons qu'il existe un appui commercial pour le projet, nous présenterons des demandes réglementaires pour obtenir l'approbation de construire et d'exploiter ces installations, dont la mise en service pourrait avoir lieu vers la fin de 2017.

Pipeline Heartland et terminaux TC Nous avons annoncé le 2 mai 2013 que nous avions conclu des contrats d'expédition exécutoires à long terme portant sur la construction, la détention et l'exploitation des projets de pipeline Heartland et de terminaux TC.

Ces deux projets prévoient la construction d'un oléoduc de 200 km (125 milles) qui reliera la région d'Edmonton aux installations de Hardisty, en Alberta, et l'aménagement de terminaux dans la zone industrielle de Heartland, au nord d'Edmonton. Nous prévoyons que l'oléoduc pourrait acheminer jusqu'à 900 000 b/j, tandis que l'installation terminale devrait avoir une capacité de stockage pouvant atteindre 1,9 million de barils de pétrole brut. Selon nos estimations, le coût global des deux projets devrait s'établir à 900 millions de dollars. Nous prévoyons les mettre en service au cours du deuxième semestre de 2015.

Le 30 mai 2013, nous avons déposé une demande de permis visant les installations terminales auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta et nous prévoyons lui présenter une demande au sujet de l'oléoduc plus tard en 2013.

Projet pipelinier Northern Courier Le 25 avril 2013, nous avons présenté une demande de permis à l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta à la suite de l'achèvement du processus obligatoire d'engagement des Autochtones et des parties prenantes et des travaux connexes sur le terrain. Nous continuons à travailler à la réalisation de ce projet en collaboration avec Fort Hills Energy Limited Partnership.

Pipeline Grand Rapids Le 23 mai 2013, nous avons déposé auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta une demande de permis après avoir achevé le processus obligatoire d'engagement des Autochtones et des parties prenantes et les travaux connexes sur le terrain. Le réseau pipelinier Grand Rapids, qui sera le premier à relier le secteur des sables bitumineux en plein essor situé à l'ouest de la rivière Athabasca à la région d'Edmonton/Heartland, pourra transporter jusqu'à 900 000 b/j de pétrole brut et 330 000 barils de diluant.

Gazoducs :

Décision de l'Office national de l'énergie (« ONÉ ») au sujet de la proposition de restructuration au Canada Le 27 mars 2013, l'ONÉ a fait connaître sa décision sur notre demande visant à modifier la structure de l'entreprise et les modalités de service pour le réseau principal au Canada. La décision de l'ONÉ modifie de façon importante le cadre réglementaire ayant servi de base à des investissements de plus de 10 milliards de dollars dans nos pipelines réglementés au cours des 60 dernières années.

Le 1^er mai 2013, nous avons présenté une demande de révision et de modification de la décision et de l'ordonnance y afférente. L'ONÉ a rejeté notre demande le 11 juin 2013 et il en a publié les motifs le 22 juillet 2013. L'ONÉ a toutefois reconnu que certains des changements proposés par TransCanada à l'égard de la structure tarifaire du réseau principal au Canada devraient faire l'objet d'une demande distincte examinée dans le cadre d'une audience orale qui commencera le 3 septembre 2013.

Depuis le 1^er juillet, nous exerçons nos activités conformément au nouveau cadre réglementaire prescrit par l'ONÉ dans sa décision. Nous avons cependant présenté une demande de modification de la tarification et nous nous emploierons à gérer cette question dans le cadre de l'audience orale. Nous attendons la décision de l'ONÉ à l'égard des changements proposés.

Réseau de NGTL Nous poursuivons l'expansion du réseau de NGTL et, en 2013, nous avons mis en service de nouvelles installations d'une valeur d'approximativement 700 millions de dollars. Nous avons présenté à l'ONÉ des demandes visant d'autres nouvelles installations pour un montant de 130 millions de dollars, demandes qu'il a approuvées. Depuis le début de 2013, nous avons présenté des demandes visant de nouvelles installations d'une valeur de 145 millions de dollars, qui demeurent assujetties à l'approbation de l'ONÉ, et nous poursuivons nos plans pour soumettre d'autres demandes réglementaires pour des projets d'expansion en Colombie-Britannique de l'ordre de 1,0 milliard de dollars à 1,5 milliard de dollars en vue de relier et d'acheminer de nouveaux approvisionnements en gaz naturel qui seront livrés au projet de transport de gaz de Prince Rupert ainsi qu'à d'autres marchés desservis par le réseau de NGTL. Par ailleurs, nous prévoyons lancer un appel de soumissions au troisième trimestre de 2013 afin de proposer, dans le cadre d'une entente de transport sur le pipeline Coastal GasLink avec un tiers, des services de livraison à destination de Vanderhoof, en Colombie-Britannique.

Projet de transport de gaz de Prince Rupert L'Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique a délivré en juin 2013 une ordonnance en vertu de l'article 10 précisant que le projet mérite d'être examiné et requiert un certificat d'évaluation environnementale. L'Agence canadienne d'évaluation environnementale (« ACEE ») a amorcé la période allouée pour les commentaires du public en juin 2013.

Projet Coastal GasLink Nous nous concentrons actuellement sur la participation des collectivités, des propriétaires fonciers, des gouvernements et des Premières Nations dans le cadre du déroulement du processus réglementaire pour ce projet de pipeline auprès de l'Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique et de l'ACEE.

Énergie :

Bruce Power Le réacteur 4 de Bruce Power a été remis en service le 13 avril 2013 après l'exécution du programme de prolongement de la durée d'exploitation amorcé en août 2012. L'investissement devrait permettre au réacteur 4 de demeurer en exploitation au moins jusqu'en 2021. La remise en exploitation du réacteur 4 conjuguée au redémarrage des réacteurs 1 et 2 font en sorte que les 8 réacteurs de la centrale sont en exploitation pour la première fois en 20 ans et sont en mesure de produire 6 200 mégawatts (« MW ») d'électricité sans émission de gaz à effet de serre. Nous ne prévoyons pas d'autres arrêts pour entretien préventif en 2013.

Sundance A TransAlta a annoncé plus tôt cette année qu'elle prévoyait remettre en service les groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance A à l'automne 2013. La société a annoncé ultérieurement qu'elle avançait la date de remise en service du groupe électrogène 1 au 31 juillet 2013. Pour ce qui est du groupe électrogène 2, la date de sa remise en service n'a pas été modifiée. Les groupes électrogènes 1 et 2 ont une capacité de production totale de 560 MW.

Énergie solaire en Ontario Vers la fin de 2011, nous avons convenu avec Canadian Solar Solutions Inc. d'acheter neuf projets d'énergie solaire en Ontario (capacité de production totale de 86 MW) au coût approximatif de 470 millions de dollars. Le 28 juin 2013, nous avons acquis le premier projet, d'une capacité de 10 MW, au prix de 55 millions de dollars. Nous nous attendons à réaliser l'acquisition des autres projets en 2013 et 2014, sous réserve de l'achèvement satisfaisant des activités de construction connexes et de l'obtention des approbations réglementaires requises. Toute l'énergie produite par ces projets sera vendue aux termes de conventions d'achat d'électricité de 20 ans conclues avec l'Office de l'électricité de l'Ontario.

Bécancour Hydro-Québec nous a avisée en juin 2013 qu'elle entendait exercer son option de prolonger l'entente d'interruption de toute la production d'électricité de la centrale de Bécancour jusqu'à la fin de 2014. Selon cette entente, Hydro-Québec peut prolonger chaque année, sous réserve de certaines conditions, l'interruption de la production d'électricité jusqu'à ce que la demande se rétablisse à l'échelle régionale. Même si la production d'électricité est suspendue, Hydro-Québec continue de verser à la société les paiements prévus au titre de la capacité.

Siège social :

Notre conseil d'administration a déclaré, pour le trimestre qui sera clos le 30 septembre 2013, un dividende trimestriel de 0,46 $ par action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Le montant trimestriel correspond à un dividende annualisé de 1,84 $ par action ordinaire.

Le 2 juillet 2013, nous avons mené à terme la vente d'une participation de 45 % dans Gas Transmission Northwest LLC (« GTN ») et Bison Pipeline LLC (« Bison »), respectivement, à notre société en commandite principale, TC PipeLines, LP, pour une contrepartie totale de 1,05 milliard de dollars US, qui comprend un montant de 146 millions de dollars US attribué à 45 % de la dette de GTN. Le produit de la vente contribuera à financer une partie de notre programme d'investissement. Cette opération fait état de l'une des nombreuses options de financement dont nous disposons au moment où nous entreprenons de tirer parti de notre remarquable portefeuille de croissance.

En mai 2013, TC PipeLines, L.P. a achevé un appel public à l'épargne dans le cadre duquel 8 855 000 parts ordinaires ont été émises au prix de 43,85 $ US la part pour un produit brut d'environ 388 millions de dollars US. De ce montant, nous avons investi 8 millions de dollars US pour maintenir notre participation de commandité de 2 %, mais nous n'avons pas acquis de parts ordinaires supplémentaires. Suivant la clôture de cet appel public, notre participation dans TC PipeLines, LP a été ramenée de 33,3 % à 28,9 %.

En juillet 2013, TC PipeLines, LP a contracté un prêt à terme de cinq ans de 500 millions de dollars US portant échéance en juillet 2018. L'emprunt a servi à financer partiellement l'acquisition de la participation de 45 % dans GTN et Bison.

En juillet 2013, nous avons émis pour une valeur de 500 millions de dollars US de billets de trois ans à taux d'intérêt variable fondé sur le taux interbancaire LIBOR échéant le 30 juin 2016 et portant initialement intérêt à 0,95 % par an.

Nous avons émis, également en juillet 2013, pour une valeur de 450 millions de dollars et de 300 millions de dollars de billets à moyen terme échéant respectivement le 19 juillet 2023 et le 15 novembre 2041 et portant respectivement intérêt à 3,69 % et à 4,55 % par an.

Outre à des fins générales, le produit net de ces émissions servira à réduire la dette à court terme qui a permis de financer en partie notre programme d'investissement.

Téléconférence - présentation audio et diaporama

Nous tiendrons une téléconférence et une webémission le vendredi 26 juillet 2013 pour discuter des résultats financiers du deuxième trimestre de 2013. Russ Girling, président et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-président directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'équipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des résultats financiers et des faits nouveaux au sein de la société à 9 h (HAR) / 11 h (HAE).

Les analystes, membres des médias et autres intéressés sont invités à participer à la téléconférence en composant le 866.507.1212 ou le 416.695.6616 (région de Toronto) au moins 10 minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La téléconférence sera transmise en direct au www.transcanada.com.

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit (HAE), le 2 août 2013; il suffira de composer le 800.408.3053 ou le 905.694.9451, ainsi que le code d'accès 1924325.

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

Forte d'une expérience de plus de 60 ans, TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, y compris des gazoducs, des oléoducs, des centrales électriques et des installations de stockage de gaz. Le réseau de gazoducs exploité par TransCanada s'étend sur plus de 68 500 kilomètres (42 500 milles) et permet d'accéder à la presque totalité des grands bassins d'approvisionnements gaziers en Amérique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes avec une capacité de stockage de plus de 400 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 11 800 mégawatts d'électricité au Canada et aux États-Unis. TransCanada aménage l'un des plus importants réseaux de transport de pétrole en Amérique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP. Pour un complément d'information, prière de consulter : www.transcanada.com ou de nous suivre sur Twitter @TransCanada ou http://blog.transcanada.com.

Informations prospectives

Le présent communiqué renferme certaines informations prospectives qui sont assujetties à des risques et à des incertitudes importants (de tels énoncés s'accompagnent habituellement des verbes « prévoir », « s'attendre à », « devoir », « croire », « 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 des 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 aux présentes informations prospectives, fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent communiqué, et ne devrait avoir recours aux perspectives financières ou à l'information axée sur ce qui est à venir que dans l'esprit où celles-ci ont été avancées. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, sauf si la loi l'exige. Pour un complément d'information sur les hypothèses formulées ainsi que sur les risques et les incertitudes pouvant faire en sorte que les résultats réels pourraient s'écarter de ceux anticipés, il y a lieu de consulter le rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 25 juillet 2013 et le rapport annuel 2012 sur notre site Web au www.transcanada.com ou déposé sous le profil de TransCanada sur SEDAR au www.sedar.com et auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis au www.sec.gov.

Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des références à des mesures non conformes aux PCGR, y compris le résultat comparable, le BAIIA, les fonds provenant de l'exploitation et le résultat comparable par action, qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et qui, par conséquent, ne sont probablement pas comparables à des mesures semblables présentées par d'autres sociétés. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculées d'une manière uniforme d'une période à l'autre et sont ajustées en fonction de postes particuliers pour chaque période, au besoin. Il y a lieu de se reporter au rapport trimestriel aux actionnaires de TransCanada en date du 25 juillet 2013 pour un complément d'information sur les mesures non conformes aux PCGR.

Rapport trimestriel aux actionnaires

Deuxième trimestre de 2013

Points saillants des résultats financiers

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.

		trimestres clos les 30 juin			semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		2013		2012	2013		2012

Bénéfice
Produits		2 009		1 847	4 261		3 792
BAIIA comparable		1 143		997	2 311		2 110
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		365		272	811		624
	par action ordinaire - de base	0,52 $		0,39 $	1,15 $		0,89 $
Résultat comparable		357		300	727		663
	par action ordinaire	0,51 $		0,43 $	1,03 $		0,94 $

Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Fonds provenant de l'exploitation		955		729	1 871		1 600
(Augmentation) diminution du fonds de roulement d'exploitation		(114	)	14	(324	)	(155	)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation		841		743	1 547		1 445

Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations		1 109		397	2 038		861
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation		39		197	71		413
Acquisition		55		-	55		-

Dividendes
Par action ordinaire		0,46 $		0,44 $	0,92 $		0,88 $

Actions ordinaires en circulation - de base (en millions)
Moyenne de la période		707		704	706		704
Fin de la période		707		704	707		704

Rapport de gestion

Le 25 juillet 2013

Le 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 le semestre clos le 30 juin 2013, et il doit être lu à la lumière des états financiers consolidés condensés non audités pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, qui ont été dressés conformément aux PCGR des États-Unis.

Le rapport de gestion doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés audités et des notes y afférentes de l'exercice clos le 31 décembre 2012 et du rapport de gestion qui figurent dans notre rapport annuel 2012, et qui ont été dressés selon les PCGR des États-Unis.

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 paraissant dans notre rapport annuel 2012.

Tous les renseignements sont en date du 25 juillet 2013 et tous les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.

INFORMATIONS PROSPECTIVES

Nous communiquons des informations prospectives afin d'aider les investisseurs actuels et éventuels à comprendre l'évaluation que fait la direction des plans et perspectives financières pour l'avenir ainsi que des perspectives futures en général.

Les énoncés prospectifs se fondent sur certaines hypothèses ainsi que sur ce que nous savons et ce à quoi nous nous attendons présentement. Ils comprennent généralement les verbes « prévoir », « s'attendre », « croire », « pouvoir », « devoir », « estimer », « projeter », « entrevoir » et d'autres termes du genre.

Les énoncés prospectifs présentés dans le rapport de gestion peuvent comprendre des renseignements portant notamment sur :

les perspectives commerciales;
notre performance sur le plan des finances et de l'exploitation, dont la performance de nos filiales;
les attentes ou les prévisions quant aux stratégies et objectifs de croissance et d'expansion;
les flux de trésorerie attendus et les options de financement futur 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 à l'égard des projets (notamment les dates prévues pour la construction et l'achèvement des travaux);
les processus de réglementation à suivre et les résultats escomptés;
l'incidence prévue des décisions réglementaires;
l'issue de toute procédure ou poursuite, notamment d'arbitrage;
les prévisions de dépenses en immobilisations et d'obligations contractuelles;
les projections relatives aux résultats financiers et aux résultats d'exploitation;
l'incidence prévue d'engagements futurs et de passifs éventuels;
les 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, risques et 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 sont soumises aux risques et incertitudes suivants :

Hypothèses

les taux d'inflation, le prix des produits de base et le prix de la 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 pour entretien préventif et correctif et le taux d'utilisation de nos actifs pipeliniers et énergétiques;
la fiabilité et l'intégrité de nos actifs;
l'accès aux marchés financiers;
les prévisions relatives aux coûts de construction, calendriers et dates d'achèvement;
les acquisitions et désinvestissements.

Risques et incertitudes

notre capacité de mettre en œuvre les initiatives stratégiques;
la question de savoir si nos initiatives stratégiques produiront les avantages escomptés;
le rendement d'exploitation de nos actifs pipeliniers et énergétiques;
la capacité vendue et les prix obtenus par notre entreprise pipelinière;
la disponibilité et le prix des produits énergétiques de base;
le montant des paiements de capacité et les produits tirés du secteur de l'énergie;
les décisions de réglementation et leur incidence;
l'issue de toute procédure ou poursuite, notamment d'arbitrage;
le rendement de nos contreparties;
les changements liés aux circonstances politiques;
les changements aux lois et règlements environnementaux et autres;
les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de l'énergie;
la construction et l'achèvement des projets d'investissement;
les coûts de la main-d'œuvre, de l'équipement et des matériaux;
l'accès aux marchés financiers;
les taux d'intérêt et de change;
les conditions météorologiques;
la cybersécurité;
les avancées technologiques;
la conjoncture 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 autorités en valeurs mobilières du Canada et de la SEC, notamment le rapport de gestion figurant dans notre rapport annuel 2012.

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 COMPLÉMENT D'INFORMATION

Il est possible d'obtenir de plus amples renseignements sur TransCanada dans notre notice annuelle et d'autres documents d'information accessibles sur SEDAR (www.sedar.com).

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Nous utilisons les mesures non conformes aux PCGR suivantes :

BAIIA;
BAII;
résultat comparable;
résultat comparable par action ordinaire;
BAIIA comparable;
BAII comparable;
amortissement comparable;
intérêts débiteurs comparables;
intérêts créditeurs et autres comparables;
impôts sur le bénéfice comparables;
fonds provenant de l'exploitation.

Ces mesures n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et, par conséquent, elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités.

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 intérêts et autres 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 comprend le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation. Le BAII mesure le bénéfice tiré des activités poursuivies de la société. Il s'agit d'une mesure efficace de la performance et d'un outil efficace pour évaluer les tendances au sein de chaque secteur. 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 plus efficace pour évaluer les flux de trésorerie d'exploitation consolidés parce qu'ils excluent les fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation, qui ne sont pas nécessairement représentatifs des activités sous-jacentes pendant la période visée. Voir la rubrique « 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 trimestre au besoin.

Mesure comparable		Mesure initiale

résultat comparable		bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires
résultat comparable par action ordinaire		bénéfice net par action ordinaire
BAIIA comparable		BAIIA
BAII comparable		BAII
amortissement comparable		amortissement
intérêts débiteurs comparables		intérêts débiteurs
intérêts créditeurs et autres comparables		intérêts créditeurs et autres
impôts sur le bénéfice comparables		charge (recouvrement) d'impôts

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 les bénéfices;
de gains ou de pertes à la vente d'actifs;
de règlements issus d'actions en justice et de règlements dans le cadre de faillites;
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 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 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. Parce que ces montants ne représentent pas de manière précise 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.

Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR

		trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		2013		2012		2013		2012

BAIIA comparable		1 143		997		2 311		2 110
Amortissement comparable		(356	)	(346	)	(710	)	(690	)
BAII comparable		787		651		1 601		1 420
Autres postes de l'état des résultats
Intérêts débiteurs comparables		(252	)	(239	)	(509	)	(481	)
Intérêts créditeurs et autres comparables		(2	)	19		16		44
Impôts sur le bénéfice comparables		(133	)	(91	)	(292	)	(231	)
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle		(23	)	(26	)	(54	)	(61	)
Dividendes sur les actions privilégiées		(20	)	(14	)	(35	)	(28	)
Résultat comparable		357		300		727		663
	Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
	Proposition de restructuration au Canada - 2012	-		-		84		-
	Ajustement des impôts sur le bénéfice	25		-		25		-
	Décision d'arbitrage au sujet de la CAE de Sundance A - 2011	-		(15	)	-		(15	)
	Activités de gestion des risques¹	(17	)	(13	)	(25	)	(24	)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		365		272		811		624
Amortissement comparable		(356	)	(346	)	(710	)	(690	)
Poste particulier :
Proposition de restructuration au Canada - 2012		-		-		(13	)	-
Amortissement		(356	)	(346	)	(723	)	(690	)
Intérêts débiteurs comparables		(252	)	(239	)	(509	)	(481	)
Poste particulier :
	Proposition de restructuration au Canada - 2012	-		-		(1	)	-
Intérêts débiteurs		(252	)	(239	)	(510	)	(481	)
Intérêts créditeurs et autres comparables		(2	)	19		16		44
Postes particuliers :
	Proposition de restructuration au Canada - 2012	-		-		1		-
	Activités de gestion des risques¹	(9	)	(14	)	(15	)	(8	)
Intérêts créditeurs et autres		(11	)	5		2		36
Impôts sur le bénéfice comparables		(133	)	(91	)	(292	)	(231	)
Postes particuliers :
	Proposition de restructuration au Canada - 2012	-		-		42		-
	Ajustement des impôts sur le bénéfice	25		-		25		-
	Impôts sur le bénéfice attribuables à la décision d'arbitrage au sujet de la CAE de Sundance A - 2011	-		5		-		5
	Activités de gestion des risques¹	10		1		12		12
Charge d'impôts		(98	)	(85	)	(213	)	(214	)
Résultat comparable par action ordinaire		0,51 $		0,43 $		1,03 $		0,94 $
Postes particuliers (déduction faite des impôts) :
	Proposition de restructuration au Canada - 2012	-		-		0,12		-
	Ajustement des impôts sur le bénéfice	0,04		-		0,04		-
	Décision d'arbitrage au sujet de la CAE de Sundance A - 2011	-		(0,02	)	-		(0,02	)
	Activités de gestion des risques¹	(0,03	)	(0,02	)	(0,04	)	(0,03	)
Bénéfice net par action ordinaire		0,52 $		0,39 $		1,15 $		0,89 $

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
¹(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Installations énergétiques au Canada	(4	)	1		(6	)	(1	)
Installations énergétiques aux États-Unis	(18	)	16		(17	)	(16	)
Stockage de gaz naturel	4		(17	)	1		(11	)
Change	(9	)	(14	)	(15	)	(8	)
Impôts sur le bénéfice attribuables aux activités de gestion des risques	10		1		12		12
Total des pertes découlant des activités de gestion des risques	(17	)	(13	)	(25	)	(24	)

BAIIA et BAII selon le secteur d'exploitation

trimestre clos le 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars)	Gazoducs		Oléoducs		Énergie		Siège social		Total

BAIIA comparable	644		186		330		(17	)	1 143
Amortissement comparable	(245	)	(37	)	(69	)	(5	)	(356	)
BAII comparable	399		149		261		(22	)	787
trimestre clos le 30 juin 2012 (non audité - en millions de dollars)	Gazoducs		Oléoducs		Énergie		Siège social		Total

BAIIA comparable	666		176		170		(15	)	997
Amortissement comparable	(234	)	(36	)	(72	)	(4	)	(346	)
BAII comparable	432		140		98		(19	)	651
semestre clos le 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars)	Gazoducs		Oléoducs		Énergie		Siège social		Total

BAIIA comparable	1 390		365		607		(51	)	2 311
Amortissement comparable	(485	)	(74	)	(143	)	(8	)	(710	)
BAII comparable	905		291		464		(59	)	1 601

semestre clos le 30 juin 2012 (non audité - en millions de dollars)	Gazoducs		Oléoducs		Énergie		Siège social		Total

BAIIA comparable	1 391		349		414		(44	)	2 110
Amortissement comparable	(466	)	(72	)	(145	)	(7	)	(690	)
BAII comparable	925		277		269		(51	)	1 420

Résultats - deuxième trimestre de 2013

Le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est établi à 365 millions de dollars ce trimestre, alors qu'il s'était chiffré à 272 millions de dollars au deuxième trimestre de 2012. Les résultats du deuxième trimestre de 2013 comprennent un ajustement favorable des impôts sur le bénéfice de 25 millions de dollars en raison de la mise en vigueur d'une loi fiscale fédérale canadienne liée à l'impôt de la Partie VI.I en juin 2013, et ce montant a été retranché du résultat comparable. Les résultats du deuxième trimestre de 2012 comprenaient une charge après les impôts de 37 millions de dollars (50 millions de dollars avant les impôts) relativement à l'incidence de la décision d'arbitrage au sujet de la CAE de Sundance A. De ce montant, 15 millions de dollars (20 millions de dollars avant les impôts) ont été retranchés du résultat comparable de 2012 puisqu'ils se rapportaient à 2011.

Pour le semestre clos le 30 juin 2013, le bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires, à 811 millions de dollars, se compare au chiffre de 624 millions de dollars inscrit pour la même période en 2012. Les résultats de 2013 comprenaient un bénéfice net de 84 millions de dollars pour 2012 découlant de la décision de l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration du réseau au Canada. Ce montant comprend de plus le bénéfice net de 25 millions de dollars attribuable à l'ajustement d'impôt favorable précité. Ces montants ont été exclus du résultat comparable. Les résultats de 2012 comprenaient une charge de 15 millions de dollars après les impôts (20 millions de dollars avant impôts) qui a été retirée du résultat comparable de 2012 puisqu'elle vise 2011.

Le résultat comparable du trimestre est de 357 millions de dollars (0,51 $ par action), soit 57 millions de dollars (0,08 $ par action) de plus qu'au deuxième trimestre de 2012.

Ce résultat s'explique par :

le résultat supérieur des installations énergétiques de l'Ouest en raison de la hausse des prix réalisés pour l'électricité, des volumes supérieurs achetés aux termes des CAE ainsi que de la charge constatée au deuxième trimestre de 2012 au titre de la CAE de Sundance A;
la hausse du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce Power compte tenu du résultat supplémentaire dégagé par les réacteurs 1 et 2, remis en service en octobre 2012, et de la fin de l'arrêt d'exploitation pour entretien préventif du réacteur 3 dans le cadre du programme West Shift Plus en juin 2012, contrée partiellement par le fait que les jours d'arrêt d'exploitation prévus ont été plus nombreux au deuxième trimestre de 2013;
la progression des prix réalisés pour l'électricité aux installations énergétiques aux États-Unis;
le relèvement du bénéfice dégagé par le réseau principal au Canada compte tenu du RCA supérieur, soit 11,50 % en 2013 comparativement à 8,08 % en 2012.

Ces gains ont été en partie annulés par :

l'apport inférieur des gazoducs aux États-Unis;
les intérêts débiteurs comparables accrus en raison des moindres intérêts capitalisés, principalement en raison de la remise en service des réacteurs 1 et 2 de Bruce Power;
la diminution des intérêts créditeurs et autres comparables en raison des pertes réalisées en 2013 comparativement à des gains réalisés en 2012 sur les instruments dérivés servant à gérer notre exposition aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US;
l'augmentation des impôts sur le bénéfice comparables du fait du résultat avant les impôts plus élevé.

Le résultat comparable du semestre clos le 30 juin 2013 s'est chiffré à 727 millions de dollars (1,03 $ par action), en hausse de 64 millions de dollars (0,09 $ par action) par rapport à la même période en 2012.

Ce résultat s'explique par :

la hausse du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce Power en raison du résultat supplémentaire dégagé par les réacteurs 1, 2 et 3 et de la constatation d'un règlement d'assurance au premier trimestre de 2013, annulée en partie par l'augmentation du nombre de jours d'arrêt d'exploitation;
la progression des prix réalisés pour l'électricité aux installations énergétiques de l'Ouest et aux États-Unis;
le relèvement du résultat du réseau principal au Canada grâce au RCA supérieur, soit 11,50 %, en 2013 comparativement à 8,08 % en 2012.

Ces hausses ont été en partie annulées par :

l'apport inférieur des gazoducs aux États-Unis;
la diminution des intérêts créditeurs et autres comparables en raison des pertes réalisées en 2013 comparativement à des gains réalisés en 2012 sur les instruments dérivés servant à gérer notre exposition aux fluctuations des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US;
l'augmentation des impôts sur le bénéfice comparables du fait du résultat avant les impôts plus élevé.

Le résultat comparable ne comprend pas les pertes après les impôts non réalisées nettes découlant des variations de la juste valeur de certaines activités de gestion des risques :

17 millions de dollars (27 millions de dollars avant les impôts) pour le trimestre clos le 30 juin 2013 comparativement à 13 millions de dollars (14 millions de dollars avant les impôts) pour la période correspondante de 2012;
25 millions de dollars (37 millions de dollars avant les impôts) pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement à 24 millions de dollars (36 millions de dollars avant les impôts) pour la période correspondante de 2012.

Perspectives

La décision rendue par l'ONÉ le 27 mars 2013 au sujet de la proposition de restructuration au Canada pour les droits et services sur le réseau principal au Canada, bien qu'elle puisse donner lieu à des écarts et des variations saisonnières plus prononcés des flux de trésorerie, devrait avoir une incidence favorable sur les perspectives quant aux résultats pour 2013 inclus dans notre rapport annuel 2012. L'ONÉ a approuvé un taux de RCA de 11,50 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 %, des droits pluriannuels jusqu'en 2017 et un nouveau mécanisme incitatif. De plus, nous prévoyons que le récent raffermissement des prix de l'électricité réalisé par les installations énergétiques de l'Ouest canadien en 2013 influera positivement sur nos perspectives communiquées antérieurement quant aux résultats de 2013. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans notre rapport annuel 2012 pour un complément d'information sur nos perspectives.

Gazoducs

Le BAIIA comparable et le BAII comparable 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.

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Gazoducs au Canada
Réseau principal au Canada	263		247		543		497
Réseau de NGTL	193		183		375		360
Foothills	28		30		57		61
Autres gazoducs au Canada (TQM¹, Ventures LP)	7		7		13		15
BAIIA comparable des gazoducs au Canada	491		467		988		933
Amortissement comparable²	(190	)	(177	)	(374	)	(354	)
BAII comparable des gazoducs au Canada	301		290		614		579

Gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale (en dollars US)
ANR	32		53		122		150
GTN³	26		26		54		56
Great Lakes⁴	8		17		18		35
TC PipeLines, LP^1,5	13		18		30		38
Autres gazoducs aux États-Unis (Iroquois¹, Bison³, Portland⁶)	23		23		66		57
International (Gas Pacifico/INNERGY¹, Guadalajara, Tamazunchale, TransGas¹)	25		30		51		58
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(3	)	(2	)	(5	)	(4	)
Participations sans contrôle⁷	31		38		74		83
BAIIA comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale	155		203		410		473
Amortissement comparable²	(54	)	(56	)	(109	)	(111	)
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale	101		147		301		362
Change	2		2		4		2
BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale(en dollars CA)	103		149		305		364

BAIIA et BAII comparables découlant de l'expansion des affaires	(5	)	(7	)	(14	)	(18	)
BAII comparable du secteur des gazoducs	399		432		905		925

Sommaire
BAIIA comparable du secteur des gazoducs	644		666		1 390		1 391
Amortissement comparable²	(245	)	(234	)	(485	)	(466	)
BAII comparable du secteur des gazoducs	399		432		905		925

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 tiré de ces actifs.
Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.
Ces données représentent notre participation directe de 75 %.
Ces données représentent notre participation directe de 53,6 %.
Le 22 mai 2013, notre participation dans TC PipeLines, LP a été ramenée de 33,3 % à 28,9 %. Les résultats tiennent compte de notre participation de 28,9 % à compter du 22 mai 2013 et de 33,3 % entre le 1^er janvier et le 22 mai 2013. Notre participation effective dans TC PipeLines, LP avant le 22 mai 2013 s'établissait à 8,3 % pour GTN et pour Bison et à 16,7 % pour Northern Border, alors que nous détenions une participation effective supplémentaire de 15,4 % dans Great Lakes. Notre participation effective par le truchement de TC PipeLines, L.P. à compter du 22 mai 2013 était de 7,2 % pour GTN et pour Bison et de 14,4 % pour Northern Border, alors que nous détenions une participation effective supplémentaire de 13,4 % dans Great Lakes.
Ces données représentent notre participation de 61,7 %.
Les participations sans contrôle tiennent compte du BAIIA comparable découlant de la participation de TC PipeLines, LP et de Portland dans des tronçons qui ne nous appartiennent pas.

BÉNÉFICE NET - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE AU CANADA

	trimestres clos les 30 juin		semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013	2012	2013	2012

Réseau principal au Canada - bénéfice net	67	46	218	93
Réseau principal au Canada - résultat comparable	67	46	134	93
Réseau de NGTL	58	52	114	100
Foothills	5	4	9	9

DONNÉES SUR L'EXPLOITATION - GAZODUCS DÉTENUS EN PROPRIÉTÉ EXCLUSIVE

semestres clos les 30 juin		Réseau principal au Canada¹		Réseau de NGTL²		ANR³
(non audité )		2013	2012	2013	2012	2013	2012

Base tarifaire moyenne (en millions de dollars)		5 871	5 775	5 882	5 359	s.o.	s.o.
Volumes livrés (en Gpi³)
	Total	704	804	1 832	1 844	823	844
	Moyenne quotidienne	3,9	4,4	10,1	10,1	4,6	4,6

Les volumes de livraison du réseau principal au Canada représentent les livraisons effectuées aux marchés intérieurs et à l'exportation. Pour le semestre clos le 30 juin 2013, les réceptions physiques en provenance de la frontière de l'Alberta et de la Saskatchewan ont totalisé 397 Gpi³ (455 Gpi³ en 2012) pour une moyenne quotidienne de 2,2 Gpi³ (2,5 Gpi³ en 2012).
Les volumes reçus sur place pour le réseau de NGTL se sont chiffrés à 1 840 Gpi³ pour le semestre clos le 30 juin 2013 (1 856 Gpi³ en 2012) pour une moyenne quotidienne de 10,2 Gpi³ (10,2 Gpi³ en 2012).
Selon ses tarifs actuels, qui sont approuvés par la FERC, les fluctuations de la base tarifaire moyenne d'ANR n'influent pas sur les résultats.

GAZODUCS AU CANADA

Le BAIIA comparable et le bénéfice net des gazoducs à tarifs réglementés au Canada varient selon le RCA approuvé, la base tarifaire, le ratio du capital-actions ordinaire réputé et les revenus incitatifs. Les variations de l'amortissement, des charges financières et des impôts sur le bénéfice ont également une incidence sur le BAII et le BAIIA comparables, mais pas sur le bénéfice net puisque ces éléments sont recouvrés par le truchement des produits au moyen des coûts transférés.

Le résultat comparable du réseau principal au Canada a progressé de 21 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 41 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes de 2012, et ce, en raison de l'incidence de la décision rendue par l'ONE en mars 2013 (la "décision de l'ONE") au sujet de la proposition de restructuration au Canada. Par ailleurs, l'ONE a approuvé un RCA de 11,50 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 % qui sera en vigueur pour les exercices compris dans la période de 2012 à 2017, alors que le dernier RCA approuvé, appliqué pour comptabiliser les résultats de 2012, était de 8,08 % sur un ratio du capital-actions ordinaire réputé de 40 %. Le bénéfice net de 218 millions de dollars du semestre clos le 30 juin 2013 comprend un montant de 84 millions de dollars lié à l'incidence, pour 2012, de la décision de l'ONE.

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, le bénéfice net du réseau de NGTL (ancienne connu sous le nom de réseau de l'Alberta) a été de respectivement 6 millions de dollars et 14 millions de dollars supérieur à celui des périodes correspondantes de 2012 compte tenu de la base tarifaire moyenne plus élevée et de la cessation de la composante coûts annuels fixes d'exploitation, d'entretien et d'administration comprise dans les besoins en produits pour la période de 2010 à 2012 échus à la fin de 2012. Les résultats de 2013 tiennent compte du dernier RCA approuvé de 9,70 % sur un ratio du capital-actions ordinaire de 40 % et de l'absence de revenus incitatifs.

GAZODUCS AUX ÉTATS-UNIS ET À L'ÉCHELLE 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 le BAIIA de nos gazoducs aux États-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 États-Unis et à l'échelle internationale s'est établi à 155 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et à 410 millions de dollars US pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement à 203 millions de dollars US et 473 millions de dollars US pour les mêmes périodes en 2012. Il s'agit d'un effet net résultant :

des coûts supérieurs d'ANR liés aux services fournis par d'autres pipelines et du recul des produits au deuxième trimestre;
du recul des produits de Great Lakes découlant de la baisse des tarifs et de la capacité non visée par des contrats;
de l'apport inférieur de TransGas et de Gas Pacifico/INNERGY;
de la hausse des produits tirés du service à court terme et du service interruptible de Portland.

AMORTISSEMENT COMPARABLE

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, l'amortissement comparable a été de respectivement 245 millions de dollars et 485 millions de dollars comparativement à 234 millions de dollars et 466 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2012, principalement en raison de la base tarifaire plus élevée pour le réseau de NGTL et de l'incidence de la décision de l'ONÉ quant au réseau principal au Canada.

Oléoducs

Le BAIIA comparable et le BAII comparable 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.

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Réseau d'oléoducs Keystone	187		178		373		352
Expansion des affaires dans le secteur des oléoducs	(1	)	(2	)	(8	)	(3	)
BAIIA comparable du secteur des oléoducs	186		176		365		349
Amortissement comparable	(37	)	(36	)	(74	)	(72	)
BAII comparable du secteur des oléoducs	149		140		291		277
BAII comparable libellé comme suit :
Dollars CA	52		51		99		99
Dollars US	95		88		189		177
Change	2		1		3		1
	149		140		291		277

Le BAIIA comparable du réseau d'oléoducs Keystone s'est accru de 9 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 21 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes de 2012. L'accroissement découle de la hausse des produits, qui est principalement attribuable aux éléments suivants :

l'augmentation des volumes faisant l'objet de contrats;
l'augmentation, en juillet 2012, des droits fixes définitifs qui sont exigibles pour la capacité garantie jusqu'à Cushing, en Oklahoma.

