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May 04, 2012 at 17:09 PM EDT
TransCanada publie les résultats du premier trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 3 mai 2012) - TransCanada Corporation (TSX:TRP) (NYSE:TRP) ("TransCanada" ou la "societe") a annonce aujourd'hui que le resultat comparable du premier trimestre de 2012 s'est etabli a 363 millions de dollars (0,52 $ par action). Le benefice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffre a 352 millions de dollars (0,50 $ par action) pour le premier trimestre de 2012. Le conseil d'administration de TransCanada a egalement declare un dividende trimestriel de 0,44 $ par action ordinaire pour le trimestre devant etre clos le 30 juin 2012, ce qui correspond a un dividende annualise de 1,76 $ par action ordinaire.

"TransCanada a continue d'inscrire de solides resultats en depit d'un contexte exigeant, a affirme Russ Girling, president et chef de la direction de TransCanada. L'hiver tres clement, la faiblesse sans precedent des prix du gaz naturel et les arrets d'exploitation prevus a Bruce Power ont eu des repercussions sur les resultats du premier trimestre de 2012. Le redemarrage des deux reacteurs nucleaires remis en etat a Bruce Power et l'apport d'autres nouveaux actifs permettent a TransCanada de bien se positionner pour l'avenir. Dans le contexte du relevement des prix du gaz et de l'electricite ainsi que de l'achevement de notre programme d'investissement en cours de 13 milliards de dollars, je crois fortement que la croissance des flux de tresorerie, du benefice et des dividendes de TransCanada se maintiendra au cours des annees a venir."

Au cours des trois prochains exercices, TransCanada prevoit mettre la derniere main a des projets dont le stade d'achevement est avance et dont la valeur se chiffre a 13 milliards de dollars : 7,8 milliards de dollars dans des projets d'oleoduc, 2,2 milliards de dollars dans des projets de gazoduc et 3 milliards de dollars dans des projets energetiques, notamment la remise en service de deux reacteurs de la centrale nucleaire de Bruce, en Ontario, le projet de la cote du golfe et Keystone XL, le projet Marketlink de Bakken, le terminal de Keystone a Hardisty, des prolongements et expansions supplementaires du reseau de l'Alberta, le prolongement du gazoduc de Tamazunchale au Mexique, la derniere etape du projet de Cartier energie eolienne au Quebec et l'achat de neuf centrales de production d'energie solaire en Ontario.

La societe a depense jusqu'ici environ 6 milliards de dollars a l'egard de ces actifs d'infrastructure energetique a faible risque et se trouve en bonne position de financer le reste de son programme d'investissement a meme les flux de tresorerie qu'elle genere et sa capacite d'emprunt. TransCanada s'attend a ce que ces actifs produisent une croissance importante et durable du resultat et des flux de tresorerie, ce qui devrait donner lieu a un rendement superieur pour les actionnaires.

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Points saillants

(Tous les montants (non audites) sont en dollars canadiens, a moins

d'indication contraire.)

-- Resultats financiers du premier trimestre

-- Resultat comparable de 363 millions de dollars (0,52 $ par action)

-- Benefice net attribuable aux actionnaires ordinaires de 352 millions

de dollars (0,50 $ par action)

-- Benefice avant les interets, les impots et l'amortissement ("BAIIA")

comparable de 1,1 milliard de dollars

-- Fonds provenant de l'exploitation totalisant 841 millions de dollars

-- Dividende sur les actions ordinaires de 0,44 $ par action declare pour

le trimestre qui sera clos le 30 juin 2012

-- Demarrage de la derniere etape du projet de remise a neuf et en service

de Bruce Power; la quote-part du cout du projet revenant a TransCanada

devrait s'elever a environ 2,4 milliards de dollars

-- Progression d'un certain nombre d'initiatives du secteur des oleoducs

-- Annonce du projet de la cote du golfe, de 2,3 milliards de dollars

US, en vue du transport de petrole brut de Cushing, en Oklahoma, aux

raffineries de la cote americaine du golfe du Mexique

-- Annonce d'un engagement a deposer une autre demande de permis

presidentiel relativement au projet Keystone XL, visant plus

particulierement la portion qui s'etend de la frontiere canado-

americaine jusqu'a Steele City, au Nebraska

-- Tenue d'un appel de soumissions executoire relativement au terminal

de Keystone a Hardisty devant permettre de stocker et de livrer du

petrole brut au reseau d'oleoducs Keystone

-- Obtention d'un contrat pour construire le prolongement du gazoduc de

Tamazunchale, au Mexique : un projet de 500 millions de dollars US

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Le resultat comparable du premier trimestre de 2012 s'est etabli a 363 millions de dollars (0,52 $ par action) comparativement au chiffre de 423 millions de dollars (0,61 $ par action) inscrit pour la periode correspondante de 2011. L'apport reduit de Bruce Power, resultant des arrets d'exploitation prevus, combine au recul des produits degages des gazoducs de la societe aux Etats-Unis et des installations de stockage de gaz naturel, a l'accroissement des interets debiteurs en raison d'une reduction des interets capitalises ainsi qu'a l'apport reduit du reseau principal au Canada et des installations energetiques aux Etats-Unis, a plus que neutralise les resultats supplementaires provenant de Keystone et des autres actifs recemment entres en service.

Le benefice net attribuable aux actionnaires ordinaires s'est chiffre a 352 millions de dollars (0,50 $ par action) pour le premier trimestre de 2012 comparativement a 411 millions de dollars (0,59 $ par action) pour la periode correspondante de 2011.

Les faits marquants recents au sein des secteurs des oleoducs, des gazoducs, de l'energie et du siege social comprennent notamment ce qui suit.

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Oleoducs

-- En fevrier 2012, la societe a annonce que la portion du projet Keystone

XL visant le prolongement de l'oleoduc de Cushing jusqu'a la cote

americaine du golfe du Mexique avait sa propre valeur independante sur

le marche et qu'elle serait construite en tant que projet autonome et

non pas dans le cadre du processus de demande de permis presidentiel. Le

projet de la cote du golfe vise la construction d'un oleoduc de 36

pouces de diametre au cout approximatif de 2,3 milliards de dollars US.

Sous reserve de l'obtention des approbations reglementaires, sa mise en

service devrait avoir lieu entre le milieu et la fin de 2013. En date du

31 mars 2012, une somme de 800 millions de dollars US avait ete investie

dans le projet. Est inclus dans le cout de 2,3 milliards de dollars US,

le cout de 300 millions de dollars US du lateral de Houston, une

canalisation laterale qui s'etendrait sur 76 kilometres ("km") (47

milles) afin d'acheminer du petrole jusqu'a des raffineries de Houston.