EXPANSION DES AFFAIRES

Les charges d'expansion des affaires du premier semestre de 2013 ont été de 5 millions de dollars supérieures à celles du premier semestre de 2012 dans le contexte de l'intensification des activités dans le cadre de divers projets d'aménagement.

Énergie

Le BAIIA comparable et le BAII comparable 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.

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Installations énergétiques au Canada
Installations énergétiques de l'Ouest¹	123		27		202		158
Installations énergétiques de l'Est^1,2	75		73		170		166
Bruce Power¹	59		31		90		18
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(12	)	(11	)	(22	)	(22	)
BAIIA comparable des installations énergétiques au Canada¹	245		120		440		320
Amortissement comparable³	(43	)	(39	)	(86	)	(79	)
BAII comparable des installations énergétiques au Canada¹	202		81		354		241
Installations énergétiques aux États-Unis (en dollars US)
Installations énergétiques du Nord-Est	92		49		169		95
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(12	)	(11	)	(22	)	(21	)
BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis	80		38		147		74
Amortissement comparable	(23	)	(30	)	(51	)	(60	)
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis	57		8		96		14
Change	1		1		2		1
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis(en dollars CA)	58		9		98		15
Stockage de gaz naturel
Installations de stockage en Alberta	11		19		31		34
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(2	)	(2	)	(4	)	(4	)
BAIIA comparable des installations de stockage de gaz naturel¹	9		17		27		30
Amortissement comparable³	(2	)	(3	)	(5	)	(6	)
BAII comparable des installations de stockage de gaz naturel¹	7		14		22		24
BAIIA et BAII comparables découlant de l'expansion des affaires	(6	)	(6	)	(10	)	(11	)
BAII comparable du secteur de l'énergie¹	261		98		464		269

Sommaire
BAIIA comparable du secteur de l'énergie¹	330		170		607		414
Amortissement comparable³	(69	)	(72	)	(143	)	(145	)
BAII comparable du secteur de l'énergie¹	261		98		464		269

Ces données tiennent compte de la quote-part nous revenant du bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, de Portlands Energy, de Bruce Power et, en 2012, de CrossAlta. En décembre 2012, nous avons fait l'acquisition du reste de la participation dans CrossAlta, soit 40 %, pour porter notre participation à 100 %.
Ces données comprennent la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2012 et l'acquisition du premier projet d'énergie solaire en Ontario en juin 2013.
Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a progressé de 160 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la même période en 2012. Cette hausse est un effet :

de l'accroissement du résultat des installations énergétiques de l'Ouest en raison du raffermissement des prix de l'électricité réalisés, de la charge constatée au deuxième trimestre de 2012 au titre de la CAE de Sundance A et des volumes supérieurs achetés aux termes des CAE;
du relèvement du résultat des installations énergétiques aux États-Unis, principalement en raison de la progression des prix de l'électricité réalisés et des prix de capacité de New York;
de la hausse du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce Power découlant du résultat supplémentaire dégagé par les réacteurs 1 et 2 de Bruce Power, remis en service en octobre 2012, et du résultat supérieur du réacteur 3 en raison d'un arrêt d'exploitation pendant le premier et le deuxième trimestres de 2012, hausse annulée en partie par le recul des volumes pour Bruce B attribuable aux arrêts d'exploitation préventifs plus longs que prévu.

Le BAIIA comparable du secteur de l'énergie a progressé de 193 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la même période en 2012. Cette hausse est un effet :

du relèvement du résultat des installations énergétiques aux États-Unis, principalement de la progression des prix de l'électricité réalisés et des prix de capacité de New York;
de l'augmentation du bénéfice tiré de notre participation dans Bruce Power en raison du résultat supplémentaire dégagé par les réacteurs 1 et 2, remis en service en octobre 2012, de la constatation d'un recouvrement au titre de l'assurance contre les pertes d'exploitation au premier trimestre de 2013 et du résultat supplémentaire dégagé par le réacteur 3 en raison de l'arrêt d'exploitation au premier et au deuxième trimestres de 2012, contrés en partie par l'arrêt d'exploitation prolongé du réacteur 4 au premier trimestre de 2013 et des volumes inférieurs pour Bruce B attribuables aux arrêts d'exploitation préventifs plus longs que prévu;
du relèvement du résultat des installations énergétiques de l'Ouest étant donné le raffermissement des prix réalisés pour l'électricité et la hausse des volumes achetés aux termes des CAE.

INSTALLATIONS ÉNERGÉTIQUES AU CANADA

Installations énergétiques de l'Ouest et de l'Est(1)

Le BAIIA comparable et le BAII comparable 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.

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Produits
Installations énergétiques de l'Ouest	161		106		303		330
Installations énergétiques de l'Est¹	91		98		200		201
Autres²	22		22		53		47
	274		226		556		578
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation³	66		(6	)	88		17
Achats de produits de base revendus
Installations énergétiques de l'Ouest	(82	)	(43	)	(147	)	(137	)
Autres⁴	(1	)	-		(3	)	(2	)
	(83	)	(43	)	(150	)	(139	)
Coûts d'exploitation des centrales et autres	(59	)	(47	)	(122	)	(102	)
Décision d'arbitrage au sujet de la CAE de Sundance A - 2012	-		(30	)	-		(30	)
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(12	)	(11	)	(22	)	(22	)
BAIIA comparable	186		89		350		302
Amortissement comparable⁵	(43	)	(39	)	(86	)	(79	)
BAII comparable	143		50		264		223

Ces données comprennent la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2012 et l'acquisition du premier projet d'énergie solaire en Ontario en juin 2013.
Ces données comprennent les ventes de gaz naturel excédentaire acheté pour la production d'électricité et les ventes de noir de carbone thermique.
Ces données tiennent compte de la quote-part nous revenant du bénéfice d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, et de Portlands Energy.
Ces données comprennent le coût du gaz naturel excédentaire n'ayant pas été utilisé dans le cadre de l'exploitation.
Ces données font exclusion de l'amortissement des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

Volumes de vente et capacité disponible

Ces données comprennent notre quote-part des volumes découlant des participations comptabilisées à la valeur de consolidation.

			trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité)			2013		2012		2013		2012

Volumes des ventes (en GWh)
Offre
	Électricité produite
		Installations énergétiques de l'Ouest	687		654		1 357		1 325
		Installations énergétiques de l'Est¹	750		907		2 096		2 050
	Achats
		CAE de Sundance A et B et de Sheerness²	1 788		1 295		3 495		3 334
		Autres achats	-		1		-		46
			3 225		2 857		6 948		6 755
Ventes
	Électricité vendue à contrat
		Installations énergétiques de l'Ouest	1 939		1 741		3 646		4 036
		Installations énergétiques de l'Est¹	750		907		2 096		2 050
	Électricité vendue au comptant
		Installations énergétiques de l'Ouest	536		209		1 206		669
			3 225		2 857		6 948		6 755
Capacité disponible des centrales³
Installations énergétiques de l'Ouest⁴			92	%	97	%	94	%	98	%
Installations énergétiques de l'Est^1,5			80	%	76	%	88	%	84	%

Ces données comprennent la deuxième phase de Gros-Morne de Cartier énergie éolienne depuis novembre 2012 et l'acquisition du premier projet d'énergie solaire en Ontario en juin 2013.
Ces données comprennent notre participation de 50 % dans les volumes de Sundance B par le truchement de ASTC Power Partnership. Aucun volume n'a été livré aux termes de la CAE de Sundance A en 2012 ni en 2013.
La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
Ces données excluent les installations qui fournissent de l'électricité à TransCanada aux termes de CAE.
La centrale de Bécancour a été exclue du calcul de la capacité disponible du fait que sa production d'électricité est interrompue depuis 2008.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a progressé de 96 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la même période en 2012. Cette hausse est un effet :

de l'accroissement du bénéfice tiré de notre participation dans ASTC Power Partnership surtout en raison du raffermissement des prix de l'électricité;
de la charge au titre de l'arbitrage de la situation de force majeure ayant frappé la CAE de Sundance A constatée au deuxième trimestre de 2012;
de la hausse des volumes achetés aux termes de CAE grâce au nombre réduit de jours d'arrêt d'exploitation;
de la hausse des prix réalisés pour l'électricité.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques de l'Ouest a progressé de 44 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la même période en 2012. Cette hausse est un effet :

de l'accroissement du bénéfice tiré de notre participation dans ASTC Power Partnership surtout en raison du raffermissement des prix de l'électricité;
de la hausse des volumes achetés aux termes de CAE grâce au nombre réduit de jours d'arrêt d'exploitation;
de la hausse des prix réalisés pour l'électricité.

Au premier trimestre de 2012, nous avons constaté les produits et les coûts liés à la CAE de Sundance A en présumant que les arrêts d'exploitation des groupes électrogènes 1 et 2 étaient des interruptions de l'approvisionnement conformément aux termes de la CAE. En juillet 2012, nous avons été informés de la décision d'arbitrage relativement à la CAE de Sundance A, qui a déterminé que les groupes électrogènes avaient fait l'objet d'un cas de force majeure au premier trimestre de 2012. En réponse, nous avons constaté une charge de 30 millions de dollars au deuxième trimestre de 2012, montant équivalent au bénéfice avant les impôts que nous avions constaté au premier trimestre de 2012. Puisque l'installation continue de faire l'objet d'un cas de force majeure, nous ne constaterons aucuns autres produits ni aucuns autres coûts d'ici à ce que ces groupes électrogènes soient remis en service. Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Énergie - Faits nouveaux » du présent rapport de gestion pour un complément d'information sur la remise en service prévue des groupes électrogènes 1 et 2.

Les prix moyens sur le marché au comptant de l'électricité en Alberta ont augmenté de 207 % pour s'établir à 123 $ le MWh pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 88 % pour se situer à 94 $ le MWh pour le semestre clos le 30 juin 2013, comparativement aux mêmes périodes en 2012. Ces hausses proviennent surtout des arrêts d'exploitation des centrales et de la hausse de la demande d'électricité.

Les produits des installations énergétiques de l'Ouest se sont raffermis de 55 millions de dollars au cours du trimestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la même période en 2012 grâce aux volumes supérieurs achetés aux termes des CAE et des prix réalisés plus forts pour l'électricité.

Pour le semestre clos le 30 juin 2013, les produits des installations énergétiques de l'Ouest ont accusé un recul de 27 millions de dollars par rapport à la même période en 2012, et ce, en raison des produits aux termes de la CAE de Sundance A constatés au premier trimestre de 2012, mais ce repli a été atténué par la hausse des volumes achetés aux termes de CAE.

Les achats de produits de base revendus des installations énergétiques de l'Ouest se sont accrus de 39 millions de dollars au cours du trimestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la même période en 2012 compte tenu des volumes supérieurs achetés aux termes des CAE. Les achats de produits de base revendus des installations énergétique de l'Ouest ont progressé de 10 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement à la période correspondante de 2012 en raison des volumes supérieurs achetés aux termes des CAE, hausse contrée en partie par les coûts liés à la CAE de Sundance A constatés au premier trimestre de 2012.

Le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation s'est accru de 72 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 71 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes respectives de 2012. La hausse du résultat d'ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, reflète les prix supérieurs de l'électricité sur le marché au comptant de l'Alberta et le résultat supérieur de Portlands Energy est attribuable à l'arrêt d'exploitation imprévu survenu au deuxième trimestre de 2012.

Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz naturel utilisé pour produire de l'électricité, ont progressé de respectivement 12 millions de dollars et 20 millions de dollars pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes de 2012. Ces hausses s'expliquent avant tout par la progression des prix du gaz naturel destiné à la combustion en 2013.

Environ 78 % des volumes des ventes des installations énergétiques de l'Ouest étaient visés par des contrats au deuxième trimestre de 2013, comparativement à 89 % au deuxième trimestre de 2012. Pour réduire le risque d'exposition aux prix du marché au comptant en Alberta, les installations énergétiques de l'Ouest concluent des contrats à terme à prix fixe de vente d'électricité pour garantir les produits futurs, et nous conservons une partie de notre électricité afin de la vendre sur le marché au comptant ou par voie de contrats à plus court terme. Le volume des ventes à terme varie en fonction des conditions du marché et de la liquidité sur le marché et, par le passé, il se situait entre 25 % et 75 % de la production future prévue, une proportion supérieure faisant l'objet de couvertures pour les périodes à court terme. Ces ventes à terme sont généralement conclues avec des moyennes et grandes entreprises industrielles et commerciales ainsi qu'avec d'autres participants du marché et elles influeront sur nos prix réalisés moyens (par rapport au prix sur le marché au comptant) au cours de périodes futures.

BRUCE POWER

Quote-part nous revenant

		trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars, sauf indication contraire)		2013		2012		2013		2012

Bénéfice tiré (perte découlant) des participations comptabilisées à la valeur de consolidation¹
Bruce A		51		(23	)	87		(56	)
Bruce B		8		54		3		74
		59		31		90		18
Comprend ce qui suit :
	Produits	306		185		593		347
	Charges d'exploitation	(172	)	(125	)	(344	)	(260	)
	Amortissement et autres	(75	)	(29	)	(159	)	(69	)
		59		31		90		18
Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible des centrales²
	Bruce A³	88	%	57	%	77	%	53	%
	Bruce B	80	%	95	%	79	%	91	%
	Capacité cumulée de Bruce Power	84	%	84	%	78	%	72	%
Jours d'arrêt d'exploitation prévus
	Bruce A	33		62		123		153
	Bruce B	70		-		140		46
Jours d'arrêt d'exploitation imprévus
	Bruce A	-		-		8		-
	Bruce B	3		19		12		23
Volumes des ventes (en GWh)¹
	Bruce A³	2 464		895		4 561		1 642
	Bruce B	1 726		2 047		3 460		3 956
		4 190		2 942		8 021		5 598
Prix de vente réalisés par MWh⁴
	Bruce A	71 $		68 $		70 $		67 $
	Bruce B	54 $		56 $		53 $		55 $
	Prix cumulés pour Bruce Power	63 $		58 $		61 $		58 $

Ces données tiennent compte de notre participation de 48,9 % dans Bruce A et de 31,6 % dans Bruce B. Les volumes des ventes excluent la production réputée.
La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.
La capacité disponible des centrales et les volumes des ventes pour 2013 comprennent l'incidence supplémentaire des réacteurs 1 et 2 qui ont été remis en service en octobre 2012.
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.

Le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation de Bruce A s'est accru de 74 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 143 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes respectives de 2012. Ces hausses proviennent principalement :

du résultat supplémentaire attribuable aux réacteurs 1 et 2, remis en service en octobre 2012;
du résultat supérieur du réacteur 3 compte tenu de l'arrêt d'exploitation de West Shift Plus aux premier et deuxième trimestres de 2012;
de la constatation, au premier trimestre de 2013, d'un règlement d'assurance d'environ 40 millions de dollars lié à la panne du générateur électrique du réacteur 2 en mai 2012 et de l'incidence de cette dernière sur Bruce A en 2012 et 2013.

Ces hausses ont été annulées en partie par l'incidence de l'arrêt d'exploitation prévu du réacteur 4, pour en prolonger l'exploitation, entre août 2012 et avril 2013.

Le bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur consolidation de Bruce B a affiché un recul de 46 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 71 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux mêmes périodes en 2012. Ces reculs s'expliquent avant tout par la baisse des volumes et l'augmentation des frais d'exploitation puisque les jours d'arrêt d'exploitation prévus ont été plus nombreux et les charges de location plus élevées.

Certaines dispositions du contrat de location conclu par Bruce B avec l'Ontario Power Generation prévoient une réduction de la charge annuelle de location moyenne si le prix annuel de l'électricité sur le marché au comptant de l'Ontario se situe en deçà de 30 $ le MWh. Les charges de location constatées pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012 tenaient compte d'un prix annuel moyen sur le marché au comptant inférieur à 30 $ par MWh. À l'heure actuelle, il n'est pas certain que le prix annuel moyen sur le marché au comptant sera inférieur à 30 $ par MWh en 2013 et, par conséquent, aucune réduction de la charge de location de 2013 n'a été constatée au deuxième trimestre de 2013.

Aux termes d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production de Bruce A est vendue à un prix fixe par MWh. Ce prix est ajusté le 1^er avril de chaque année en fonction de l'inflation et d'autres dispositions du contrat en question. De plus, les coûts de combustible de Bruce A sont récupérés auprès de l'OEO.

Prix fixe de Bruce A	par MWh

Du 1^er avril 2013 au 31 mars 2014	70,96 $
Du 1^er avril 2012 au 31 mars 2013	68,23 $
Du 1^er avril 2011 au 31 mars 2012	66,33 $

Aux termes du même contrat, toute la production de Bruce B fait l'objet d'un prix plancher ajusté annuellement le 1^er avril pour tenir compte de l'inflation.

Prix plancher de Bruce B	par MWh

Du 1^er avril 2013 au 31 mars 2014	52,34 $
Du 1^er avril 2012 au 31 mars 2013	51,62 $
Du 1^er avril 2011 au 31 mars 2012	50,18 $

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 actuellement que les prix sur le marché au comptant en 2013 seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants reçus aux termes du mécanisme de prix plancher en 2013 ne devrait être remboursé.

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 du marché au comptant.

La capacité disponible globale des centrales en 2013 devrait se situer aux alentours de 85 % pour Bruce A et à un peu moins de 90 % pour Bruce B. Il n'y a pas d'autres travaux d'entretien prévus d'ici la fin de 2013.

INSTALLATIONS ÉNERGÉTIQUES AUX ÉTATS-UNIS

Le BAIIA comparable et le BAII comparable 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.

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars US)	2013		2012		2013		2012

Produits
Installations énergétiques¹	317		233		750		428
Capacité	77		66		124		106
Autres²	17		5		46		24
	411		304		920		558
Achats de produits de base revendus	(197	)	(163	)	(503	)	(280	)
Coûts d'exploitation des centrales et autres²	(122	)	(92	)	(248	)	(183	)
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(12	)	(11	)	(22	)	(21	)
BAIIA comparable	80		38		147		74
Amortissement comparable	(23	)	(30	)	(51	)	(60	)
BAII comparable	57		8		96		14

Les gains et les pertes réalisés sur les instruments dérivés utilisés pour l'achat et la vente d'électricité, de gaz naturel et de mazout aux fins de la gestion des actifs des installations énergétiques aux États-Unis sont présentés en tant que montant net dans les produits tirés des installations énergétiques.
Ces données comprennent les produits et les coûts de la centrale de Ravenswood associés à un accord de service avec un tiers, dont le niveau d'activité a augmenté en 2013.

Volumes de vente et capacité disponible

		trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité)		2013		2012		2013		2012

Volumes des ventes physiques (en GWh)
Offre
	Électricité produite	1 761		1 787		2 812		2 941
	Électricité achetée	1 878		1 687		4 357		3 257
		3 639		3 474		7 169		6 198
Capacité disponible des centrales¹		91	%	82	%	85	%	81	%

La capacité disponible des centrales représente le pourcentage du temps pendant lequel la centrale est disponible pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non.