Bien que la production de brut americain se soit considerablement accrue

dans certains Etats, notamment l'Oklahoma, le Texas, le Dakota du Nord

et le Montana, la capacite pipeliniere n'est pas suffisante pour

permettre aux producteurs d'acheminer leur production jusqu'au grand

marche de raffinage de la cote americaine du golfe du Mexique. Le projet

de la cote du golfe permettra de lever cette contrainte.

-- En fevrier toujours, TransCanada a fait parvenir une lettre au

Departement d'Etat americain afin de l'informer de son intention de

deposer dans un avenir rapproche une autre demande de permis

presidentiel (permis transfrontalier) relativement au projet Keystone

XL, visant plus particulierement la portion allant de la frontiere

canado-americaine, dans le Montana, jusqu'a Steele City, au Nebraska.

TransCanada a precise dans sa lettre qu'une fois le trace pipelinier

determine, elle ferait parvenir au Departement d'Etat un trace de

rechange au Nebraska.

La demande comprendra le trace deja examine dans le Montana et le Dakota

du Sud. L'examen environnemental du projet Keystone XL, qui s'est etale

sur plus de trois ans, est le processus le plus exhaustif mene jusqu'ici

pour un pipeline transfrontalier. Etant donne l'ampleur des travaux

d'examen, TransCanada s'attend a ce que le permis transfrontalier soit

traite dans les meilleurs delais et a ce qu'une decision soit rendue une

fois que le nouveau trace aura ete determine dans le Nebraska.

Une loi promulguee au Nebraska, puis edictee par le gouverneur de l'Etat

un peu plus tot en avril permet maintenant a TransCanada d'engager a

nouveau le dialogue avec le departement de la qualite de l'environnement

("DQE") de l'Etat et ainsi, de continuer a collaborer pour determiner un

trace qui evite la region des Sandhills pour Keystone XL. Des traces de

rechange et un trace privilegie ont ete presentes au DQE le 18 avril

2012. Le DQE doit maintenant assurer la surveillance des processus

d'appel de commentaires publics et d'examen, pendant que TransCanada

s'efforce de determiner un trace detaille de rechange.

Le cout en capital de Keystone XL est evalue a 5,3 milliards de dollars

US. De ce montant, 1,5 milliard de dollars US avaient ete investis en

date du 31 mars 2012. La difference sera investie d'ici la date de mise

en service du prolongement, soit d'ici la fin de 2014 ou le debut de

2015.

-- En mars 2012, TransCanada a tenu un appel de soumissions dans le but

d'obtenir des engagements executoires a l'appui du projet de terminal de

Keystone a Hardisty. Le projet visant deux millions de barils a

Hardisty, en Alberta, offrira une nouvelle infrastructure pipeliniere

aux producteurs de l'Ouest canadien et leur permettra d'acceder au

reseau d'oleoducs Keystone. TransCanada passe presentement en revue les

resultats de l'appel de soumissions. Le terminal de Keystone a Hardisty

devrait etre mis en exploitation vers la fin de 2014 ou le debut de

2015.

Gazoducs

-- Au premier trimestre de 2012, l'Office national de l'energie ("ONE") a

approuve des projets d'une valeur de 330 millions de dollars en vue de

l'expansion du reseau de l'Alberta, soit une fraction de la somme de 810

millions de dollars de projets visant ce reseau et ayant fait l'objet

d'une demande en 2011. Le reste du portefeuille de projets est en

instance d'approbation.

Le reseau de l'Alberta de TransCanada a obtenu d'autres engagements

fermes pour le transport d'environ 3,4 milliards de pieds cubes par jour

("Gpi3/j") au depart de l'Ouest de l'Alberta et du Nord-Est de la

Colombie-Britannique d'ici 2014. La societe a egalement recu d'autres

demandes visant le transport de volumes supplementaires sur le reseau de

l'Alberta depuis la partie nord-ouest du bassin sedimentaire de l'Ouest

canadien ("BSOC").

La societe continue par ailleurs de chercher des occasions d'ameliorer

l'infrastructure pipeliniere pour raccorder l'approvisionnement du BSOC

aux marches, plus particulierement pour favoriser la mise en valeur des

sables bitumineux de l'Alberta et pour approvisionner les installations

d'exportation de gaz naturel liquefie ("GNL") proposees sur la cote

Ouest.

Au cours des quatre premiers mois de 2012, TransCanada a pratiquement

termine 10 projets pipeliniers distincts visant le reseau de l'Alberta,

au cout approximatif de 600 millions de dollars.

-- Le 4 juin 2012 s'amorcera une audience de l'ONE visant a examiner la

demande deposee par TransCanada en vue de modifier la structure et les

modalites de service du reseau principal au Canada, y compris les droits

pour 2012 et 2013. L'audience devrait prendre fin en septembre et la

decision de l'ONE devrait etre rendue vers la fin de 2012 ou le debut de

2013.

TransCanada propose par ailleurs de construire une nouvelle

infrastructure pipeliniere afin d'acheminer vers le Sud de l'Ontario du

gaz naturel supplementaire provenant de la formation schisteuse de

Marcellus. L'ONE etudie presentement la demande deposee devant lui

l'automne dernier. Si le projet recevait l'approbation reglementaire, la

construction commencerait au debut de juillet 2012 et se terminerait en

novembre 2012. Le cout en capital prevu du projet devrait avoisiner les

130 millions de dollars.

Un appel de soumissions visant a obtenir des engagements a l'egard de la

nouvelle capacite du reseau principal au Canada pour transporter

l'approvisionnement gazier supplementaire provenant de Marcellus prendra

fin en mai. L'appel de soumissions fait suite a l'interet manifeste par

des expediteurs pour obtenir une capacite de transport supplementaire.

-- Le 24 fevrier 2012, la societe a obtenu le contrat portant sur la

construction, la possession et l'exploitation du prolongement du gazoduc

de Tamazunchale au Mexique. La construction du gazoduc est appuyee par

un contrat de transport de 25 ans conclu avec la Comision Federal de

Electricidad ("CFE"), societe d'electricite d'Etat du Mexique.

TransCanada prevoit investir autour de 500 millions de dollars US dans

le gazoduc dont l'entree en exploitation devrait avoir lieu au premier

trimestre de 2014. La capacite garantie sous contrat du gazoduc de 235

km (146 milles) de long serait de 630 millions de pieds cubes par jour

("Mpi3/j"). Le nouveau gazoduc aurait son origine a l'extremite du

gazoduc Tamazunchale existant de TransCanada et serait eventuellement

raccorde au reseau pipelinier mexicain afin d'approvisionner une

centrale a cycle mixte de la CFE.