Le BAIIA comparable des installations énergétiques aux États-Unis s'est établi à 80 millions de dollars US et à 147 millions de dollars US respectivement pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, alors qu'il s'était chiffré à 38 millions de dollars US et 74 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2012. Ces hausses comprennent l'effet net :

de la hausse des prix réalisés pour l'électricité;
de l'appréciation des prix de capacité réalisés de New York;
de la hausse des produits tirés des ventes à des clients des secteurs de gros, commercial et industriel;
de l'accroissement des frais d'exploitation du fait des prix plus forts pour le combustible.

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, les prix des produits de base ont été supérieurs à ceux des périodes correspondantes de 2012. En 2012, une offre excédentaire sur le marché gazier nord-américain avait fait baisser ces prix. En 2013, les prix du gaz naturel se sont redressés et les stocks ont chuté, principalement en raison du temps plus froid au premier trimestre. Le relèvement des prix du gaz a entraîné la hausse, pendant la première moitié de 2013, des prix de l'électricité sur les marchés au comptant de l'électricité de la Nouvelle-Angleterre et de New York, principalement alimentés au gaz naturel.

Les volumes physiques d'électricité vendue pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 ont dépassé ceux des mêmes périodes en 2012 puisque les volumes d'électricité achetée ont progressé dans le contexte des ventes supérieures aux clients de gros, commerciaux et industriels sur les marchés de la Nouvelle-Angleterre et de PJM. Les volumes produits ont diminué légèrement, principalement en raison de la baisse de production de nos centrales alimentées au gaz naturel dans les régions de New York et de la Nouvelle-Angleterre, mais cette baisse a été contrée en partie par la production accrue à nos centrales hydroélectriques.

Les produits des ventes d'électricité, à 317 millions de dollars US et 750 millions de dollars US pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 se comparent aux produits de 233 millions de dollars US et 428 millions de dollars US inscrits pour les périodes correspondantes de 2012. Cette hausse s'explique surtout par l'incidence cumulée de l'accroissement des prix réalisés pour l'électricité et de l'augmentation des volumes des ventes aux clients des secteurs de gros, commercial et industriel.

Les produits tirés de la capacité se sont établis à 77 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et à 124 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013, alors qu'ils s'étaient chiffrés à 66 millions de dollars US et 106 millions de dollars US pour les mêmes périodes en 2012. Les prix au comptant pour les ventes de capacité dans le secteur J de New York ont augmenté d'environ 10 % au cours des 12 derniers mois. L'augmentation du prix au comptant pour les ventes de capacité et l'incidence des opérations de couverture se sont traduites par l'appréciation des prix de capacité réalisés de New York, contrée par le recul des prix de capacité en Nouvelle-Angleterre.

Les achats de produits de base revendus, à 197 millions de dollars US pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et 503 millions de dollars US pour le semestre clos à la même date, se comparent aux chiffres de 163 millions de dollars US et 280 millions de dollars US pour les périodes correspondantes de 2012, puisque nous avons acheté de plus grands volumes d'électricité à prix plus forts pour respecter nos engagements de vente d'électricité plus importants à des clients des secteurs de gros, commercial et industriels et à des prix réalisés plus élevés.

Les coûts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, ont progressé de respectivement 30 millions de dollars US et 65 millions de dollars US pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes de 2012, et ce, en raison de la progression des prix du gaz naturel combustible.

Au 30 juin 2013, les installations énergétiques aux États-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 2 200 GWh d'électricité, ou 44 % de leur production prévue, pour le reste de 2013 et pour quelque 2 500 GWh, ou 28 % de leur production prévue, pour 2014. 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

Le BAIIA comparable et le BAII comparable 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.

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Installations de stockage en Alberta¹	11		19		31		34
Frais généraux et frais d'administration et de soutien	(2	)	(2	)	(4	)	(4	)
BAIIA comparable	9		17		27		30
Amortissement comparable	(2	)	(3	)	(5	)	(6	)
BAII comparable	7		14		22		24

Les résultats tiennent compte de notre quote-part du bénéfice tiré de notre participation dans CrossAlta jusqu'au 18 décembre 2012, date à laquelle nous avons acheté la participation restante de 40 % dans CrossAlta, ce qui a porté à 100 % notre participation dans ces installations.

Le BAIIA comparable a affiché un recul de 8 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 3 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013 comparativement aux périodes correspondantes de 2012 en raison de la baisse des écarts réalisés pour le gaz naturel stocké, annulée en partie par le résultat supplémentaire constatée pour CrossAlta à la suite de l'acquisition du reste de la participation, soit 40 %, en décembre 2012.

Faits nouveaux

GAZODUCS

Décision de l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada

Le 27 mars 2013, l'ONÉ a fait connaître sa décision sur notre demande visant à modifier la structure d'entreprise et les modalités de service pour le réseau principal au Canada, y compris la tarification pour 2012 et 2013. La décision modifie de façon importante le cadre réglementaire ayant servi de base à des investissements de plus de 10 milliards de dollars dans nos pipelines réglementés au cours des 60 dernières années.

Le 1^er mai 2013, nous avons déposé une demande de révision et de modification de la décision et de l'ordonnance. L'ONÉ a rejeté la demande de révision et de modification le 11 juin 2013 et a fait connaître les motifs de son rejet le 22 juillet 2013. L'ONÉ a cependant reconnu que les modifications que nous avons proposées pour le tarif du réseau principal au Canada seraient étudiées en tant que demande distincte dans le cadre d'une audience avec témoignages de vive voix qui aura lieu en septembre.

Notre exploitation est assujettie aux modalités de cette nouvelle décision depuis le 1^er juillet. Nous avons déposé une demande de modification tarifaire et nous gérerons ce processus par le truchement de l'audience avec témoignages de vive voix dans l'attente d'une décision au sujet de ces modifications.

Projets d'expansion du réseau de NGTL

Nous avons poursuivi l'expansion du réseau de NGTL (anciennement connu sous le nom de réseau de l'Alberta) et, depuis le début de 2013, nous avons mis en service de nouvelles installations d'une valeur de 700 millions de dollars. Nous avons soumis à l'approbation de l'ONÉ d'autres nouvelles installations d'une valeur de 130 millions de dollars, que l'ONÉ a approuvées. Depuis le début de 2013, nous avons présenté des demandes visant de nouvelles installations d'une valeur de 145 millions de dollars qui nécessitent l'approbation de l'ONÉ. Nous prévoyons présenter des demandes réglementaires pour de nouveaux prolongements du réseau en Colombie-Britannique et ces installations, dont nous évaluons le coût entre 1,0 milliard de dollars et 1,5 milliard de dollars, permettraient de relier et de transporter les nouveaux approvisionnements gaziers dans le cadre du projet de transport de Prince Rupert (« PTPR ») et vers d'autres marchés desservis par le réseau de NGTL. Au troisième trimestre de 2013, nous prévoyons entreprendre un appel de soumissions pour la prestation de services de livraison par le truchement d'un contrat de transport avec des tiers sur le réseau de Coastal Gas Link jusqu'à Vanderhoof, en Colombie-Britannique.

Projet de transport de gaz de Prince Rupert

En juin 2013, le Bureau d'évaluation environnementale de la Colombie-Britannique a publié une ordonnance en vertu de l'article 10 indiquant que le projet peut faire l'objet d'un examen et doit obtenir un certificat d'évaluation environnementale. L'Agence canadienne d'évaluation environnementale (« ACEE ») a entamé en juin 2013 une période de consultation publique au sujet du projet.

Projet de pipeline Coastal GasLink

Nous nous concentrons actuellement sur la participation des collectivités, des propriétaires fonciers, des gouvernements et des Premières Nations dans le cadre du déroulement du processus réglementaire pour le projet de pipeline Coastal GasLink auprès du Bureau d'évaluation environnementale de la Colombie-Britannique et de l'ACEE.

Portland Natural Gas Transmission System

En juin 2013, nous avons réalisé un appel de soumissions et certains intervenants sur les marchés du Nord-Est des États-Unis et du Canada Atlantique ont exprimé un intérêt alors que d'autres ont indiqué qu'ils souhaitaient remettre une partie de la capacité. L'intérêt manifesté pour la capacité supplémentaire n'a pas atteint le seuil requis pour aller de l'avant avec l'ajout de capacité. PNGTS demeure à la recherche de débouchés pour accroître la capacité du réseau.

Vente des actifs pipeliniers aux États-Unis à TC PipeLines, LP

En juillet 2013, nous avons conclu la vente à TC PipeLines, LP d'une participation de 45 % dans Gas Transmission Northwest LLC (« GTN LLC ») et dans Bison Pipeline LLC (« Bison LLC »). Le prix d'achat global de 1,05 milliard de dollars US comprenait un montant de 146 millions de dollars US représentant 45 % de la dette de GTN, plus les ajustements de clôture de 17 millions de dollars au titre du fonds de roulement.

Nous détenons toujours une participation directe de 30 % dans les deux pipelines par le truchement de nos filiales. Nous possédons par ailleurs une participation de 28,9 % dans TC PipeLines, LP, dont nous sommes le commandité.

Pipelines au Mexique

Les travaux de construction sont en cours dans le cadre du projet de prolongement de Tamazunchale et des postes de compression connexes. Les activités d'ingénierie et d'obtention des permis dans le cadre des projets de Topolobampo et de Mazatlan dans le nord-ouest du Mexique se déroulent selon les prévisions.

OLÉODUCS

Projet de la côte du golfe

Nous construisons un pipeline d'un diamètre de 36 pouces entre Cushing, en Oklahoma, et la côte américaine du golfe du Mexique, et nous prévoyons commencer à acheminer du pétrole brut à destination de Port Arthur, au Texas, d'ici la fin de 2013. La construction est achevée à environ 85 %, et nous évaluons à 2,3 milliards de dollars US le total des coûts des installations aménagées entre Cushing et Port Arthur.

La construction du latéral de Houston de 76 km (47 milles) qui assurera le transport de pétrole brut jusqu'aux raffineries de Houston devrait s'achever en 2014 à un coût de 300 million de dollars US.

Le projet de la côte du golfe aura une capacité pouvant atteindre 700 000 barils par jour.

Oléoduc Keystone XL

En janvier 2013, le gouverneur du Nebraska a approuvé le nouveau tracé de rechange proposé après que le Département de la qualité environnementale du Nebraska ait publié son rapport d'évaluation finale concluant que la construction et l'exploitation de l'oléoduc Keystone XL ne devraient avoir que des incidences environnementales minimales au Nebraska.

Le 1^er mars 2013, le Département d'État des États-Unis a publié un avant-projet d'énoncé d'impact environnemental supplémentaire pour l'oléoduc Keystone XL. L'énoncé d'impact a réitéré que la construction du pipeline proposé de la frontière canado-américaine, dans le Montana, jusqu'à Steele City, au Nebraska, ne donnerait lieu à aucune incidence environnementale importante. Le Département d'État poursuit son examen des commentaires sur l'énoncé d'impact formulés pendant la période allouée pour les commentaires du public qui a pris fin le 22 avril 2013. Le Département d'État, une fois sa revue terminée, devrait publier un énoncé d'impact environnemental supplémentaire final, puis consulter d'autres organismes gouvernementaux et prévoir une autre période de consultation publique au cours de la période allouée, à concurrence de 90 jours, pour déterminer si le projet sert les meilleurs intérêts du pays avant de prendre une décision au sujet de notre demande de permis présidentiel.

Nous prévoyons désormais que la mise en service de l'oléoduc aura lieu environ deux ans suivant l'obtention du permis présidentiel. Les estimations de coûts de 5,3 milliards de dollars US augmenteront en fonction du moment de l'obtention du permis. Au 30 juin 2013, nous avions investi 1,9 milliard de dollars US dans ce projet.

Oléoduc Énergie Est

Le 17 juin 2013 prenait fin un appel de soumissions visant à obtenir des engagements fermes pour le transport de 850 000 b/j de pétrole brut depuis des points de réception dans l'Ouest canadien jusqu'aux marchés de l'est du Canada. Nous nous employons actuellement à passer en revue les soumissions.

Le projet d'oléoduc Énergie Est prévoit la conversion d'approximativement 3 000 km (1 870 milles) de notre réseau principal au Canada en vue du transport de pétrole brut ainsi que la construction d'une nouvelle canalisation d'une longueur d'environ 1 400 km (870 milles).

Nous avons amorcé le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes ainsi que les travaux sur le terrain dans le cadre de notre démarche de conception et de planification initiale. Si nous jugeons qu'il existe un appui commercial pour le projet, nous présenterons des demandes réglementaires pour obtenir l'approbation de construire et d'exploiter ces installations, dont la mise en service pourrait avoir lieu vers la fin de 2017.

Projet pipelinier Northern Courier

Le 25 avril 2013, nous avons déposé une demande de permis auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta après avoir mené à terme le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes ainsi que les travaux sur le terrain connexes. Nous continuons de travailler avec Fort Hills Energy Limited Partnership en vue de l'aménagement de ce projet.

Pipeline Heartland et terminaux TC

Le 2 mai 2013, nous annoncions que nous avions conclu des engagements de transport à long terme exécutoire, aux termes desquels nous construirons, détiendrons et exploiterons les projets proposés de pipeline Heartland et de terminaux TC.

Ces projets comprennent un pipeline de pétrole brut de 200 km (125 milles) reliant la région d'Edmonton aux installations de Hardisty, en Alberta, et une installation terminale dans le secteur industriel de Heartland au nord d'Edmonton. Nous prévoyons que le pipeline pourra transporter à concurrence de 900 000 b/j, tandis que le terminal aura une capacité de stockage d'un maximum de 1,9 million de barils de pétrole brut. Le coût cumulé de ces projets est évalué à 900 millions de dollars et leur mise en service est prévue pour la deuxième moitié de 2015.

Le 30 mai 2013, nous avons déposé auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta une demande de permis pour le terminal et nous prévoyons déposer une demande au sujet du pipeline d'ici la fin de 2013.

Projet pipelinier Grand Rapids

Le 23 mai 2013, nous avons déposé une demande de permis auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta après avoir mené à terme le processus d'engagement des Autochtones et des parties prenantes ainsi que les travaux sur le terrain connexes.

ÉNERGIE

Énergie solaire en Ontario

Vers la fin de 2011, nous avons convenu avec Canadian Solar Solutions Inc. d'acheter neuf projets d'énergie solaire en Ontario d'une capacité de production totale de 86 MW, en contrepartie d'un montant d'environ 470 millions de dollars. Le 28 juin 2013, nous avons réalisé l'acquisition du premier projet en contrepartie de 55 millions de dollars. Nous prévoyons acquérir les autres projets plus tard en 2013 et en 2014, sous réserve de l'exécution satisfaisante des travaux de construction connexes et de l'obtention des approbations réglementaires requises. Toute l'électricité produite sera vendue selon les modalités des CAE de 20 ans conclues avec l'OEO.

Sundance A

TransAlta a annoncé antérieurement qu'elle prévoyait que les groupes électrogènes 1 et 2 de Sundance A seraient remis en service à l'automne 2013. La date de remise en service du groupe électrogène a par la suite été devancée et est maintenant prévue pour le 31 juillet 2013. TransAlta n'a fait part d'aucun changement à la date de remise en service du groupe électrogène 2.

Bruce Power

Le réacteur 4 de Bruce Power a été remis en service le 13 avril 2013 après l'exécution du programme de prolongement de la durée d'exploitation amorcé en août 2012. L'investissement devrait permettre au réacteur 4 de demeurer en exploitation au moins jusqu'en 2021.

Le 5 avril 2013, Bruce Power a annoncé la conclusion d'une entente avec l'OEO visant à prolonger le prix plancher pour Bruce B jusqu'à la fin de la présente décennie, ce qui devrait coïncider avec la fin de la durée d'exploitation des réacteurs de Bruce B en 2019 et 2020.

Bécancour

En juin 2013, Hydro-Québec nous a informés qu'elle avait l'intention de se prévaloir de son option de prolonger jusqu'en 2014 l'entente visant l'interruption complète de la production d'électricité à la centrale de Bécancour. Aux termes de l'entente d'interruption, Hydro-Québec a l'option, sous réserve de certaines conditions, de prolonger l'interruption chaque année, jusqu'à ce que la demande régionale d'électricité se rétablisse. Nous continuons de toucher des paiements de capacité pendant l'interruption de la production.

Autres postes de l'état des résultats

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Intérêts débiteurs comparables	(252	)	(239	)	(509	)	(481	)
Intérêts créditeurs et autres comparables	(2	)	19		16		44
Impôts sur le bénéfice comparables	(133	)	(91	)	(292	)	(231	)
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle	(23	)	(26	)	(54	)	(61	)

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Intérêts comparables sur la dette à long terme (y compris les intérêts sur les billets subordonnés de rang inférieur)
Libellés en dollars CA	123		127		245		255
Libellés en dollars US	185		183		373		369
Change	5		-		6		-
	313		310		624		624
Intérêts divers et amortissement	(1	)	5		-		7
Intérêts capitalisés	(60	)	(76	)	(115	)	(150	)
Intérêts débiteurs comparables	252		239		509		481

Les intérêts débiteurs comparables ont été de 252 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 509 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013, comparativement à 239 millions de dollars et 481 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2012 en raison des éléments suivants :

la baisse des intérêts capitalisés à la suite de la mise en service des réacteurs de Bruce Power remis à neuf, contrebalancée partiellement par la hausse des intérêts capitalisés relativement au projet de la côte du golfe;
le recul des intérêts débiteurs en raison des échéances de titres d'emprunt libellés en dollars canadiens et américains, annulé en partie par les émissions de titres d'emprunt de 750 millions de dollars US en janvier 2013, de 1 milliard de dollars US en août 2012 et de 500 millions de dollars US en mars 2012.

Pour le trimestre clos le 30 juin 2013, une perte de 2 millions de dollars a été inscrite au titre des intérêts créditeurs et autres comparables alors qu'un gain de 16 millions de dollars a été constaté pour le semestre clos le 30 juin 2013; ces résultats se comparent à des gains de 19 millions de dollars et de 44 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2012, des pertes ayant été réalisées en 2013 alors que des gains avaient été réalisés en 2012 sur les instruments dérivés servant à gérer notre exposition nette aux fluctuation des taux de change sur le bénéfice libellé en dollars US.

Les impôts sur le bénéfice comparables se sont établis à 133 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et à 292 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013, comparativement à 91 millions de dollars et 231 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2012. Le résultat supérieur avant les impôts en 2013 comparativement à 2012 et les variations de la proportion du bénéfice généré dans les territoires canadien et étrangers sont principalement à la source de cette augmentation.

Situation financière

Nous nous efforçons de préserver notre solidité et une grande souplesse financières pendant toutes les phases de 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.

Nous avons accès aux marchés financiers pour répondre à nos besoins de financement, gérer notre structure du capital et maintenir nos cotes de crédit.