Le prolongement du gazoduc de Tamazunchale temoigne de l'engagement

continu de TransCanada a amenager l'infrastructure energetique du

Mexique afin de repondre aux besoins croissants pour un

approvisionnement gazier accru. Le gouvernement mexicain a recemment

annonce un certain nombre de projets d'infrastructure gaziere

supplementaire afin d'aider le Mexique a repondre a la demande

croissante et de soutenir les initiatives de reduction des gaz a effet

de serre en facilitant l'acces au gaz naturel comme combustible de

remplacement du petrole lourd. TransCanada a l'intention de continuer a

saisir les occasions d'amenagement d'infrastructure au Mexique.

-- Les producteurs du versant nord de l'Alaska (Exxon Mobil, ConocoPhillips

et BP) et TransCanada, par le truchement de sa participation dans le

projet de gazoduc de l'Alaska, ont annonce en mars 2012 qu'ils se sont

entendus quant au plan de travail visant la commercialisation des

ressources gazieres du versant nord au moyen de l'option du gaz naturel

liquefie ("GNL"). Cette option exigerait l'amenagement d'un gazoduc

entre le versant nord et Valdez, en Alaska, ou le gaz serait liquefie

avant d'etre expedie vers des marches internationaux.

Energie

-- Le 16 mars 2012, la Commission canadienne de surete nucleaire a accorde

a Bruce Power l'autorisation de mettre en marche le reacteur 2, ce qui a

mis fin aux etapes de construction et de mise en service du projet. Il

s'agissait de la derniere etape necessaire a la remise en service du

reacteur.

Le reacteur 2 produit presentement de la vapeur tandis que les dernieres

verifications de securite sont effectuees. La societe s'attend a ce que

la mise en exploitation commerciale du reacteur ait lieu au deuxieme

trimestre de 2012. La remise a neuf du reacteur 1 de Bruce Power se

poursuit et la mise en exploitation commerciale est prevue pour le

milieu du troisieme trimestre de 2012.

La quote-part revenant a TransCanada du cout en capital net de la remise

a neuf devrait s'elever a environ 2,4 milliards de dollars. Une fois les

travaux termines, Bruce Power sera l'une des plus importantes centrales

nucleaires du monde avec une production superieure a 6 200 megawatts

("MW"), ou 25 % de l'electricite de l'Ontario.

-- La mise en exploitation de la deuxieme phase du parc eolien de Gros-

Morne, de 111 MW, devrait avoir lieu en decembre 2012, ce qui marquera

l'achevement du projet en cinq phases de Cartier energie eolienne

totalisant 590 MW au Quebec. TransCanada detient une participation de 62

% dans le projet et toute l'electricite produite par Cartier energie

eolienne est vendue a Hydro-Quebec aux termes d'une convention d'achat

d'electricite ("CAE") de 20 ans.

-- A la fin de 2011, TransCanada a conclu avec Canadian Solar Solutions

Inc., en contrepartie d'environ 470 millions de dollars, l'acquisition

de neuf projets d'energie solaire d'une capacite de production totale de

86 MW. Les neuf projets font l'objet de CAE de 20 ans conclues avec

l'Office de l'electricite de l'Ontario.

Selon les termes de l'entente, les travaux d'amenagement et de

construction de chacun des neuf projets seront executes par Canadian

Solar Solutions Inc., qui aura recours a des panneaux photovoltaiques.

TransCanada fera l'acquisition de chacun des projets apres leur entree

en exploitation commerciale et une fois que certains objectifs reperes

auront ete atteints. TransCanada prevoit une mise en service entre la

fin de 2012 et le milieu de 2013.

-- TransAlta a invoque un cas de force majeure en janvier 2011, apres la

mise hors service des groupes electrogenes 1 et 2 de Sundance A en

decembre 2010. TransAlta a informe TransCanada en fevrier 2011 qu'elle

avait etabli qu'il n'etait pas rentable de remplacer ni de reparer les

groupes electrogenes 1 et 2, et que la CAE de Sundance A devrait par

consequent etre resiliee.

TransCanada s'est inscrite en faux dans les deux cas, soit celui de

force majeure et celui de destruction economique. Un processus

d'arbitrage executoire visant a regler le differend s'est amorce au

debut d'avril et devrait prendre fin en mai. La decision devrait etre

rendue au milieu de 2012.

TransCanada a continue de constater les produits et les couts, car elle

considere qu'il s'agit d'une interruption de l'approvisionnement.

TransCanada est d'avis que le differend sera regle en sa faveur.

Siege social

-- En mars 2012, TransCanada PipeLines Limited a emis des billets de

premier rang echeant le 2 mars 2015 et portant interet au taux annuel de

0,875 % pour une valeur de 500 millions de dollars US. Le produit net de

cette emission a servi a des fins generales et a reduire la dette a

court terme.

-- Le conseil d'administration de TransCanada a declare, pour le trimestre

qui sera clos le 30 juin 2012, un dividende trimestriel de 0,44 $ par

action sur les actions ordinaires en circulation de TransCanada. Le

montant trimestriel est equivalent a 1,76 $ par action ordinaire sur une

base annualisee.

-- Tel qu'il a ete annonce precedemment, TransCanada a adopte les principes

comptables generalement reconnus des Etats-Unis ("PCGR des Etats-Unis")

en date du 1er janvier 2012. Par consequent, les renseignements

financiers du premier trimestre de 2012, ainsi que l'information

financiere comparative de 2011, sont presentes conformement aux PCGR des

Etats-Unis.

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Teleconference - presentation audio et diaporama

TransCanada tiendra une teleconference et une webemission pour discuter de ses resultats financiers du premier trimestre de 2012. Russ Girling, president et chef de la direction de TransCanada, et Don Marchand, vice-president directeur et chef des finances, ainsi que d'autres membres de l'equipe de direction de TransCanada, s'entretiendront des resultats financiers et des faits nouveaux au sein de la societe avant de repondre aux questions des analystes et des membres des medias.

Evenement

Teleconference et webemission sur les resultats financiers de TransCanada pour le premier trimestre de 2012

Date

Le vendredi 27 avril 2012

Heure

13 h, heure avancee des Rocheuses ("HAR") / 15 h, heure avancee de l'Est ("HAE")

Les analystes, membres des medias et autres interesses sont invites a participer a la teleconference en composant le 866.226.1792 ou le 416.340.2216 (region de Toronto) au moins 10 minutes avant le debut de la conference. Aucun code d'acces n'est necessaire. La teleconference sera transmise en direct a www.transcanada.com.

La teleconference pourra etre entendue en reprise deux heures apres sa conclusion et jusqu'a minuit (HAE), le 4 mai 2012; il suffira de composer le 905.694.9451 ou le 800.408.3053 (en Amerique du Nord seulement), ainsi que le code d'acces 8130635.

Forte d'une experience de plus de 60 ans, TransCanada est un chef de file de l'amenagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures energetiques en Amerique du Nord, y compris des gazoducs, des oleoducs, des centrales electriques et des installations de stockage de gaz. Le reseau de gazoducs qu'elle exploite s'etend sur plus de 68 500 kilometres (42 500 milles) et permet d'acceder a la presque totalite des grands bassins d'approvisionnement gazier en Amerique du Nord. TransCanada est l'un des plus importants fournisseurs de stockage de gaz naturel et de services connexes avec une capacite de stockage d'environ 380 milliards de pieds cubes. Producteur d'electricite independant en plein essor, TransCanada detient, en totalite ou en partie, des installations ayant une capacite de production de plus de 10 800 megawatts d'electricite au Canada et aux Etats-Unis. TransCanada amenage l'un des plus importants reseaux de transport de petrole en Amerique du Nord. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites a la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP. Pour un complement d'information, priere de consulter www.transcanada.com et de nous suivre sur Twitter @TransCanada.

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Points saillants des resultats financiers du premier trimestre de 2012

Resultats d'exploitation

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

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Produits 1 911 1 868

BAIIA comparable(1) 1 113 1 163

Benefice net attribuable aux actionnaires

ordinaires 352 411

Resultat comparable(1) 363 423

Flux de tresorerie

Fonds provenant de l'exploitation(1) 841 815

(Augmentation) diminution du fonds de

roulement d'exploitation (169) 19

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Rentrees nettes liees aux activites

d'exploitation 672 834

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Depenses en immobilisations 464 567

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Donnees sur les actions ordinaires

Trimestres clos les 31 mars

(non audite) 2012 2011

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Benefice net par action ordinaire -de base 0,50 $ 0,59 $

Resultat comparable par action ordinaire(1) 0,52 $ 0,61 $

Dividendes declares par action ordinaire 0,44 $ 0,42 $

Actions ordinaires en circulation (en

millions)

Moyenne de la periode 704 698

Fin de la periode 704 700

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(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present communique pour un complement d'information sur le

BAIIA comparable, le resultat comparable, les fonds provenant de

l'exploitation et le resultat comparable par action.

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TRANSCANADA CORPORATION - PREMIER TRIMESTRE DE 2012

Rapport trimestriel aux actionnaires

Rapport de gestion

Date du 26 avril 2012, le present rapport de gestion doit etre lu a la lumiere des etats financiers consolides condenses non audites ci-joints de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "societe") pour le trimestre clos le 31 mars 2012. Les etats financiers consolides condenses de la societe ont ete dresses conformement aux principes comptables generalement reconnus des Etats-Unis ("PCGR des Etats-Unis"). Les chiffres comparatifs, qui etaient anterieurement presentes conformement aux principes comptables generalement reconnus du Canada ainsi qu'il est defini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agrees ("PCGR du Canada"), ont ete ajustes au besoin afin d'etre conformes aux politiques de la societe conformement aux PCGR des Etats-Unis qui sont decrites plus en detail sous la rubrique "Modifications de conventions comptables" du present rapport de gestion. Le present rapport de gestion doit etre lu egalement a la lumiere des etats financiers consolides audites et des notes y afferentes et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2011 de TransCanada pour l'exercice clos le 31 decembre 2011. On peut obtenir des renseignements supplementaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les autres documents d'information continue de la societe, sur SEDAR au www.sedar.com, sous le profil de TransCanada Corporation. A moins d'indication contraire, "TransCanada" ou la "societe" englobent TransCanada Corporation et ses filiales. Les montants sont presentes en dollars canadiens, a moins d'indication contraire. Les termes abreges et les acronymes qui ne sont pas definis dans le present rapport de gestion le sont dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2011 de TransCanada.

Informations prospectives

Le present rapport de gestion contient certaines informations prospectives qui sont assujetties a des risques et a des incertitudes importants. Les verbes "prevoir", "s'attendre", "croire", "pouvoir", "devoir", "estimer", "projeter", "entrevoir" ou autres termes du genre sont utilises pour indiquer de telles informations prospectives. Les enonces prospectifs contenus dans le present document visent a fournir aux porteurs de titres et investisseurs eventuels de TransCanada de l'information sur TransCanada et ses filiales, notamment l'evaluation de la direction des plans futurs et des perspectives financieres de TransCanada et de ses filiales. Les enonces prospectifs presentes dans le present document peuvent comprendre des enonces portant notamment sur :

/T/

-- les perspectives commerciales,

-- la performance financiere prevue de TransCanada et de ses filiales,

-- les attentes ou les previsions quant aux strategies et objectifs de

croissance et d'expansion,

-- les flux de tresorerie attendus,

-- les couts prevus,

-- les couts prevus relativement aux projets en cours de construction,

-- les calendriers projetes a l'egard des projets (notamment les dates

prevues pour la construction et l'achevement des travaux),

-- les processus de reglementation a suivre et les resultats escomptes,

-- l'issue de toute procedure ou poursuite, notamment d'arbitrage,

-- les previsions de depenses en immobilisations,

-- les projections relatives aux resultats financiers et aux resultats

d'exploitation,

-- l'incidence prevue d'engagements futurs et de passifs eventuels.

/T/

Les enonces prospectifs sont fondes sur les croyances et les hypotheses de TransCanada, lesquelles reposent sur l'information disponible au moment ou les enonces ont ete formules; ils ne constituent donc pas une garantie de la performance future de la societe. De par leur nature, les enonces prospectifs sont assujettis a des hypotheses, des risques et des incertitudes pouvant faire en sorte que les resultats et evenements reels de TransCanada puissent varier considerablement de ceux anticipes ou des attentes exprimees ou implicites.

/T/

Pour formuler ses enonces prospectifs, TransCanada a eu recours a des

hypotheses cles, notamment :

-- les taux d'inflation, les prix des produits de base et les prix de la

capacite,

-- le moment choisi pour les emissions de titres d'emprunt et les

operations de couverture,

-- les decisions de reglementation et leur denouement,

-- les decisions d'arbitrage et leur denouement,

-- les taux de change,

-- les taux d'interet,

-- les taux d'imposition,

-- les arrets pour entretien preventif et correctif et le taux

d'utilisation des actifs pipeliniers et energetiques de la societe,

-- la fiabilite et l'integrite des actifs,

-- l'acces aux marches financiers,

-- les previsions relatives aux couts de construction, calendriers et dates

d'achevement,

-- les acquisitions et desinvestissements.