Nous sommes persuadés que nous avons la capacité de financer notre programme d'investissement en cours au moyen de flux de trésorerie provenant de l'exploitation qui sont prévisibles, de notre accès aux marchés financiers, de nos fonds en caisse et de nos facilités de crédit confirmées qui sont substantielles.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION

	trimestres clos les 30 juin			semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012	2013		2012

Fonds provenant de l'exploitation¹	955		729	1 871		1 600
(Augmentation) diminution du fonds de roulement d'exploitation	(114	)	14	(324	)	(155	)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation	841		743	1 547		1 445

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

Les rentrées nettes liées à l'exploitation ont été de 841 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2013 et de 1 547 millions de dollars pour le semestre clos le 30 juin 2013, comparativement à 743 millions de dollars et 1 445 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2012 en raison du relèvement de nos résultats, contré en partie par la hausse du fonds de roulement d'exploitation.

Au 30 juin 2013, notre actif à court terme totalisait 2,8 milliards de dollars alors que notre passif à court terme se chiffrait à 6,7 milliards de dollars, ce qui a donné lieu à un manque au fonds de roulement d'exploitation de 3,9 milliards de dollars, comparativement à 3,1 milliards de dollars à la fin de 2012. Cette insuffisance du fonds de roulement est considérée normale dans le cours de l'exploitation et elle est gérée compte tenu de notre capacité de générer des flux de trésorerie et de notre accès continu aux marchés financiers.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT

	trimestres clos les 30 juin		semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013	2012	2013	2012

Dépenses en immobilisations	1 109	397	2 038	861
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation	39	197	71	413
Acquisition	55	-	55	-

Nos dépenses en immobilisations, au cours du trimestre, étaient surtout axées sur le projet de la côte du golfe, l'expansion du réseau de NGTL et la construction des pipelines au Mexique.

Le 28 juin 2013, nous avons réalisé l'acquisition du premier projet d'énergie solaire en Ontario en contrepartie de 55 millions de dollars.

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS DE FINANCEMENT

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars)	2013		2012		2013		2012

Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite des frais d'émission	10		1		744		493
Remboursements sur la dette à long terme	(695	)	(222	)	(709	)	(770	)
Billets à payer émis, montant net	1 388		635		559		589
Dividendes et distributions versés	(386	)	(359	)	(736	)	(702	)
Activités de financement - capitaux propres	406		4		1 024		18

En janvier 2013, nous avons émis pour une valeur de 750 millions de dollars US de billets de premier rang échéant le 15 janvier 2016 et portant intérêt à 0,75 %. Ces billets ont été émis aux termes du prospectus préalable d'une valeur de 4,0 milliards de dollars US déposé en novembre 2011.

En mars 2013, nous avons réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 24 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 7 au prix de 25 $ l'action, pour un produit brut global de 600 millions de dollars. Les investisseurs auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs fixes de 1,00 $ par action par année, payables trimestriellement. Les investisseurs auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 8 à tous les cinquièmes anniversaires à compter du 30 avril 2019. Les porteurs d'actions de série 8 auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable pour un rendement annuel égal à la somme du taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours alors en vigueur et de 2,38 %.

En juin 2013, nous avons racheté des billets de premier rang à 4,00 % d'un montant de 350 millions de dollars.

En juillet 2013, nous avons émis pour une valeur de 500 millions de dollars de billets de trois ans à intérêt variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres échéant le 30 juin 2016 et portant intérêt au taux annuel initial de 0,95 %.

De plus, en juillet 2013, nous avons émis des billets à moyen terme à échéance de dix ans d'une valeur de 450 millions de dollars et des billets à moyen terme à échéance de 30 ans d'une valeur de 300 millions de dollars; les dates d'échéance et taux d'intérêt sont respectivement le 19 juillet 2023 et le 15 novembre 2041 et 3,69 % et 4,55 %. Le produit net de ces émissions devrait servir à des fins générales de la société et à la réduction d'emprunts à court terme affectés au financement d'une partie de notre programme d'investissement.

En mai 2013, TC PipeLines, LP a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 8 855 000 parts ordinaires au prix de 43,85 $ US la part ordinaire pour un produit brut de 388 millions de dollars US. TransCanada a investi un montant supplémentaire d'environ 8 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité, mais elle n'a pas acheté d'autres parts. À la suite de cette émission, notre participation dans TC PipeLines, LP a été ramenée de 33,3 % à 28,9 %.

En juillet 2013, TC PipeLines, LP a contracté un emprunt à terme de cinq ans de 500 millions de dollars US échéant en juillet 2018. Le produit de l'appel public à l'épargne, de l'emprunt à terme et de l'apport du commandité ont été affecté au financement de l'achat de la participation de 45 % dans GTN et Bison auprès de notre société.

DIVIDENDES

Le 25 juillet 2013, nous avons déclaré les dividendes trimestriels suivants :

Dividende trimestriel sur les actions ordinaires

0,46 $ par action ordinaire (pour le trimestre qui sera clos le 30 septembre 2013)

Payable le 31 octobre 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2013

Dividendes trimestriels sur les actions privilégiées

Série 1 0,2875 $ (pour le trimestre qui sera clos le 30 septembre 2013)

Série 3 0,25 $ (pour le trimestre qui sera clos le 30 septembre 2013)

Payables le 30 septembre 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 3 septembre 2013

Série 5 0,275 $ (pour la période de trois mois qui sera close le 30 octobre 2013)

Série 7 0,25 $ (pour la période de trois mois qui sera close le 30 octobre 2013)

Payables le 30 octobre 2013 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 30 septembre 2013

RENSEIGNEMENTS SUR LES ACTIONS

au 22 juillet 2013

Actions ordinaires	Émises et en circulation
	707 millions
Actions privilégiées	Émises et en circulation	Pouvant être converties en
Série 1	22 millions	22 millions d'actions privilégiées de série 2
Série 3	14 millions	14 millions d'actions privilégiées de série 4
Série 5	14 millions	14 millions d'actions privilégiées de série 6
Série 7	24 millions	24 millions d'actions privilégiées de série 8
Options permettant d'acheter des actions ordinaires	En circulation	Pouvant être exercées
	8 millions	4 millions

FACILITÉS DE CRÉDIT

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 supplémentaires, à d'autres fins générales, notamment l'émission de lettres de crédit et l'accès à des liquidités supplémentaires.

Au 30 juin 2013, nous disposions de facilités de crédit non garanties de 5 milliards de dollars, notamment les suivantes :

Montant	Capacité inutilisée	Filiale	Objet	Échéance

2,0 milliards de dollars	2,0 milliards de dollars	TransCanada PipeLines Limited (« TCPL »)	Facilité de crédit confirmée renouvelable et prorogeable pour appuyer le programme de papier commercial de TCPL	octobre 2017
1,0 milliard de dollars US	1,0 milliard de dollars US	TransCanada PipeLine USA Ltd. (« TCPL USA »)	Facilité de crédit confirmée renouvelable et prorogeable confirmée qui appuie un programme de papier commercial en dollars US de TCPL USA aux États-Unis	octobre 2013
1,0 milliard de dollars US	1,0 milliard de dollars US	TransCanada Keystone Pipeline, LP	Facilité de crédit confirmée renouvelable et prorogeable qui appuie un programme de papier commercial en dollars US au Canada visant à financer une partie de Keystone	novembre 2013
0,9 milliard de dollars, 0,1 milliard de dollars US	330 millions de dollars	TCPL, TCPL USA	Lignes à vue permettant l'émission de lettres de crédit et donnant accès à des liquidités supplémentaires; au 30 juin 2013, nous avions prélevé 670 millions de dollars en lettres de crédit aux termes de ces lignes	à vue

Il y a lieu de se reporter à la section sur les risques et les instruments financiers pour un complément d'information sur le risque d'illiquidité, le risque de marché et les autres risques divers.

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES

Nos engagements en capital ont diminué de 600 millions de dollars, principalement en raison de l'achèvement ou de l'avancement des projets d'investissement. Nos autres engagements d'achat ont diminué de 180 millions de dollars. Il n'y a eu aucun autre changement important dans nos obligations contractuelles au deuxième trimestre de 2013 ni pour les 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 2012 pour un complément d'information sur nos obligations contractuelles.

Risques financiers et instruments financiers

Parce que nous sommes exposés au risque d'illiquidité, au risque de crédit lié aux contreparties et au risque de marché, nous avons mis en place des stratégies, des politiques et des limites dans le but d'atténuer leur impact sur le résultat, les flux de trésorerie et, ce faisant, la valeur actionnariale. Elles sont conçues pour faire en sorte que les risques assumés par TransCanada et les risques connexes sont conformes à nos objectifs commerciaux et à notre tolérance aux risques.

Il y a lieu de consulter notre rapport annuel 2012 pour un complément d'information sur les risques auxquels nos activités sont exposées. Outre les risques qui sont décrits dans les présentes, dans sa décision de mars 2013 au sujet de notre proposition de restructuration au Canada, l'ONÉ a déterminé que les principaux risques commerciaux auxquels le réseau principal au Canada est exposé se sont accrus. Le cadre tarifaire découlant de la décision de l'ONÉ entraîne une variabilité supérieure des flux de trésorerie et une plus grande incertitude au sujet du recouvrement ultime du coût du service pour le réseau principal au Canada. Pour le reste, nos risques n'ont pas changé de façon importante depuis le 31 décembre 2012.

RISQUE D'ILLIQUIDITÉ

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, tant dans des conditions normales que difficiles.

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

Nous sommes exposés au risque de crédit lié aux contreparties dans les domaines suivants :

débiteurs;
placements en portefeuille;
juste valeur des actifs dérivés;
billets, prêts et 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 du coût réel d'entrée. Au 30 juin 2013, il n'y avait aucune créance irrécouvrable importante et aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur. La concentration du risque de crédit était de 263 millions de dollars au 30 juin 2013 (259 millions de dollars au 31 décembre 2012) relativement à une contrepartie. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.

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

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 aux États-Unis, le risque lié aux fluctuations du dollar US auquel nous sommes exposés s'accroît. Une partie de ce risque est annulée par les intérêts débiteurs libellés en dollars US et par l'utilisation d'instruments dérivés portant sur les taux de change.

Nous utilisons des instruments dérivés portant sur les taux de change pour gérer d'autres opérations de taux de change, notamment l'exposition de certains de nos actifs réglementés aux risques de change. Nous reportons certains des gains et pertes réalisés sur ces instruments dérivés à titre d'actifs et de passifs réglementaires jusqu'à ce que nous les recouvrions auprès des expéditeurs ou les payions à ces derniers aux termes des contrats d'expédition.

TAUX DE CHANGE MOYEN - DOLLAR AMÉRICAIN CONTRE DOLLAR CANADIEN

Deuxième trimestre de 2013	1,03
Deuxième trimestre de 2012	1,01

L'incidence des fluctuations de valeur du dollar US sur nos activités aux États-Unis est en grande partie enrayée par les autres éléments libellés en dollars US, ainsi qu'en fait état le tableau ci-après. Le BAII comparable est une mesure non conforme aux PCGR.

PRINCIPAUX MONTANTS LIBELLÉS EN DOLLARS US

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars US)	2013		2012		2013		2012

BAII comparable des gazoducs aux États-Unis et à l'échelle internationale	101		147		301		362
BAII comparable des oléoducs aux États-Unis	95		88		189		177
BAII comparable des installations énergétiques aux États-Unis	57		8		96		14
Intérêts débiteurs sur la dette à long terme libellée en dollars US	(185	)	(183	)	(373	)	(369	)
Intérêts capitalisés sur les dépenses en immobilisations en dollars US	49		27		93		53
Participations sans contrôle et autres aux États-Unis	(39	)	(45	)	(87	)	(96	)
	78		42		219		141

INVESTISSEMENT NET DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

Nous avons recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir notre investissement net dans des établissements étrangers après les impôts. Les justes valeurs ainsi que le montant nominal pour les instruments dérivés désignés en tant que couverture de l'investissement net se présentent comme suit :

Actif (passif)(non audité - en millions de dollars)		30 juin 2013			31 décembre 2012
Actif (passif)(non audité - en millions de dollars)		Juste valeur¹		Montant nominal	Juste valeur¹	Montant nominal

Swaps de devises en dollars US
	(échéant de 2013 à 2019)²	(137	)	3 900 US	82	3 800 US
Contrats de change à terme en dollars US
	(échéant en 2013 et 2014)	(29	)	1 050 US	-	250 US
		(166	)	4 950 US	82	4 050 US

Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Le bénéfice net du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2013 comprenait des gains réalisés nets de respectivement 7 millions de dollars et 14 millions de dollars (gains de 7 millions de dollars et de 14 millions de dollars pour les périodes respectives en 2012) 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

(non audité - en milliards de dollars)	30 juin 2013		31 décembre 2012

Valeur comptable	12,2 (11,7 US	)	11,1 (11,2US	)
Juste valeur	14,2 (13,5 US	)	14,3 (14,4US	)

JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS UTILISÉS POUR COUVRIR NOTRE INVESTISSEMENT LIBELLÉ EN DOLLARS US DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

La classification de la juste valeur des instruments dérivés servant à couvrir nos investissements nets au bilan.

(non audité - en millions de dollars)	30 juin 2013	31 décembre 2012

Autres actifs à court terme	30	71
Actifs incorporels et autres actifs	2	47
Créditeurs et autres	52	6
Autres passifs à long terme	146	30

SOMMAIRE DES INSTRUMENTS FINANCIERS NON DÉRIVÉS

	30 juin 2013		31 décembre 2012
(non audité - en millions de dollars)	Valeur comptable¹	Juste valeur²	Valeur comptable¹	Juste valeur²

Actifs financiers
Trésorerie et équivalents de trésorerie	674	674	551	551
Débiteurs et autres³	1 301	1 350	1288	1337
Actifs disponibles à la vente	47	47	44	44
	2 022	2 071	1883	1932
Passifs financiers⁴
Billets à payer	2 900	2 900	2275	2275
Créditeurs et autres passifs à long terme⁵	1 114	1 114	1535	1535
Intérêts courus	380	380	368	368
Dette à long terme	19 699	23 474	18913	24573
Billets subordonnés de rang inférieur	1 050	1 105	994	1054
	25 143	28 973	24085	29805

Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de 200 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012) au titre de la dette à long terme attribuable au risque couvert et constaté à la juste valeur. Cette dette, qui est constatée à la juste valeur de façon récurrente, est classée au deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices fondée sur les taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
L'évaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers constatée au coût après amortissement pour laquelle la juste valeur n'est pas égale à la valeur comptable serait incluse dans le deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices en fonction des taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
Au 30 juin 2013, des actifs financiers de 1,1 milliard de dollars (1,1 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les débiteurs, de 72 millions de dollars (40 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres actifs à court terme et de 225 millions de dollars (240 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient compris dans les actifs incorporels et autres actifs.
L'état consolidé condensé des résultats pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 comprenait respectivement des gains de 3 millions de dollars et des pertes de 7 millions de dollars (gains de 3 millions de dollars et pertes de 12 millions de dollars pour les périodes respectives de 2012) au titre d'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 des titres d'emprunt à long terme de 200 millions de dollars US au 30 juin 2013 (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012). 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.
Au 30 juin 2013, des passifs financiers de 1,1 milliard de dollars (1,5 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les créditeurs et de 36 millions de dollars (38 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres passifs à long terme.

SOMMAIRE DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS

Le tableau suivant fait exclusion des couvertures de notre investissement net dans des établissements étrangers.

2013 (non audité - en millions de dollars, sauf indication contraire)			Électricité	Gaz naturel	Change	Intérêts

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Justes valeurs²
	Actifs		141 $	70 $	- $	11 $
	Passifs		(183)$	(99)$	(17)$	(11)$
Valeurs nominales
	Volumes³
		Ventes	35 445	64	-	-
		Achats	34 750	102	-	-
	En dollars canadiens		-	-	-	620
	En dollars US		-	-	1 274 US	200 US
Gains (pertes) net(te)s non réalisé(e)s de la période⁴
	trimestre clos le 30 juin 2013		5 $	(21)$	(10)$	- $
	semestre clos le 30 juin 2013		(3)$	(12)$	(16)$	- $
Pertes nettes réalisées de la période⁴
	trimestre clos le 30 juin 2013		(29)$	(5)$	(6)$	- $
	semestre clos le 30 juin 2013		(36)$	(7)$	(7)$	- $
Dates d'échéance			2013-2017	2013-2016	2013-2014	2013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^5,6
Justes valeurs²
	Actifs		37 $	- $	- $	7 $
	Passifs		(103)$	(1)$	(1)$	- $
Valeurs nominales
	Volumes³
		Ventes	6 283	-	-	-
		Achats	13 206	-	-	-
	En dollars US		-	-	15 US	200 US
	Swaps de devises		-	-	-	-
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁴
	trimestre clos le 30 juin 2013		(84)$	(1)$	- $	2 $
	semestre clos le 30 juin 2013		(11)$	(1)$	- $	4 $
Dates d'échéance			2013-2018	2013	2014	2015

Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par nos stratégies, politiques et limites de gestion des risques. Ils comprennent les 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 nous sommes exposés.
Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi³.
Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La 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, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 7 millions de dollars et une valeur nominale de 200 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 4 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, nous n'avons constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, 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.

Le tableau suivant fait exclusion des couvertures de notre investissement net dans des établissements étrangers.

2012 (non audité - en millions de dollars, sauf indication contraire)			Électricité	Gaz naturel	Change	Intérêts

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Justes valeurs^2,3
	Actifs		139 $	88 $	1 $	14 $
	Passifs		(176)$	(104)$	(2)$	(14)$
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Ventes	31 066	65	-	-
		Achats	31 135	83	-	-
	En dollars canadiens		-	-	-	620
	En dollars US		-	-	1 408 US	200 US
(Pertes) gains net(te)s non réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 30 juin 2012		(12)$	4 $	(14)$	- $
	semestre clos le 30 juin 2012		(19)$	(10)$	(8)$	- $
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 30 juin 2012		(6)$	(5)$	6 $	- $
	semestre clos le 30 juin 2012		9 $	(15)$	15 $	- $
Dates d'échéance			2013 -2017	2013-2016	2013	2013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^6,7
Justes valeurs^2,3
	Actifs		76 $	- $	- $	10 $
	Passifs		(97)$	(2)$	(38)$	- $
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Ventes	7 200	-	-	-
		Achats	15 184	1	-	-
	En dollars US		-	-	12 US	350 US
	Swaps de devises		-	-	136/100 US	-
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 30 juin 2012		(26)$	(8)$	- $	2 $
	semestre clos le 30 juin 2012		(58)$	(14)$	- $	3 $
Dates d'échéance			2013-2018	2013	2013-2014	2013-2015

Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par nos stratégies, politiques et limites de gestion des risques. Ils comprennent les 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 nous sommes exposés.
Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Au 31 décembre 2012.
Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi³.
Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La 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, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 10 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012, s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 4 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012, nous n'avons constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

PRÉSENTATION DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS AU BILAN

La juste valeur des instruments dérivés présentés au bilan s'établit comme suit :

(non audité - en millions de dollars)	30 juin 2013		31 décembre 2012

À court terme
Autres actifs à court terme	187		259
Créditeurs et autres	(341	)	(283	)
À long terme
Actifs incorporels et autres actifs	111		187
Autres passifs à long terme	(272	)	(186	)

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 :

Couvertures de flux de trésorerie¹trimestres clos les 30 juin	Électricité			Gaz naturel			Change		Intérêts
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)	2013		2012	2013	2012		2013	2012	2013	2012

Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)	(70	)	44	-	(4	)	2	4	-	-
Reclassement des gains et des pertes sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)	12		28	2	15		-	-	4	4
Gains et pertes sur les instruments dérivés constatés dans les résultats (partie inefficace)	(2	)	7	-	1		-	-	-	-

Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

Couvertures de flux de trésorerie¹semestres clos les 30 juin	Électricité				Gaz naturel			Change		Intérêts
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)	2013		2012		2013	2012		2013	2012	2013	2012

Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)	(34	)	(22	)	-	(14	)	4	1	-	-
Reclassement des gains et des pertes sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)	1		75		2	28		-	-	8	10
Gains et pertes sur les instruments dérivés constatés dans les résultats (partie inefficace)	(7	)	1		-	(1	)	-	-	-	-

Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

DISPOSITIONS LIÉES AU RISQUE DE CRÉDIT ÉVENTUEL

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 place et des prix du marché au 30 juin 2013, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 36 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012), et les garanties fournies dans le cadre normal des affaires étaient de néant (néant au 31 décembre 2012). Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées au 30 juin 2013, nous aurions été tenus de fournir à nos contreparties des garanties de 36 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012). Des garanties peuvent aussi devoir être fournies si la juste valeur des instruments dérivés est supérieure à des seuils prédéfinis de risque contractuel.