Les risques et incertitudes en raison desquels les evenements ou les

resultats reels pourraient differer sensiblement des attentes actuelles

comprennent, notamment :

-- la capacite de TransCanada de mettre en oeuvre ses initiatives

strategiques avec succes et la question de savoir si ces initiatives

strategiques produiront les avantages escomptes,

-- le rendement d'exploitation des actifs pipeliniers et energetiques de la

societe,

-- la disponibilite et le prix des produits energetiques de base,

-- le montant des paiements de capacite et les produits tires du secteur de

l'energie,

-- les decisions de reglementation et leur denouement,

-- l'issue de toute procedure ou poursuite, notamment d'arbitrage,

-- le rendement des contreparties,

-- les changements aux lois et reglements environnementaux et autres,

-- les facteurs de concurrence dans les secteurs des pipelines et de

l'energie,

-- la construction et l'achevement des projets d'investissement,

-- les couts de la main-d'oeuvre, de l'equipement et des materiaux,

-- l'acces aux marches financiers,

-- les taux d'interet et de change,

-- les conditions meteorologiques,

-- les avancees technologiques,

-- la conjoncture en Amerique du Nord.

/T/

Pour un complement d'information sur ces facteurs et sur d'autres facteurs, il y a lieu de consulter les rapports deposes par TransCanada aupres des autorites en valeurs mobilieres du Canada et de la Securities and Exchange Commission ("SEC") des Etats-Unis.

Le lecteur ne devrait pas se fier outre mesure aux informations prospectives, fournies a la date a laquelle elles sont presentees dans le present rapport de gestion ou autrement, et ne devrait avoir recours aux perspectives financieres ou a l'information axee sur ce qui est a venir que dans l'esprit ou celles-ci ont ete avancees. TransCanada n'a ni l'obligation de mettre a jour publiquement ni de reviser quelque information prospective que ce soit pour tenir compte de nouvelles informations ou d'evenements futurs, ou pour quelque autre raison, sauf si la loi l'exige.

Mesures non conformes aux PCGR

Dans le present rapport de gestion, TransCanada utilise les mesures "resultat comparable", "resultat comparable par action", "benefice avant les interets, les impots et l'amortissement" ("BAIIA"), "BAIIA comparable", "benefice avant les interets et les impots" ("BAII"), "BAII comparable", "interets debiteurs comparables", "interets crediteurs et autres comparables", "impots sur le benefice comparables" et "fonds provenant de l'exploitation". Ces mesures n'ont pas de signification normalisee aux termes des PCGR des Etats-Unis. Par consequent, elles sont considerees comme etant des mesures non conformes aux PCGR et elles ne sont vraisemblablement pas comparables a des mesures semblables presentees par d'autres entites. La direction de TransCanada a recours aux mesures non conformes aux PCGR pour etre mieux a meme de comparer les resultats financiers d'une periode de reference a l'autre et de comprendre les donnees sur le rendement d'exploitation, la situation de tresorerie et la capacite de generer des fonds pour financer son exploitation. Ces mesures non conformes aux PCGR fournissent egalement au lecteur des renseignements supplementaires sur le rendement d'exploitation de TransCanada, sur sa situation de tresorerie et sur sa capacite de generer des fonds afin de financer son exploitation.

Le BAIIA est une mesure approximative des flux de tresorerie lies a l'exploitation avant les impots de la societe et est generalement utilise pour mieux mesurer le rendement et pour mieux evaluer les tendances dans les actifs individuels. Il represente le benefice avant la deduction des interets et autres charges financieres, des impots sur le benefice, de l'amortissement, du benefice net attribuable aux participations sans controle ainsi que des dividendes sur les actions privilegiees. Le BAIIA comprend le benefice tire des participations comptabilisees a la valeur de consolidation. Le BAII est une mesure du benefice tire des activites poursuivies de la societe et est generalement utilise pour mieux mesurer le rendement et evaluer les tendances au sein de chaque secteur. Il represente le benefice avant la deduction des interets et autres charges financieres, des impots sur le benefice, du benefice net attribuable aux participations sans controle ainsi que des dividendes sur les actions privilegiees. Le BAII comprend le benefice tire des participations comptabilisees a la valeur de consolidation.

Le resultat comparable, le BAIIA comparable, le BAII comparable, les interets debiteurs comparables, les interets crediteurs et autres comparables et les impots sur le benefice comparables comprennent respectivement le benefice net attribuable aux actionnaires ordinaires, le BAIIA, le BAII, les interets debiteurs, les interets crediteurs et autres et les impots sur le benefice et sont ajustes en fonction de postes particuliers qui sont importants, mais qui ne sont pas representatifs des activites sous-jacentes de la societe pendant la periode visee. La determination de postes particuliers est subjective, mais la direction fait preuve de jugement pour choisir les postes a exclure du calcul de ces mesures non conformes aux PCGR, dont certains peuvent etre recurrents. Ces postes particuliers peuvent comprendre, sans s'y limiter, certains ajustements de la juste valeur lies aux activites de gestion des risques, des ajustements d'impots sur le benefice, des gains ou des pertes a la vente d'actifs, des reglements issus d'actions en justice ou de faillites et des reductions de valeur d'actifs et d'investissements. Ces mesures non conformes aux PCGR sont calculees d'une maniere comparable d'une periode a l'autre. Les postes particuliers pour lesquels de telles mesures sont ajustees pour chaque periode visee pourraient n'etre pertinents que pour certaines periodes et ils sont presentes dans le tableau sur le rapprochement des mesures non conformes aux PCGR qui figure dans le present rapport de gestion.

Dans le cadre de ses activites de gestion des risques, la societe a recours a des instruments derives pour reduire certains risques financiers et risques lies au prix des produits de base auxquels elle est exposee. Les activites de gestion des risques, que TransCanada exclut du resultat comparable, constituent des instruments de couverture economique efficaces, mais elles ne repondent pas aux criteres precis de la comptabilite de couverture et, par consequent, les variations de leur juste valeur sont imputees au benefice net de chaque exercice. Les gains ou les pertes non realises decoulant des variations de la juste valeur de ces contrats derives ne sont pas juges comme etant representatifs des operations sous-jacentes au cours de la periode courante ou de la marge positive qui sera realisee au moment du reglement. Par consequent, ces montants ont ete exclus de la determination du resultat comparable.

Le tableau "Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR" du present rapport de gestion fait etat du rapprochement des mesures non conformes aux PCGR et du benefice net attribuable aux actionnaires ordinaires. Le resultat comparable par action ordinaire est calcule en divisant le resultat comparable par le nombre moyen pondere d'actions ordinaires en circulation pour l'exercice vise.

La direction se sert des fonds provenant de l'exploitation, qui representent les rentrees nettes provenant de l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation, pour evaluer de maniere plus precise les flux de tresorerie d'exploitation consolides, exception faite des fluctuations des soldes du fonds de roulement d'exploitation qui ne sont pas necessairement representatifs des activites sous-jacentes de la societe pendant la periode visee. Le rapprochement des fonds provenant de l'exploitation et des rentrees nettes liees aux activites d'exploitation est presente dans le tableau "Resume des flux de tresorerie", sous la rubrique "Situation de tresorerie et sources de financement" du present rapport de gestion.

/T/

Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR

Trimestres clos

les 31 mars Siege

(non audite) Gazoducs Oleoducs Energie social Total

(en millions de

dollars) 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

BAIIA

comparable 725 773 173 99 244 315 (29) (24) 1 113 1 163

Amortissement (232) (248) (36) (23) (73) (67) (3) (3) (344) (321)

-------------------------------------------------------------

BAII comparable 493 545 137 76 171 248 (32) (27) 769 842

-----------------------------------------------

-----------------------------------------------

Autres postes

de l'etat des

resultats

Interets

debiteurs

comparables (242) (210)

Interets

crediteurs et

autres

comparables 25 28

Impots sur le

benefice

comparables (140) (187)

Benefice net

attribuable

aux

participations

sans controle (35) (36)

Dividendes sur

les actions

privilegiees (14) (14)

--------------

Resultat

comparable 363 423

Poste

particulier

(deduction

faite des

impots) :

Activites de

gestion des

risques(1) (11) (12)

--------------

Benefice net

attribuable

aux

actionnaires

ordinaires 352 411

--------------

--------------

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Interets debiteurs comparables (242) (210)

Poste particulier :

Activites de gestion des risques(1) - (1)

------------------------------

Interets debiteurs (242) (211)

------------------------------

------------------------------

Interets crediteurs et autres comparables 25 28

Poste particulier :

Activites de gestion des risques(1) 6 2

------------------------------

Interets crediteurs et autres 31 30

------------------------------

------------------------------

Impots sur le benefice comparables (140) (187)

Poste particulier :

Impots sur le benefice attribuables aux

activites de gestion des risques(1) 11 7

------------------------------

Charge d'impots (129) (180)

------------------------------

------------------------------

Resultat comparable par action ordinaire 0,52 $ 0,61 $

Poste particulier (deduction faite des

impots) :

Activites de gestion des risques (0,02) (0,02)

------------------------------

Benefice net par action ordinaire 0,50 $ 0,59 $

------------------------------

------------------------------

(1) Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Gains (pertes) lie(e)s aux activites de

gestion des risques :

Installations energetiques aux Canada (2) -

Installations energetiques aux Etats-Unis (32) (13)

Stockage de gaz naturel 6 (7)

Taux d'interet - (1)

Change 6 2

Impots sur le benefice attribuables aux

activites de gestion des risques 11 7

------------------------------

Activites de gestion des risques (11) (12)

------------------------------

------------------------------

/T/

Resultats d'exploitation consolides

Resultats du premier trimestre

Le resultat comparable du premier trimestre de 2012 s'est etabli a 363 millions de dollars (0,52 $ par action) comparativement au chiffre de 423 millions de dollars (0,61 $ par action) inscrit pour la meme periode en 2011. Le resultat comparable du premier trimestre de 2012 ne tient pas compte des pertes nettes non realisees de 11 millions de dollars apres les impots (22 millions de dollars avant les impots) (pertes de 12 millions de dollars apres les impots (19 millions de dollars avant les impots) en 2011) decoulant des variations de la juste valeur de certaines activites de gestion des risques.

Le resultat comparable s'est replie de 60 millions de dollars (0,09 $ par action) au premier trimestre de 2012, comparativement a la periode correspondante de 2011 et tenait compte de ce qui suit :

/T/

-- la diminution du benefice net comparable des gazoducs au Canada

principalement en raison du resultat inferieur du reseau principal au

Canada qui exclut les revenus incitatifs et tient compte de la base

tarifaire reduite;

-- la diminution du BAII des gazoducs aux Etats-Unis et a l'echelle

internationale qui tient compte du recul des produits decoulant de la

capacite non visee par des contrats de Great Lakes et du resultat

inferieur d'ANR, annulee en partie par la hausse du resultat du pipeline

Guadalajara, qui est entre en service en juin 2011;

-- l'accroissement du BAII comparable du secteur des oleoducs alors que la

societe a commence a constater le resultat du reseau d'oleoducs Keystone

en fevrier 2011 et des droits fixes superieurs pour le troncon Wood

River/Patoka du reseau;

-- la diminution du BAII comparable du secteur de l'energie, en raison de

la reduction de la quote-part du benefice de Bruce Power compte tenu de

la baisse des volumes decoulant du nombre accru de jours d'arret

d'exploitation prevus, de la baisse des prix realises pour l'electricite

par les installations energetiques aux Etats-Unis et du recul des

produits de stockage de gaz naturel, annulee en partie par l'apport

superieur des installations energetiques de l'Ouest et de l'Est;

-- la diminution des interets crediteurs et autres comparables en raison

des gains realises inferieurs en 2012, comparativement a 2011, sur les

instruments derives servant a gerer l'exposition de la societe aux

fluctuations des taux de change sur le benefice libelle en dollars US;

-- la diminution des impots sur le benefice comparable principalement en

raison de la baisse du resultat avant les impots en 2012 comparativement

a 2011;

/T/

Soldes libelles en dollars US

Sur une base consolidee, l'incidence des fluctuations de la valeur du dollar US sur les activites aux Etats-Unis est en partie enrayee par les autres elements libelles en dollars US ainsi qu'en fait etat le tableau ci-apres. L'exposition nette avant les impots qui en resulte est geree au moyen d'instruments derives, ce qui permet de reduire davantage l'exposition de la societe aux fluctuations des taux de change entre le dollar CA et la devise americaine. Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, le taux de change moyen du dollar americain par rapport au dollar canadien s'est chiffre a 1,00 (0,99 en 2011).

Sommaire des principaux montants libelles en dollars US

/T/

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars US) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

BAII comparable des gazoducs aux Etats-Unis(1) 215 243

BAII comparable des oleoducs aux Etats-Unis(1) 89 51

BAII comparable des installations energetiques

aux Etats-Unis(1) 6 32

Interets sur la dette a long terme libellee en

dollars US (186) (182)

Interets capitalises sur les depenses en

immobilisations aux Etats-Unis 26 47

Participations sans controle et autres aux

Etats-Unis (51) (51)

------------------------------

99 140

------------------------------

------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" pour un complement d'information sur le BAII comparable.

/T/

Gazoducs

Le BAII comparable du secteur des gazoducs s'est chiffre a 493 millions de dollars au premier trimestre de 2012, alors qu'il avait ete de 545 millions de dollars pour la periode correspondante de 2011.