Nous estimons que nous disposons de suffisamment de liquidités sous forme d'encaisse et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

HIÉRARCHIE DE LA JUSTE VALEUR

Les actifs et passifs qui sont constatés à la juste valeur doivent être classés dans l'une de trois catégories en fonction d'une hiérarchie de la juste valeur.

Niveau	Manière de déterminer la juste valeur

Premier niveau	Prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels nous avons accès à la date d'évaluation.
Deuxième niveau	Évaluations fondées sur l'extrapolation de données autres que les prix cotés inclus dans le premier niveau, 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 bénéfices et les instruments financiers dérivés portant sur les produits de base lorsque la juste valeur a été déterminée selon l'approche marché.

Troisième niveau

Évaluation des actifs et des passifs de façon récurrente selon l'approche marché en fonction de données qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur en général. Cette catégorie comprend les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés, lorsque la liquidité est faible. Les prix de l'électricité à long terme sont 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 nous exerçons nos 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 sont 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 ou toute hausse de l'offre d'électricité ou de gaz naturel devrait ou pourrait donner lieu à une évaluation inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisième niveau.

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

(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)		Prix cotés sur des marchés actifs (premier niveau)¹				Autres données importantes observables (deuxième niveau)^1,2				Données importantes non observables (troisième niveau)²				Total
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)		30 juin 2013		31 déc. 2012		30 juin 2013		31 déc. 2012		30 juin 2013		31 déc. 2012		30 juin 2013		31 déc. 2012

Actifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		-		171		213		7		2		178		215
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	65		75		5		13		-		-		70		88
	Contrats de change	-		-		32		119		-		-		32		119
	Contrats sur taux d'intérêt	-		-		18		24		-		-		18		24
Passifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		-		(279	)	(269	)	(7	)	(4	)	(286	)	(273	)
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	(85	)	(95	)	(15	)	(11	)	-		-		(100	)	(106	)
	Contrats de change	-		-		(216	)	(76	)	-		-		(216	)	(76	)
	Contrats sur taux d'intérêt	-		-		(11	)	(14	)	-		-		(11	)	(14	)
Instruments financiers non dérivés :
	Actifs disponibles à la vente	-		-		47		44		-		-		47		44
		(20	)	(20	)	(248	)	43		-		(2	)	(268	)	21

Pour les trimestres et les semestres clos les 30 juin 2013 et 2012, il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxième niveau.
Pour les trimestres et les semestres clos les 30 juin 2013 et 2012, il n'y a eu aucun transfert entre le deuxième niveau et le troisième niveau.

Le tableau suivant présente la variation nette dans la catégorie de juste valeur de troisième niveau.

	Instruments dérivés¹
	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars, avant les impôts)	2013		2012		2013		2012

Solde au début de la période	1		(11	)	(2	)	(15	)
Règlements	1		(1	)	1		(1	)
Transferts au troisième niveau	(1	)	1		(1	)	1
Total des (pertes) gains comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu	(1	)	18		2		22
Solde à la fin de la période	-		7		-		7

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, les gains ou les pertes non réalisés inclus dans le bénéfice net attribuable à des instruments dérivés de troisième niveau étant toujours détenus à la date du bilan étaient de néant (néant en 2012).

Une augmentation de 10 % ou une réduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables étant constantes, donnerait lieu respectivement à une baisse ou à une hausse de 5 millions de dollars de la juste valeur des instruments dérivés compris dans le troisième niveau et en vigueur au 30 juin 2013.

Autres renseignements

CONTRÔLES ET PROCÉDURES

Au 30 juin 2013, 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, tel qu'il est exigé par les organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et par la SEC, et elle a conclu que nos contrôles et procédures de communication de l'information étaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable.

Au deuxième trimestre de 2013, 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.

La direction est en voie de mettre en application un système de planification des ressources de l'entreprise (« PRE ») qui influera probablement sur certains procédés à l'appui des contrôles internes à l'égard de l'information financière. La période d'implantation progressive, qui devait débuter le 1^er juillet 2013, a été reportée à janvier 2014.

CONVENTIONS ET ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES ET MODIFICATIONS COMPTABLES

Pour dresser les états financiers conformément aux PCGR des États-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.

Nos principales conventions comptables et estimations comptables critiques demeurent essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2012, exception faite de ce qui est décrit ci-après. Notre rapport annuel 2012 renferme une synthèse de nos principales conventions comptables et estimations comptables critiques.

Modifications de conventions comptables pour 2013

Compensation dans le bilan

Le 1^er janvier 2013, nous avons adopté l'ASU sur la présentation d'informations au sujet de la compensation d'actifs et de passifs publiée par le Financial Accounting Standards Board (« FASB ») pour permettre la compréhension des incidences des accords de compensation sur notre situation financière. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet de certains instruments dérivés qui font l'objet d'une compensation conformément aux PCGR des États-Unis en vigueur ou qui sont visés par un accord de compensation cadre ou une entente semblable.

Cumul des autres éléments du résultat étendu

Le 1^er janvier 2013, nous avons adopté l'ASU sur la déclaration des montants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu publiée par le FASB. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des montants importants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu et reclassé dans le bénéfice net.

Modifications comptables futures

Obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire

En février 2013, le FASB a publié une recommandation concernant la constatation, l'évaluation et la présentation des obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire pour lesquels le montant total de l'obligation est déterminé à la date du bilan. Les conventions d'emprunt, les obligations contractuelles diverses ainsi que les litiges réglés et les décisions judiciaires sont des exemples de ces obligations. L'ASU s'applique rétrospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. Nous évaluons l'incidence de l'adoption de l'ASU sur nos états financiers consolidés, mais nous ne nous attendons pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

Opérations en devises - écarts de conversion cumulés

En mars 2013, le FASB a publié des recommandations modifiées au sujet de l'affectation des écarts de conversion cumulés au bénéfice net lorsqu'une société mère vend en tout ou en partie sa participation dans une entité étrangère ou cesse de détenir une participation financière donnant le contrôle dans une filiale ou un groupe d'actifs représentant une entreprise. L'ASU s'applique prospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. L'adoption par anticipation est permise au début de l'exercice d'une entité. Nous évaluons l'incidence de l'adoption de l'ASU sur nos états financiers, mais nous ne nous attendons pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

RÉSULTATS TRIMESTRIELS

PRINCIPALES DONNÉES FINANCIÈRES TRIMESTRIELLES CONSOLIDÉES

		2013		2012				2011
(non audité - en millions de dollars, sauf les montants par action)		T2	T1	T4	T3	T2	T1	T4	T3

Produits		2 009	2 252	2 089	2 126	1 847	1 945	2 015	2 043
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires		365	446	306	369	272	352	376	386
Données sur les actions
	Bénéfice net par action ordinaire - de base et dilué	0,52 $	0,63 $	0,43 $	0,52 $	0,39 $	0,50 $	0,53 $	0,55 $
	Dividendes déclarés par action ordinaire	0,46 $	0,46 $	0,44 $	0,44 $	0,44 $	0,44 $	0,42 $	0,42 $

FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION TRIMESTRIELLE PAR SECTEUR D'ACTIVITÉ

Les produits et le bénéfice net fluctuent parfois d'un trimestre à l'autre. Les causes de ces fluctuations varient entre les secteurs d'activité.

Dans le secteur des gazoducs, les produits et le bénéfice net trimestriels sont d'ordinaire relativement stables au cours d'un même exercice. À long terme, ils fluctuent toutefois en raison :

des décisions rendues par les organismes de réglementation;
des règlements négociés avec les expéditeurs;
des fluctuations saisonnières du débit à court terme des pipelines aux États-Unis;
des acquisitions et des désinvestissements;
des faits nouveaux hors du cours normal de l'exploitation;
de la mise en service des actifs nouvellement construits.

Dans le secteur des oléoducs, 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 sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours du même exercice.

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;
des paiements de capacité et des prix de la capacité;
des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et correctif;
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 des actifs nouvellement construits.

FACTEURS INFLUANT SUR L'INFORMATION FINANCIÈRE PAR TRIMESTRE

Deuxième trimestre de 2013

Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 27 millions de dollars avant les impôts (17 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Premier trimestre de 2013

Le BAII comprenait un bénéfice avant les impôts de 42 millions de dollars (84 millions de dollars après les impôts) attribuable à la décision de l'ONÉ au sujet du réseau principal au Canada et visant des pertes non réalisées nettes de 10 millions de dollars avant les impôts (8 millions de dollars après les impôts) en 2012 découlant de certaines activités de gestion des risques.

Quatrième trimestre de 2012

Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 17 millions de dollars avant les impôts (12 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Troisième trimestre de 2012

Le BAII incluait des gains non réalisés nets de 31 millions de dollars avant les impôts (20 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Deuxième trimestre de 2012

Le BAII incluait une charge de 20 millions de dollars avant les impôts (15 millions de dollars après les impôts) se rapportant à 2011 suivant la décision d'arbitrage relative à la CAE de Sundance A ainsi que des pertes non réalisées nettes de 14 millions de dollars avant les impôts (13 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Premier trimestre de 2012

Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 22 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Quatrième trimestre de 2011

Le BAII incluait des gains non réalisés nets de 13 millions de dollars avant les impôts (11 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

Troisième trimestre de 2011

Le BAII incluait des pertes non réalisées nettes de 43 millions de dollars avant les impôts (30 millions de dollars après les impôts) découlant de certaines activités de gestion des risques.

État consolidé condensé des résultats

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars canadiens,sauf les montants par action)	2013		2012		2013		2012

Produits
Gazoducs	1 031		1 034		2 188		2 119
Oléoducs	278		251		549		510
Énergie	700		562		1 524		1 163
	2 009		1 847		4 261		3 792
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	153		65		246		125
Charges d'exploitation et autres charges
Coûts d'exploitation des centrales et autres	648		627		1 289		1 219
Achats de produits de base revendus	283		208		659		421
Impôts fonciers	106		100		215		215
Amortissement	356		346		723		690
	1 393		1 281		2 886		2 545
Charges financières (produits financiers)
Intérêts débiteurs	252		239		510		481
Intérêts créditeurs et autres	11		(5	)	(2	)	(36	)
	263		234		508		445
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice	506		397		1 113		927
(Recouvrement) charge d'impôts
Exigibles	(36	)	39		43		95
Reportés	134		46		170		119
	98		85		213		214
Bénéfice net	408		312		900		713
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle	23		26		54		61
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle	385		286		846		652
Dividendes sur les actions privilégiées	20		14		35		28
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires	365		272		811		624
Bénéfice net par action ordinaire
De base et dilué	0,52 $		0,39 $		1,15 $		0,89 $
Dividendes déclarés par action ordinaire	0,46 $		0,44 $		0,92 $		0,88 $
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires (en millions)
De base	707		704		706		704
Dilué	708		705		707		705

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé du résultat étendu

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2013		2012		2013		2012

Bénéfice net	408		312		900		713
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts sur le bénéfice
Gains de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers	225		114		336		7
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissements net	(135	)	(61	)	(184	)	(23	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	(44	)	28		(23	)	(17	)
Reclassement dans le bénéfice net de gains sur les couvertures de flux de trésorerie	11		27		7		72
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	6		4		12		14
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(2	)	(3	)	(3	)	2
Autres éléments du résultat étendu (note 7)	61		109		145		55
Résultat étendu	469		421		1 045		768
Résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle	60		46		111		64
Résultat étendu attribuable aux participations assurant le contrôle	409		375		934		704
Dividendes sur les actions privilégiées	20		14		35		28
Résultat étendu attribuable aux actionnaires ordinaires	389		361		899		676

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé des flux de trésorerie

	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2013		2012		2013		2012

Flux de trésorerie liés à l'exploitation
Bénéfice net	408		312		900		713
Amortissement	356		346		723		690
Impôts reportés	134		46		170		119
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(153	)	(65	)	(246	)	(125	)
Bénéfices répartis provenant des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	180		74		264		157
Capitalisation des avantages postérieurs au départ à la retraite inférieure à la charge	11		5		26		12
Autres	19		11		34		34
(Augmentation) diminution du fonds de roulement d'exploitation	(114	)	14		(324	)	(155	)
Rentrées nettes liées aux activités d'exploitation	841		743		1 547		1 445
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations	(1 109	)	(397	)	(2 038	)	(861	)
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(39	)	(197	)	(71	)	(413	)
Acquisition	(55	)	-		(55	)	-
Montants reportés et autres	(144	)	79		(164	)	42
Sorties nettes liées aux activités d'investissement	(1 347	)	(515	)	(2 328	)	(1 232	)
Activités de financement
Dividendes sur les actions ordinaires et privilégiées	(351	)	(324	)	(666	)	(634	)
Distributions versées aux participations sans contrôle	(35	)	(35	)	(70	)	(68	)
Billets à payer émis, montant net	1 388		635		559		589
Titres d'emprunt à long terme émis, déduction faite desfrais d'émission	10		1		744		493
Remboursements sur la dette à long terme	(695	)	(222	)	(709	)	(770	)
Actions ordinaires émises, déduction faite des frais d'émission	23		4		55		18
Parts de société en nom collectif émises par une filiale, déduction faite des frais d'émission	384		-		384		-
Actions privilégiées émises, déduction faite des frais d'émission	(1	)	-		585		-
Rentrées (sorties) nettes liées aux activités de financement	723		59		882		(372	)
Incidence des variations du taux de change sur la trésorerie et les équivalents de trésorerie	14		7		22		(5	)
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie	231		294		123		(164	)
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Au début de la période	443		196		551		654
Trésorerie et équivalents de trésorerie
À la fin de la période	674		490		674		490

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

Bilan consolidé condensé


(non audité - en millions de dollars canadiens)			30 juin 2013		31 décembre 2012

ACTIF
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie			674		551
Débiteurs			1 051		1 052
Stocks			224		224
Autres			816		997
			2 765		2 824
Immobilisations corporelles, déduction faite de l'amortissement cumulé de respectivement 17 327 $ et 16 540 $			35 699		33 713
Participations comptabilisées à la valeur de consolidation			5 412		5 366
Écart d'acquisition			3 653		3 458
Actifs réglementaires			1 921		1 629
Actifs incorporels et autres actifs			1 433		1 343
			50 883		48 333
PASSIF
Passif à court terme
Billets à payer			2 900		2 275
Créditeurs et autres			1 968		2 344
Intérêts courus			380		368
Tranche de la dette à long terme échéant à moins de un an			1 477		894
			6 725		5 881
Passifs réglementaires			226		268
Autres passifs à long terme			926		882
Passifs d'impôts reportés			4 088		3 953
Dette à long terme			18 222		18 019
Billets subordonnés de rang inférieur			1 050		994
			31 237		29 997
CAPITAUX PROPRES
Actions ordinaires sans valeur nominale			12 131		12 069
	Émises et en circulation : Au 30 juin 2013 : 707 millions d'actions
		Au 31 décembre 2012 : 705 millions d'actions
Actions privilégiées			1 813		1 224
Surplus d'apport			404		379
Bénéfices non répartis			4 846		4 687
Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 7)			(1 360	)	(1 448	)
Participations assurant le contrôle			17 834		16 911
Participations sans contrôle			1 812		1 425
			19 646		18 336
			50 883		48 333
Éventualités et garanties (note 11)
Événements postérieurs à la date du bilan (note 12)

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés condensés.

État consolidé condensé des capitaux propres

		semestres clos
		les 30 juin
(non audité - en millions de dollars canadiens)		2013		2012

Actions ordinaires
Solde au début de la période		12 069		12 011
Émission d'actions à l'exercice d'options sur actions		62		19
Solde à la fin de la période		12 131		12 030
Actions privilégiées
Solde au début de la période		1 224		1 224
Actions émises, déduction faite des frais d'émission		589		-
Solde à la fin de la période		1 813		1 224
Surplus d'apport
Solde au début de la période		379		380
Exercice d'options sur actions, déduction faite des options émises		(4	)	-
Incidence de dilution des parts de TC PipeLines, LP émises		29		-
Solde à la fin de la période		404		380
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période		4 687		4 628
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle		846		652
Dividendes sur les actions ordinaires		(650	)	(620	)
Dividendes sur les actions privilégiées		(37	)	(28	)
Solde à la fin de la période		4 846		4 632
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période		(1 448	)	(1 449	)
Autres éléments du résultat étendu		88		52
Solde à la fin de la période		(1 360	)	(1 397	)
Capitaux propres attribuables aux participations assurant le contrôle		17 834		16 869
Capitaux propres attribuables aux participations sans contrôle
Solde au début de la période		1 425		1 465
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle
	TC PipeLines, LP	36		47
	Dividendes sur les actions privilégiées de TCPL	11		11
	Portland	7		3
Autres éléments du résultat étendu attribuable aux participations sans contrôle		57		3
Vente de parts de TC PipeLines, LP
	Produit, déduction faite des frais d'émission	384		-
	Diminution de la participation de TransCanada	(47	)	-
Distributions versées aux participations sans contrôle		(70	)	(68	)
Change et autres		9		-
Solde à la fin de la période		1 812		1 461
Total des capitaux propres		19 646		18 330

Se reporter aux 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 États-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 2012. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans les présentes ont le sens qui leur est donné dans le glossaire faisant partie du rapport annuel de 2012 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 refléter la situation financière et les 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 2012 compris dans le rapport annuel 2012 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 pipelines aux États-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 consommateurs, les prix des marchés pour certaines des participations de la société dans des centrales électriques et des installations de stockage de gaz non réglementées.

RECOURS À 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 2012, 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 2013

Compensation dans le bilan

Le 1^er janvier 2013, la société a adopté l'ASU sur la présentation d'informations au sujet de la compensation d'actifs et de passifs publiée par le FASB pour permettre la compréhension des incidences des accords de compensation sur la situation financière de la société. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet de certains instruments dérivés qui sont soit compensés conformément aux PCGR des États-Unis actuellement en vigueur, soit visés par un accord de compensation cadre ou une entente semblable.