Resultats du secteur des gazoducs

/T/

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Gazoducs au Canada

Reseau principal au Canada 250 265

Reseau de l'Alberta 177 185

Foothills 31 33

Autres (TQM(1), Ventures LP) 8 8

------------------------------

BAIIA comparable des gazoducs au Canada(2) 466 491

Amortissement(3) (177) (178)

------------------------------

BAII comparable des gazoducs au Canada(2) 289 313

------------------------------

Gazoducs aux Etats-Unis et a l'echelle

internationale (en dollars US)

ANR 97 109

GTN(4) 30 45

Great Lakes(5) 18 30

TC PipeLines, LP(1)(6)(7) 20 23

Autres gazoducs aux Etats-Unis (Iroquois(1),

Bison(8), Portland(7)(9)) 34 36

International (Tamazunchale, Guadalajara(10),

TransGas(1), Gas Pacifico/INNERGY(1)) 28 10

Frais generaux et frais d'administration et de

soutien(11) (2) (2)

Participations sans controle(7) 45 43

------------------------------

BAIIA comparable des gazoducs aux Etats-Unis

et a l'echelle internationale(2) 270 294

Amortissement(3) (55) (51)

------------------------------

BAII comparable des gazoducs aux Etats-Unis et

a l'echelle internationale(2) 215 243

Change - (3)

------------------------------

BAII comparable des gazoducs aux Etats-Unis et

a l'echelle internationale(2) (en dollars CA) 215 240

------------------------------

BAIIA et BAII comparable de l'expansion des

affaires du secteur des gazoducs(2) (11) (8)

------------------------------

BAII comparable du secteur des gazoducs(2) 493 545

------------------------------

------------------------------

Sommaire :

BAIIA comparable du secteur des gazoducs(2) 725 773

Amortissement(3) (232) (228)

------------------------------

BAII comparable du secteur des gazoducs(2) 493 545

------------------------------

------------------------------

(1) Les resultats de TQM, de Northern Border, d'Iroquois, de TransGas et de

Gas Pacifico/INNERGY tiennent compte de la quote-part revenant a

TransCanada du benefice de ces actifs.

(2) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information

sur le BAIIA comparable et le BAII comparable.

(3) Ces donnees font exclusion de l'amortissement des participations

comptabilisees a la valeur de consolidation.

(4) Les resultats tiennent compte de la participation directe de 75% de

TransCanada depuis mai 2011 et de 100% avant cette date.

(5) Ces donnees representent la participation directe de 53,6% de

TransCanada.

(6) En mai 2011, la participation de TransCanada dans TC PipeLines, LP a

diminue pour passer de 38,2% a 33,3%. Par consequent, les resultats de

TC PipeLines, LP comprennent la participation reduite de TransCanada

dans TC PipeLines, LP et la participation reelle de TransCanada par le

truchement de la participation de 8,3% de TC PipeLines, LP dans GTN et

dans Bison depuis mai 2011.

(7) Les participations sans controle tiennent compte du BAIIA comparable

decoulant de la participation de TC PipeLines, LP et de Portland dans

des troncons n'appartenant pas a TransCanada.

(8) Les resultats tiennent compte de la participation directe de 75% de

TransCanada dans Bison a partir de mai 2011, a la suite de la vente

d'une participation de 25% a TC PipeLines, LP, et de 100% a partir de

la mise en service de Bison, en janvier 2011.

(9) Ces donnees tiennent compte de la participation de 61,7% de

TransCanada.

(10) Ces donnees comprennent l'exploitation de Guadalajara depuis juin 2011.

(11) Ces donnees representent les frais generaux et les frais

d'administration et de soutien lies a certains pipelines de

TransCanada.

Benefice net des gazoducs detenus en propriete exclusive au Canada

Trimestres clos les 31 mars

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Reseau principal au Canada 47 62

Reseau de l'Alberta 48 48

Foothills 5 6

------------------------------

------------------------------

/T/

Gazoducs au Canada

A 47 millions de dollars pour le premier trimestre de 2012, le benefice net du reseau principal au Canada a regresse de 15 millions de dollars comparativement au chiffre de 62 millions de dollars inscrit pour le premier trimestre de 2011, qui tenait compte de revenus incitatifs touches aux termes d'accords prevus au reglement tarifaire quinquennal echu le 31 decembre 2011. En l'absence d'une decision de l'Office national de l'energie ("ONE") relativement aux droits exigibles pour 2012, les resultats du reseau principal au Canada pour le premier trimestre de 2012 ont ete comptabilises en fonction du dernier taux de rendement du capital-actions ordinaire approuve, soit 8,08 %, sur un ratio du capital-actions ordinaire repute de 40 % et ils excluent les revenus incitatifs. Les resultats du reseau principal au Canada pour le premier trimestre de 2012 refletent en outre le recul de la base tarifaire par rapport a la periode correspondante de l'exercice precedent.

Le benefice net du reseau de l'Alberta s'est fixe a 48 millions de dollars au premier trimestre de 2012, montant comparable a celui inscrit pour la periode correspondante de 2011. En effet, l'incidence favorable qu'a eue l'augmentation de la base tarifaire moyenne sur le benefice net de 2012 a ete neutralisee par la baisse des revenus incitatifs.

Au premier trimestre de 2012, le BAIIA comparable du reseau principal au Canada, a 250 millions de dollars, a diminue de 15 millions de dollars comparativement a la periode correspondante de 2011. Le BAIIA comparable du reseau de l'Alberta s'est chiffre a 177 millions de dollars au premier trimestre de 2012, alors qu'il avait ete de 185 millions de dollars pour la periode correspondante de 2011. Le BAIIA du reseau principal au Canada et le BAIIA du reseau de l'Alberta tiennent compte des variations du benefice net susmentionnees ainsi que des variations de l'amortissement, des charges financieres et des impots sur le benefice qui sont recuperes par le truchement des produits selon la methode de l'imputation a l'exercice.

Gazoducs aux Etats-Unis

Le BAIIA comparable d'ANR s'est etabli a 97 millions de dollars US pour le premier trimestre de 2012, comparativement a 109 millions de dollars US pour la periode correspondante de 2011. La baisse s'explique surtout par l'augmentation des couts d'exploitation, d'entretien et d'administration, la diminution des ventes de produits de base connexes et le flechissement des produits tires du transport.

Au premier trimestre de 2012, le BAIIA comparable de GTN, s'est etabli a 30 millions de dollars US alors qu'il avait ete de 45 millions de dollars US a la periode correspondante de 2011. La diminution est principalement attribuable a la vente, par TransCanada, d'une participation de 25 % dans GTN a TC PipeLines, LP en mai 2011 ainsi que par une baisse des produits tires des contrats de transport.

Le BAIIA comparable de Great Lakes s'est chiffre a 18 millions de dollars US pour le premier trimestre de 2012, comparativement a 30 millions de dollars US pour la periode correspondante de 2011. Le repli decoule de la diminution des produits tires du transport de volumes non vises par des contrats.