Cumul des autres éléments du résultat étendu

Le 1^er janvier 2013, la société a adopté l'ASU sur la déclaration des montants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu publiée par le FASB. L'adoption de l'ASU a donné lieu à des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des montants importants sortis du cumul des autres éléments du résultat étendu et reclassés dans le bénéfice net.

MODIFICATIONS COMPTABLES FUTURES

Obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire

En février 2013, le FASB a publié une recommandation concernant la constatation, l'évaluation et la présentation des obligations découlant d'accords de responsabilité conjointe et solidaire pour lesquels le montant total de l'obligation est déterminé à la date du bilan. Des exemples d'obligations visées par la portée de l'ASU en question comprennent les conventions d'emprunts, les obligations contractuelles diverses ainsi que les litiges réglés et les décisions judiciaires. L'ASU s'applique rétrospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. La société évalue actuellement l'incidence de l'adoption de l'ASU sur ses états financiers consolidés, mais elle ne s'attend pas à ce que cette adoption ait une aucune incidence importante.

Opérations en devises - écarts de conversion cumulés

En mars 2013, le FASB a publié des recommandations modifiées au sujet de l'affectation des écarts de conversion cumulés au bénéfice net lorsqu'une société mère vend en tout ou en partie sa participation dans une entité étrangère ou cesse de détenir une participation financière donnant le contrôle dans une filiale ou un groupe d'actifs représentant une entreprise. L'ASU s'applique prospectivement aux exercices, ainsi qu'aux périodes intermédiaires comprises dans ces exercices, ouverts après le 15 décembre 2013. L'adoption par anticipation est permise au début de l'exercice d'une entité. La société évalue actuellement d'incidence de l'ASU sur ses états financiers consolidés, mais elle ne s'attend pas à ce que cette adoption ait une incidence importante.

3. Informations sectorielles

trimestres clos les 30 juin	Gazoducs				Oléoducs				Énergie				Siège social				Total
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2013		2012		2013		2012		2013		2012		2013		2012		2013		2012

Produits	1 031		1 034		278		251		700		562		-		-		2 009		1 847
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	29		37		-		-		124		28		-		-		153		65
Coûts d'exploitation des centrales et autres	(339	)	(330	)	(82	)	(68	)	(210	)	(214	)	(17	)	(15	)	(648	)	(627	)
Achats de produits de base revendus	-		-		-		-		(283	)	(208	)	-		-		(283	)	(208	)
Impôts fonciers	(77	)	(75	)	(10	)	(7	)	(19	)	(18	)	-		-		(106	)	(100	)
Amortissement	(245	)	(234	)	(37	)	(36	)	(69	)	(72	)	(5	)	(4	)	(356	)	(346	)
	399		432		149		140		243		78		(22	)	(19	)	769		631
Intérêts débiteurs																	(252	)	(239	)
Intérêts créditeurs et autres																	(11	)	5
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice																	506		397
Charge d'impôts																	(98	)	(85	)
Bénéfice net																	408		312
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle																	(23	)	(26	)
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle																	385		286
Dividendes sur les actions privilégiées																	(20	)	(14	)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires																	365		272

semestres clos les 30 juin	Gazoducs				Oléoducs				Énergie				Siège social				Total
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2013		2012		2013		2012		2013		2012		2013		2012		2013		2012

Produits	2 188		2 119		549		510		1 524		1 163		-		-		4 261		3 792
Bénéfice tiré des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	69		83		-		-		177		42		-		-		246		125
Coûts d'exploitation des centrales et autres	(657	)	(657	)	(161	)	(137	)	(420	)	(381	)	(51	)	(44	)	(1 289	)	(1 219	)
Achats de produits de base revendus	-		-		-		-		(659	)	(421	)	-		-		(659	)	(421	)
Impôts fonciers	(155	)	(154	)	(23	)	(24	)	(37	)	(37	)	-		-		(215	)	(215	)
Amortissement	(498	)	(466	)	(74	)	(72	)	(143	)	(145	)	(8	)	(7	)	(723	)	(690	)
	947		925		291		277		442		221		(59	)	(51	)	1 621		1 372
Intérêts débiteurs																	(510	)	(481	)
Intérêts créditeurs et autres																	2		36
Bénéfice avant les impôts sur le bénéfice																	1 113		927
Charge d'impôts																	(213	)	(214	)
Bénéfice net																	900		713
Bénéfice net attribuable aux participations sans contrôle																	(54	)	(61	)
Bénéfice net attribuable aux participations assurant le contrôle																	846		652
Dividendes sur les actions privilégiées																	(35	)	(28	)
Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires																	811		624

TOTAL DE L'ACTIF

(non audité - en millions de dollars canadiens)	30 juin 2013	31 décembre 2012

Gazoducs	24 322	23 210
Oléoducs	11 667	10 485
Énergie	13 400	13 157
Siège social	1 494	1 481
	50 883	48 333

4. Impôts sur le bénéfice

Au 30 juin 2013, l'avantage fiscal non constaté total de positions fiscales incertaines était d'environ 25 millions de dollars (49 millions de dollars au 31 décembre 2012). TransCanada impute aux charges d'impôts l'intérêt et les pénalités liés aux incertitudes en matière de fiscalité. Les charges fiscales nettes du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2013 comprennent respectivement néant au titre des intérêts débiteurs et 1 million de dollars au titre des pénalités (néant au titre des intérêts débiteurs et 1 million de dollars au titre des pénalités au 30 juin 2012). Au 30 juin 2013, la société avait constaté 6 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 2012).

Les taux d'intérêt effectifs pour les semestres clos les 30 juin 2013 et 2012 étaient de respectivement 19 % et 23 %. Le taux d'intérêt effectif inférieur en 2013 découle de l'incidence de la décision de l'ONÉ au sujet de la proposition de restructuration au Canada et de la mise en vigueur de certaines lois fiscales fédérales.

TransCanada a constaté un ajustement favorable aux impôts sur le bénéfice d'environ 25 millions de dollars à la suite de la mise en vigueur de certaines lois fiscales fédérales canadiennes en juin 2013. Sous réserve des résultats des travaux d'audit par les autorités fiscales et d'autres modifications législatives, TransCanada ne prévoit pas, au cours des 12 prochains mois, apporter d'autres ajustements aux économies d'impôts non constatées qui auraient une incidence importante sur ses états financiers.

5. Dette à long terme

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, TransCanada a capitalisé des intérêts de respectivement 60 millions de dollars et 115 millions de dollars (76 millions de dollars et 150 millions de dollars pour les périodes respectives closes le 30 juin 2012) relativement aux projets d'investissement.

En janvier 2013, TransCanada PipeLines Limited a émis des billets de premier rang échéant en 2016 et comportant un taux intérêt de 0,75 % pour une valeur de 750 millions de dollars US.

En juin 2013, TransCanada PipeLines Limited a racheté des billets de premier rang à 4,00 % d'un montant de 350 millions de dollars US.

6. Capitaux propres et capital-actions

Le 22 mai 2013, TC PipeLines LP a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 8 855 000 parts ordinaires au prix de 43,85 $ US la part, pour un produit brut d'environ 388 millions de dollars US. TransCanada a investi un montant supplémentaire d'environ 8 millions de dollars US pour maintenir sa participation de commandité, mais elle n'a pas acheté d'autres parts. À la suite de cette émission, la participation de TransCanada dans TC PipeLines, LP a été ramenée de 33,3 % à 28,9 % et une incidence de dilution de 29 millions de dollars après les impôts (47 millions de dollars avant les impôts) a été constatée dans le surplus d'apport.

ÉMISSION D'ACTIONS PRIVILÉGIÉES

En mars 2013, aux termes de son prospectus préalable de base déposé en novembre 2011, TransCanada a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission de 24 millions d'actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif, de série 7. Les actions privilégiées de série 7 ont été émises à 25 $ l'action, pour un produit brut de 600 millions de dollars. Les porteurs d'actions privilégiées de série 7 ont le droit de recevoir des dividendes cumulatifs fixes de 1,00 $ par action par année, payables trimestriellement. Le taux de dividende sera ajusté le 30 avril 2019 et tous les cinq ans par la suite à un taux de rendement annuel égal à la somme du taux des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans alors en vigueur et de 2,38 %. Les actions privilégiées sont rachetables par TransCanada le ou après le 30 avril 2019 et le 30 avril tous les cinq ans par la suite au prix de 25 $ l'action majoré des dividendes courus et impayés.

Les porteurs d'actions privilégiées de série 7 auront le droit de convertir leurs actions en actions privilégiées de premier rang rachetables à dividende cumulatif de série 8 le 30 avril 2019 et le 30 avril tous les cinq ans par la suite. Les porteurs d'actions privilégiées de série 8 auront le droit de recevoir des dividendes cumulatifs trimestriels à taux variable pour un taux de rendement annuel égal à la somme du taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours alors en vigueur et de 2,38 %.

7. 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 incidences fiscales connexes s'établissent comme suit :

trimestre clos le 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Montant avant les impôts		Recouvrement (charge) d'impôts		Montant après les impôts

Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers	170		55		225
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(182	)	47		(135	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	(68	)	24		(44	)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	18		(7	)	11
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	7		(1	)	6
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(3	)	1		(2	)
Autres éléments du résultat étendu	(58	)	119		61


trimestre clos le 30 juin 2012 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Montant avant les impôts		Recouvrement (charge) d'impôts		Montant après les impôts

Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers	84		30		114
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(80	)	19		(61	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	43		(15	)	28
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	47		(20	)	27
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	5		(1	)	4
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(3	)	-		(3	)
Autres éléments du résultat étendu	96		13		109

semestre clos le 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Montant avant les impôts		Recouvrement (charge) d'impôts		Montant après les impôts

Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers	247		89		336
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(248	)	64		(184	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	(30	)	7		(23	)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	11		(4	)	7
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	17		(5	)	12
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	(4	)	1		(3	)
Autres éléments du résultat étendu	(7	)	152		145


semestre clos le 30 juin 2012 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Montant avant les impôts		Recouvrement (charge) d'impôts		Montant après les impôts

Gains et pertes de conversion sur les investissements dans des établissements étrangers	(1	)	8		7
Variation de la juste valeur des couvertures de l'investissement net	(31	)	8		(23	)
Variation de la juste valeur des couvertures de flux de trésorerie	(36	)	19		(17	)
Reclassement dans le bénéfice net de gains et de pertes sur les couvertures de flux de trésorerie	113		(41	)	72
Reclassement dans le bénéfice net de gains et pertes actuariels et du coût des services passés au titre des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite	11		3		14
Autres éléments du résultat étendu des participations comptabilisées à la valeur de consolidation	3		(1	)	2
Autres éléments du résultat étendu	59		(4	)	55

Les variations du cumul des autres éléments du résultat étendu, par composante, s'établissent comme suit :

trimestre clos le 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Écarts de conversion		Couvertures de flux de trésorerie		Ajustements des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite		Total¹

Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 1^er avril 2013	(665	)	(95	)	(624	)	(1 384	)
Autres éléments du résultat étendu avant reclassement²	53		(45	)	(1	)	7
Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu³	-		11		6		17
Autres éléments du résultat étendu de la période considérée, montant net	53		(34	)	5		24
Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 30 juin 2013	(612	)	(129	)	(619	)	(1 360	)

Tous les montants sont présentés déduction faite des impôts. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes.
Les autres éléments du résultat étendu avant le reclassement des écarts de conversion sont présentés déduction faite d'une participation sans contrôle de 37 millions de dollars.
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 77 millions de dollars (50 millions de dollars après les impôts) au 30 juin 2013. 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.

Semestre clos le 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Écarts de conversion		Couvertures de flux de trésorerie		Ajustements des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite		Total¹

Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 1^er janvier 2013	(707	)	(110	)	(631	)	(1 448	)
Autres éléments du résultat étendu avant reclassement²	95		(26	)	-		69
Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu³	-		7		12		19
Autres éléments du résultat étendu de la période considérée, montant net	95		(19	)	12		88
Solde du cumul des autres éléments du résultat étendu au 30 juin 2013	(612	)	(129	)	(619	)	(1 360	)

Tous les montants sont présentés déduction faite des impôts. Les montants entre parenthèses indiquent des pertes.
Les autres éléments du résultat étendu avant le reclassement des écarts de conversion sont présentés déduction faite d'une participation sans contrôle de 57 millions de dollars.
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 77 millions de dollars (50 millions de dollars après les impôts) au 30 juin 2013. 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 étendu¹				Poste visé à l'état consolidé
(non audité - en millions de dollars canadiens)		trimestre clos le 30 juin 2013		semestre clos le 30 juin 2013		condensé des résultats

Couvertures de flux de trésorerie
	Installations énergétiques	(14	)	(3	)	Produits (énergie	)
	Intérêts	(4	)	(8	)	Intérêts débiteurs
		(18	)	(11	)	Total avant les impôts
		7		4		Charge d'impôts
		(11	)	(7	)	Après les impôts
Ajustements des régimes de retraite et d'avantages postérieurs au départ à la retraite
	Amortissement de la perte nette²	(7	)	(17	)	Total avant les impôts
		1		5		Charge d'impôts
		(6	)	(12	)	Après les impôts

Tous les montants entre parenthèses indiquent des charges constatées dans l'état consolidé condensé des résultats.
Ces composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu sont incluses dans le calcul du coût net des avantages sociaux. Il y a lieu de se reporter à la note 8 pour un complément d'information.

8. 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 :

	trimestres clos les 30 juin								semestres clos les 30 juin
	Régimes de retraite				Avantages postérieurs au départ à la retraite				Régimes de retraite				Avantages postérieurs au départ à la retraite
(non audité - en millions de dollars canadiens)	2013		2012		2013		2012		2013		2012		2013		2012

Coût des services rendus	22		17		-		-		41		33		1		1
Intérêts débiteurs	23		24		2		2		47		47		4		4
Rendement prévu des actifs des régimes	(29	)	(29	)	(1	)	(1	)	(58	)	(57	)	(1	)	(1	)
Amortissement de la perte actuarielle	6		4		-		1		15		9		1		1
Amortissement des coûts au titre des services passés	1		1		-		-		1		1		-		-
Amortissement de l'actif réglementaire	8		5		1		-		15		10		1		-
Amortissement de l'obligation transitoire liée à l'entreprise réglementée	-		-		1		1		-		-		1		1
Coût net des prestations constaté	31		22		3		3		61		43		7		6

9. Gestion des risques et instruments financiers

RISQUE DE CRÉDIT LIÉ AUX CONTREPARTIES

À la date du bilan, le risque lié aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties détenues, correspondait aux débiteurs, aux placements en portefeuille constatés à leur juste valeur, à la juste valeur des actifs dérivés et des billets ainsi qu'aux prêts et avances à recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs dérivés, sont incluses sous les postes Débiteurs et autres et Actifs disponibles à la vente présentés dans le tableau ci-après du sommaire des instruments financiers non dérivés. La majeure partie des risques de crédit liés aux contreparties vise des contreparties qui possèdent une cote de solvabilité élevée ou le risque couvert par des garanties financières fournies par des parties possédant une cote de solvabilité élevée. La société passe en revue ses débiteurs régulièrement et constate une provision pour créances douteuses au besoin en ayant recours à la méthode du coût réel d'entrée. Au 30 juin 2013, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur ni aucune créance irrécouvrable importante au cours de l'exercice.

Au 30 juin 2013, la concentration du risque de crédit de la société était de 263 millions de dollars (259 millions de dollars au 31 décembre 2012) à recevoir d'une contrepartie. Ce montant devrait être entièrement recouvrable et il est garanti par la société mère de la contrepartie.

INVESTISSEMENT NET DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

La société a recours à des titres d'emprunt, à des swaps de devises, à des contrats de change à terme et à des options de change libellés en dollars US pour couvrir son investissement net dans des établissements étrangers après les impôts.

TITRES D'EMPRUNT LIBELLÉS EN DOLLARS US ET DÉSIGNÉS EN TANT QUE COUVERTURE DE L'INVESTISSEMENT NET

(non audité - en milliards de dollars canadiens)	30 juin 2013	31 décembre 2012

Valeur comptable	12,2 (11,7 US)	11,1 (11,2 US)
Juste valeur	14,2 (13,5 US)	14,3 (14,4 US)

JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS UTILISÉS POUR COUVRIR NOTRE INVESTISSEMENT LIBELLÉ EN DOLLARS US DANS DES ÉTABLISSEMENTS ÉTRANGERS

(non audité - en millions de dollars canadiens)	30 juin 2013	31 décembre 2012

Autres actifs à court terme	30	71
Actifs incorporels et autres actifs	2	47
Créditeurs et autres	52	6
Autres passifs à long terme	146	30

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

Actif (passif) (non audité - en millions de dollars canadiens)		30 juin 2013			31 décembre 2012
		Juste valeur¹		Montant nominal ou en capital	Juste valeur¹	Montant nominal ou en capital

Swaps de devises en dollars US
	(échéant de 2013 à 2019)²	(137	)	3 900 US	82	3 800 US
Contrats de change à terme en dollars US
	(échéant en 2013 à 2014)	(29	)	1 050 US	-	250 US
		(166	)	4 950 US	82	4 050 US

Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Le bénéfice net du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2013 comprenait des gains réalisés nets de respectivement 7 millions de dollars et 14 millions de dollars (gains de 7 millions de dollars et de 14 millions de dollars pour les périodes respectives en 2012) liés à la composante intérêts se rapportant aux règlements de swaps de devises.

INSTRUMENTS FINANCIERS

Sommaire des instruments financiers non dérivés

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers autres que des dérivés s'établit comme suit :

	30 juin 2013		31 décembre 2012
(non audité - en millions de dollars canadiens)	Valeur comptable¹	Juste valeur²	Valeur comptable¹	Juste valeur²

Actifs financiers
Trésorerie et équivalents de trésorerie	674	674	551	551
Débiteurs et autres³	1 301	1 350	1 288	1 337
Actifs disponibles à la vente	47	47	44	44
	2 022	2 071	1 883	1 932
Passifs financiers⁴
Billets à payer	2 900	2 900	2 275	2 275
Créditeurs et autres passifs à long terme⁵	1 114	1 114	1 535	1 535
Intérêts courus	380	380	368	368
Dette à long terme	19 699	23 474	18 913	24 573
Billets subordonnés de rang inférieur	1 050	1 105	994	1 054
	25 143	28 973	24 085	29 805

Constatés au coût après amortissement, exception faite d'un montant de 200 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012) au titre de la dette à long terme attribuable au risque couvert et constatée à la juste valeur. Cette dette, qui est constatée à la juste valeur de façon récurrente, est classée au deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices fondée sur les taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
L'évaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers constatée au coût après amortissement pour laquelle la juste valeur n'est pas égale à la valeur comptable serait incluse dans le deuxième niveau de la hiérarchie de la juste valeur selon l'approche bénéfices en fonction des taux d'intérêt des fournisseurs externes de services de données.
Au 30 juin 2013, des actifs financiers de 1,1 milliard de dollars (1,1 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les débiteurs, de 72 millions de dollars (40 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres actifs à court terme et de 225 millions de dollars (240 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient compris dans les actifs incorporels et autres actifs.
L'état consolidé condensé des résultats pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 comprenait respectivement des gains de 3 millions de dollars et des pertes de 7 millions de dollars (gains de 3 millions de dollars et pertes de 12 millions de dollars pour les périodes respectives de 2012) au titre d'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 des titres d'emprunt à long terme de 200 millions de dollars US au 30 juin 2013 (350 millions de dollars US au 31 décembre 2012). 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.
Au 30 juin 2013, des passifs financiers de 1,1 milliard de dollars (1,5 milliard de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les créditeurs et de 36 millions de dollars (38 millions de dollars au 31 décembre 2012) étaient inclus dans les autres passifs à long terme.

Sommaire des instruments dérivés

Les renseignements sur les instruments dérivés de la société pour 2013, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers, s'établissent comme suit :

2013 (non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)		Électricité	Gaz naturel	Change	Intérêts

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Justes valeurs²
	Actifs	141 $	70 $	- $	11 $
	Passifs	(183)$	(99)$	(17)$	(11)$
Valeurs nominales
	Volumes³
	Ventes	35 445	64	-	-
	Achats	34 750	102	-	-
	En dollars canadiens	-	-	-	620
	En dollars US	-	-	1 274 US	200 US
Gains (pertes) net(te)s non réalisé(e)s de la période⁴
	trimestre clos le 30 juin 2013	5 $	(21)$	(10)$	- $
	semestre clos le 30 juin 2013	(3)$	(12)$	(16)$	- $
Pertes nettes réalisées de la période⁴
	trimestre clos le 30 juin 2013	(29)$	(5)$	(6)$	- $
	semestre clos le 30 juin 2013	(36)$	(7)$	(7)$	- $
Dates d'échéance		2013-2017	2013-2016	2013-2014	2013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^5,6
Justes valeurs²
	Actifs	37 $	- $	- $	7 $
	Passifs	(103)$	(1) $	(1)$	- $
Valeurs nominales
	Volumes³
	Ventes	6 283	-	-	-
	Achats	13 206	-	-	-
	En dollars US	-	-	15 US	200 US
	Swaps de devises	-	-	-	-
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁴
	trimestre clos le 30 juin 2013	(84)$	(1)$	- $	2 $
	semestre clos le 30 juin 2013	(11)$	(1)$	- $	4 $
Dates d'échéance		2013-2018	2013	2014	2015

Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi³.
Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La 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, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 7 millions de dollars et une valeur nominale de 200 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 4 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, 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.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, 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

Les renseignements sur les instruments dérivés de la société pour 2012, exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la société dans des établissements étrangers, s'établissent comme suit :

2012 (non audité - en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)			Électricité	Gaz naturel	Change	Intérêts

Instruments dérivés détenus à des fins de transaction¹
Justes valeurs^2,3
	Actifs		139 $	88 $	1 $	14 $
	Passifs		(176)$	(104)$	(2)$	(14)$
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Ventes	31 066	65	-	-
		Achats	31 135	83	-	-
	En dollars canadiens		-	-	-	620
	En dollars US		-	-	1 408 US	200 US
(Pertes) gains net(te)s non réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 30 juin 2012		(12)$	4 $	(14)$	- $
	semestre clos le 30 juin 2012		(19)$	(10)$	(8)$	- $
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 30 juin 2012		(6)$	(5)$	6 $	- $
	semestre clos le 30 juin 2012		9 $	(15)$	15 $	- $
Dates d'échéance			2013 -2017	2013-2016	2013	2013-2016
Instruments dérivés faisant l'objet de relations de couverture^6,7
Justes valeurs^2,3
	Actifs		76 $	- $	- $	10 $
	Passifs		(97)$	(2)$	(38)$	- $
Valeurs nominales³
	Volumes⁴
		Ventes	7 200	-	-	-
		Achats	15 184	1	-	-
	En dollars US		-	-	12 US	350 US
	Swaps de devises		-	-	136/100 US	-
(Pertes) gains net(te)s réalisé(e)s de la période⁵
	trimestre clos le 30 juin 2012		(26)$	(8)$	- $	2 $
	semestre clos le 30 juin 2012		(58)$	(14)$	- $	3 $
Dates d'échéance			2013-2018	2013	2013-2014	2013-2015

Tous les instruments dérivés détenus à des fins de transaction ont été conclus à des fins de gestion des risques et sont visés par les stratégies, politiques et limites de gestion des risques de la société. Ils comprennent les instruments dérivés qui n'ont pas été désignés en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture, mais qui ont été conclus en tant que couvertures économiques afin de gérer le risque de marché auquel la société est exposée.
Les justes valeurs sont égales aux valeurs comptables.
Au 31 décembre 2012.
Les volumes pour les instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel sont présentés respectivement en GWh et en Gpi³.
Les montants nets des gains et des pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction utilisés pour l'achat et la vente d'électricité et de gaz naturel sont inclus dans les produits. Les gains et les pertes réalisés et non réalisés sur les instruments dérivés détenus à des fins de transaction portant sur les taux d'intérêt et les taux de change sont inclus respectivement dans les intérêts débiteurs et dans les intérêts créditeurs et autres. La tranche efficace 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, les intérêts débiteurs et les intérêts créditeurs et autres, selon le cas, lorsque l'élément couvert initial est réglé.
Toutes les relations de couverture sont désignées en tant que couvertures de flux de trésorerie, exception faite des instruments financiers dérivés portant sur les taux d'intérêt qui sont désignés en tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de 10 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars US. Les gains nets réalisés sur les couvertures de la juste valeur pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012, s'établissant respectivement à 2 millions de dollars et à 4 millions de dollars, sont inclus dans les intérêts débiteurs. Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012, la société n'a constaté dans le bénéfice net aucun montant se rapportant à une absence d'efficacité pour les couvertures de la juste valeur.
Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2012, le bénéfice net ne reflétait aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de trésorerie abandonnées lorsqu'il était probable que l'opération couverte ne se produise pas.

PRÉSENTATION DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS AU BILAN

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

(non audité - en millions de dollars canadiens)	30 juin 2013		31 décembre 2012

À court terme
Autres actifs à court terme	187		259
Créditeurs et autres	(341	)	(283	)
À long terme
Actifs incorporels et autres actifs	111		187
Autres passifs à long terme	(272	)	(186	)

INSTRUMENTS DÉRIVÉS VISÉS PAR DES OPÉRATIONS DE COUVERTURE DE FLUX DE TRÉSORERIE

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

Couvertures de flux de trésorerie¹trimestres clos les 30 juin	Électricité			Gaz naturel			Change		Intérêts
(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)	2013		2012	2013	2012		2013	2012	2013	2012

Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)	(70	)	44	-	(4	)	2	4	-	-
Reclassement des gains et des pertes sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)	12		28	2	15		-	-	4	4
Gains et pertes sur les instruments dérivés constatés dans les résultats (partie inefficace)	(2	)	7	-	1		-	-	-	-

Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

Couvertures de flux de trésorerie¹semestres clos les 30 juin	Électricité				Gaz naturel			Change		Intérêts
(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)	2013		2012		2013	2012		2013	2012	2013	2012

Variation de la juste valeur des instruments dérivés constatée dans les autres éléments du résultat étendu (partie efficace)	(34	)	(22	)	-	(14	)	4	1	-	-
Reclassement des gains et des pertes sur les instruments dérivés du cumul des autres éléments du résultat étendu au bénéfice net (partie efficace)	1		75		2	28		-	-	8	10
Gains et pertes sur les instruments dérivés constatés dans les résultats (partie inefficace)	(7	)	1		-	(1	)	-	-	-	-

Aucun montant n'a été exclu de l'évaluation de l'efficacité des couvertures.

COMPENSATION DES INSTRUMENTS FINANCIERS

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. La société 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 des actifs et des passifs liés aux instruments dérivés si la société avait choisi de présenter les montants nets pour ces contrats :

au 30 juin 2013 (non audité - en millions de dollars canadiens)		Montants bruts des instruments dérivés présentés au bilan		Montants disponibles à des fins de compensation¹		Montants nets

Instruments dérivés - actifs
	Électricité	178		(142	)	36
	Gaz naturel	70		(67	)	3
	Change	32		(32	)	-
	Intérêts	18		(3	)	15
Total		298		(244	)	54

Instruments dérivés - passifs
	Électricité	(286	)	142		(144	)
	Gaz naturel	(100	)	67		(33	)
	Change	(216	)	32		(184	)
	Intérêts	(11	)	3		(8	)
Total		(613	)	244		(369	)

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 juin 2013, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 201 millions de dollars et des lettres de crédit de 65 millions de dollars. La société détenait une garantie en trésorerie de 1 million de dollars et des lettres de crédit de 2 millions de dollars relativement aux risques liés aux actifs au 30 juin 2013.

Le tableau qui suit illustre l'incidence sur la présentation 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 2012 :

au 31 décembre 2012 (non audité - en millions de dollars canadiens)		Montants bruts des instruments dérivés présentés au bilan		Montants disponibles à des fins de compensation¹		Montants nets

Instruments dérivés - actifs
	Électricité	215		(132	)	83
	Gaz naturel	88		(83	)	5
	Change	119		(37	)	82
	Intérêts	24		(6	)	18
Total		446		(258	)	188

Instruments dérivés - passifs
	Électricité	(273	)	132		(141	)
	Gaz naturel	(106	)	83		(23	)
	Change	(76	)	37		(39	)
	Intérêts	(14	)	6		(8	)
Total		(469	)	258		(211	)

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 31 décembre 2012, la société avait fourni à ses contreparties des garanties en trésorerie de 189 millions de dollars et des lettres de crédit de 45 millions de dollars. La société détenait une garantie en trésorerie de 2 millions de dollars et des lettres de crédit de 5 millions de dollars relativement aux risques liés aux actifs au 31 décembre 2012.

DISPOSITIONS LIÉES AU RISQUE DE CRÉDIT ÉVENTUEL

Les instruments dérivés qui ont pour objet de gérer le risque de marché comportent souvent des dispositions relatives à des assurances financières qui permettent aux parties de gérer le risque de crédit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un événement lié au risque de crédit devait se produire, tel que la révision à la baisse de la cote de crédit de la société à un niveau de catégorie spéculative.

Compte tenu des contrats en place et des prix du marché au 30 juin 2013, la juste valeur totale de tous les instruments dérivés assortis de dispositions liées au risque de crédit éventuel comportant un passif net était de 36 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012), et la société avait fourni à ce titre des garanties de néant (néant au 31 décembre 2012) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liées au risque de crédit éventuel de ces contrats avaient été déclenchées le 30 juin 2013, la société aurait été tenue de fournir à ses contreparties des garanties supplémentaires de 36 millions de dollars (37 millions de dollars au 31 décembre 2012). 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 estime qu'elle dispose de suffisamment de liquidités sous forme d'encaisse et de lignes de crédit bancaires renouvelables confirmées et inutilisées pour faire face à ces obligations éventuelles, le cas échéant.

HIÉRARCHIE DE LA JUSTE VALEUR

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

Niveau	Manière de déterminer la juste valeur
Premier niveau	Prix cotés sur des marchés actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels la société avait accès à la date d'évaluation.
Deuxième niveau	Évaluations fondées sur l'extrapolation de données autres que les prix cotés inclus dans le premier niveau, 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 bénéfices et les instruments financiers dérivés portant sur les produits de base lorsque la juste valeur a été déterminée selon l'approche marché. En présence d'une évolution des conditions du marché, des transferts entre le premier niveau et le deuxième niveau auraient lieu.
Troisième niveau	Évaluation des actifs et des passifs de façon récurrente selon l'approche marché en fonction de données qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'évaluation de la juste valeur en général. Cette catégorie comprend les opérations à échéance éloignée visant des produits de base sur certains marchés, lorsque la liquidité est faible. Les prix de l'électricité à long terme sont 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 nous exerçons nos 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 sont 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 ou toute hausse de l'offre d'électricité ou de gaz naturel devrait ou pourrait donner lieu à une évaluation inférieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisième niveau. Les actifs et les passifs évalués à la juste valeur peuvent fluctuer entre le deuxième niveau et le troisième niveau selon la proportion de la valeur du contrat dont la durée se prolonge au-delà de la période pour laquelle il est jugé que les données sont observables. Lorsqu'ils approchent de leur échéance et que les données de marché observables deviennent disponibles, les contrats sont transférés du troisième niveau au deuxième niveau.

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

(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)		Prix cotés sur des marchés actifs (premier niveau)¹				Autres données importantes observables (deuxième niveau)^1,2				Données importantes non observables (troisième niveau)²				Total
		30 juin 2013		31 déc.2012		30 juin 2013		31 déc. 2012		30 juin 2013		31 déc. 2012		30 juin 2013		31 déc. 2012

Actifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		-		171		213		7		2		178		215
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	65		75		5		13		-		-		70		88
	Contrats de change	-		-		32		119		-		-		32		119
	Contrats sur taux d'intérêt	-		-		18		24		-		-		18		24
Passifs liés aux instruments dérivés :
	Contrats sur produits de base pour l'électricité	-		-		(279	)	(269	)	(7	)	(4	)	(286	)	(273	)
	Contrats sur produits de base pour le gaz naturel	(85	)	(95	)	(15	)	(11	)	-		-		(100	)	(106	)
	Contrats de change	-		-		(216	)	(76	)	-		-		(216	)	(76	)
	Contrats sur taux d'intérêt	-		-		(11	)	(14	)	-		-		(11	)	(14	)
Instruments financiers non dérivés :
	Actifs disponibles à la vente	-		-		47		44		-		-		47		44
		(20	)	(20	)	(248	)	43		-		(2	)	(268	)	21

Pour les semestres clos les 30 juin 2013 et 2012, il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxième niveau.
Pour les semestres clos les 30 juin 2013 et 2012, il n'y a eu aucun transfert entre le deuxième niveau et le troisième niveau.

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

	Instruments dérivés¹
	trimestres clos les 30 juin				semestres clos les 30 juin
(non audité - en millions de dollars canadiens, avant les impôts)	2013		2012		2013		2012

Solde au début de la période	1		(11	)	(2	)	(15	)
Règlements	1		(1	)	1		(1	)
Transferts du troisième niveau	(1	)	1		(1	)	1
Total des (pertes) gains comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu	(1	)	18		2		22
Solde à la fin de la période	-		7		-		7

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013, les gains ou les pertes non réalisés inclus dans le bénéfice net attribuable à des instruments dérivés de troisième niveau étant toujours détenus à la date du bilan étaient de néant (néant en 2012).

10. Acquisition

Le 28 juin 2013, TransCanada a fait l'acquisition auprès de Canadian Solar Solutions Inc. de neuf centrales solaires en Ontario en contrepartie de 55 millions de dollars. TransCanada a évalué les actifs et les passifs acquis à la juste valeur et la presque totalité du prix d'achat a été affectée aux immobilisations corporelles. La capacité cumulée des neuf projets est de 86 MW et le coût du portefeuille sera d'environ 470 millions de dollars.

TransCanada prévoit que les autres huit projets entreront en service et seront acquis d'ici la fin de 2014. L'énergie renouvelable produite par ces installations sera vendue à l'Office de l'électricité de l'Ontario aux termes de CAE de 20 ans.

11. Éventualités et garanties

TransCanada et ses filiales sont l'objet de diverses actions en justice, procédures d'arbitrage et poursuites dans le cadre de leurs activités courantes. Bien qu'il ne soit pas possible de prédire avec certitude le résultat final de ces procédures et poursuites, la direction estime que leur règlement n'aura pas de conséquences importantes sur la situation financière consolidée ni sur les résultats d'exploitation consolidés de la société.

Les montants reçus au cours d'une année civile conformément au mécanisme de prix plancher pour Bruce B doivent être remboursés si le prix mensuel moyen sur le marché au comptant est supérieur au prix plancher. Pour ce qui est de 2013, TransCanada prévoit actuellement que les prix sur le marché au comptant seront inférieurs au prix plancher pour le reste de l'année et, par conséquent, aucun des montants reçus aux termes du mécanisme de prix plancher au cours du premier semestre de 2013 ne devrait être remboursé.

GARANTIES

TransCanada et ses partenaires en coentreprise pour Bruce Power, Cameco Corporation et BPC Generation Infrastructure Trust (« BPC ») ont garanti solidairement le tiers de certaines obligations financières conditionnelles de Bruce B relativement aux conventions de ventes d'électricité, à un contrat de location et aux services contractuels. En outre, TransCanada et BPC ont individuellement garanti solidairement 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 ou solidairement, (ii) conjointement ou (iii) solidairement garanti la performance financière de ces entités, principalement dans le contexte du réacheminement 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 juin 2013 (non audité - en millions de dollars canadiens)	Échéance	Risque éventuel¹	Valeur comptable

Bruce Power	Diverses jusqu'en 2019²	713	9
Autres entités détenues conjointement	Diverses jusqu'en 2040	41	9
		754	18

Quote-part de TransCanada à l'égard du risque estimatif actuel ou conditionnel.
Exception faite d'une garantie sans échéance qui ne comporte aucun risque.

12. Événements postérieurs à la date du bilan

Le 2 juillet 2013, TransCanada a conclu la vente à TC PipeLines, LP d'une participation de 45 % dans Gas Transmission Northwest LLC (« GTN LLC ») et dans Bison Pipeline LLC (« Bison LLC »). Le prix d'achat global de 1,05 milliard de dollars US comprenait une dette à long terme de 146 millions de dollars US représentant 45 % de l'encours de la dette de GTN LLC, plus les ajustements de clôture de 17 millions de dollars au titre du fonds de roulement. GTN LLC et Bison LLC détiennent respectivement les gazoducs GTN et Bison.

En juillet 2013, TransCanada a émis des billets de trois ans à intérêt variable fondé sur le taux interbancaire offert à Londres d'une valeur de 500 millions de dollars US, lesquels viennent à échéance le 30 juin 2016 et portent intérêt au taux annuel initial de 0,95 %.

De plus, en juillet 2013, TransCanada a émis des billets de premier rang à échéance de dix ans d'une valeur de 450 millions de dollars et des billets de premier rang à échéance de 30 ans d'une valeur de 300 millions de dollars; les dates d'échéance et les taux d'intérêt sont respectivement le 19 juillet 2023 et le 15 novembre 2041 et 3,69 % et 4,55 %.

En juillet 2013, TC PipeLines, LP a contracté un emprunt à terme de cinq ans de 500 millions de dollars US échéant en juillet 2018.

Renseignements:

Renseignements aux médias :
Shawn Howard ou Grady Semmens
403.920.7859 ou 800.608.7859

Renseignements aux investisseurs et analystes :
David Moneta ou Lee Evans
403.920.7911 ou 800.361.6522

Résultats de TransCanada en hausse au deuxième trimestre

Résultat comparable de 357 millions de dollars (0,51 $ par action) Fonds provenant de l'exploitation totalisant 955 millions de dollars

Résultat comparable de 357 millions de dollars (0,51 $ par action)
Fonds provenant de l'exploitation totalisant 955 millions de dollars