A l'echelle internationale, le BAIIA comparable pour le premier trimestre de 2012 s'est eleve a 28 millions de dollars US, alors qu'il avait ete de 10 millions de dollars US pour la periode correspondante de 2011, en grande partie du fait du resultat supplementaire du gazoduc de Guadalajara, mis en service en juin 2011.

/T/

Donnees sur l'exploitation

Trimestres clos Reseau principal Reseau de

les 31 mars au Canada(1) l'Alberta(2) ANR(3)

(non audite) 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Base tarifaire moyenne

(en millions de

dollars) 5 812 6 404 5 282 4 966 s.o. s.o.

Volumes livres (en

Gpi3)

Total 430 597 998 1 000 482 480

Moyenne quotidienne 4,7 6,6 11,0 11,1 5,3 5,3

------------------------------------------------------

------------------------------------------------------

(1) Les volumes de livraison du reseau principal au Canada indiques tiennent

compte des livraisons effectuees aux marches interieurs et a

l'exportation. Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, les receptions

physiques du reseau principal au Canada en provenance de la frontiere

albertaine et en Saskatchewan ont totalise 247 milliards de pieds cubes

("Gpi3") (376 Gpi3 en 2011) pour une moyenne quotidienne de 2,7 Gpi3

(4,2 Gpi3 en 2011).

(2) Les volumes recus sur place pour le reseau de l'Alberta se sont chiffres

a 948 Gpi3 pour le trimestre clos le 31 mars 2012 (843 Gpi3 en 2011)

pour une moyenne quotidienne de 10,4 Gpi3 (9,4 Gpi3 en 2011).

(3) Selon ses tarifs actuels, qui sont approuves par la FERC, les resultats

d'ANR ne subissent pas les repercussions des fluctuations de la base

tarifaire moyenne.

/T/

Oleoducs

Pour le premier trimestre de 31 mars 2012, la societe a constate un BAII comparable de 137 millions de dollars relativement au secteur des oleoducs, comparativement a 76 millions de dollars pour la periode correspondante de 2011.

Resultats du secteur des oleoducs

/T/

Periode de

Trimestre deux mois

(non audite) clos le close le 31

(en millions de dollars) 31 mars 2012 mars 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Reseau d'oleoducs Keystone 174 99

Expansion des affaires du secteur des oleoducs (1) -

------------------------------

BAIIA comparable du secteur des oleoducs(1) 173 99

Amortissement (36) (23)

------------------------------

BAII comparable du secteur des oleoducs(1) 137 76

------------------------------

------------------------------

BAII comparable libelle comme suit :

En dollars CA 48 26

En dollars US 89 51

Change - (1)

------------------------------

BAII comparable du secteur des oleoducs(1) 137 76

------------------------------

------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur

le BAIIA comparable et le BAII comparable.

/T/

Reseau d'oleoducs Keystone

Le BAIIA comparable du reseau d'oleoducs Keystone, pour le premier trimestre de 2012, a ete de 174 millions de dollars, comparativement a 99 millions de dollars pour le trimestre correspondant en 2011. L'augmentation est principalement attribuable a la constatation des produits des troncons de Wood River/Patoka et du prolongement Cushing de Keystone sur trois mois plutot que sur deux mois au premier trimestre de 2011, ainsi qu'a l'incidence favorable d'une hausse, en mai 2011, des droits fixes exigibles sur les troncons de Wood River/Patoka.

Le BAIIA du reseau d'oleoducs Keystone provient principalement des paiements recus en vertu de conventions commerciales a long terme visant la capacite faisant l'objet de contrats, qui ne dependent pas des livraisons reelles. La capacite non visee par des contrats est offerte de maniere ponctuelle sur le marche et, lorsqu'une certaine capacite est disponible, elle permet de saisir des occasions de degager un BAIIA supplementaire.

Amortissement

Au premier trimestre de 2012, une hausse de 13 millions de dollars a ete constatee au titre de l'amortissement du secteur des oleoducs par rapport a la periode correspondante de 2011, du fait de l'exploitation des troncons de Wood River/Patoka et du prolongement de Cushing de Keystone sur un trimestre complet plutot que sur deux mois seulement, comme cela avait ete le cas en 2011.

/T/

Donnees sur l'exploitation

Periode de

Trimestre clos deux mois

le 31 mars close le 31

(non audite) 2012 mars 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Volumes livres (en milliers de barils)(1)

Total 48 764 22 466

Moyenne quotidienne 536 381

------------------------------

------------------------------

(1) Les volumes de livraison tiennent compte des livraisons effectuees.

/T/

Energie

Le BAII comparable du secteur de l'energie s'est etabli a 171 millions de dollars au premier trimestre de 2012, contre 248 millions de dollars au premier trimestre de 2011.

Resultats du secteur de l'energie

/T/

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Installations energetiques au Canada

Installations energetiques de l'Ouest(1)(2) 131 119

Installations energetiques de l'Est(1)(3) 93 76

Bruce Power(1) (13) 43

Frais generaux et frais d'administration et de

soutien (11) (8)

------------------------------

BAIIA comparable des installations

energetiques au Canada(4) 200 230

Amortissement(5) (40) (34)

------------------------------

BAII comparable des installations energetiques

au Canada(4) 160 196

------------------------------

Installations energetiques aux Etats-Unis (en

dollars US)

Installations energetiques du Nord-Est 46 71

Frais generaux et frais d'administration et de

soutien (10) (9)

------------------------------

BAIIA comparable des installations

energetiques aux Etats-Unis(4) 36 62

Amortissement (30) (30)

------------------------------

BAII comparable des installations energetiques

aux Etats-Unis(4) 6 32

Change - -

------------------------------

BAII comparable des installations energetiques

aux Etats-Unis(4) (en dollars CA) 6 32

------------------------------

Stockage de gaz naturel

Installations de stockage en Alberta(1) 15 30

Frais generaux et frais d'administration et de

soutien (2) (2)

------------------------------

BAIIA comparable des installationsde stockage

de gaz naturel(4) 13 28

Amortissement(5) (3) (3)

------------------------------

BAII comparable des installationsde stockage

de gaz naturel(4) 10 25

BAIIA et BAII comparables de l'expansion des

affaires du secteur de l'energie(1)(4) (5) (5)

------------------------------

BAII comparable du secteur de l'energie(1)(4) 171 248

------------------------------

------------------------------

Sommaire :

BAIIA comparable du secteur de l'energie(4) 244 315

Amortissement(5) (73) (67)

------------------------------

BAII comparable du secteur de l'energie(4) 171 248

------------------------------

------------------------------

(1) Les resultats d'ASTC Power Partnership, de Portlands Energy, de Bruce

Power et de CrossAlta tiennent compte de la quote-part revenant a

TransCanada du benefice de ces actifs.

(2) Ces donnees comprennent Coolidge depuis mai 2011.

(3) Ces donnees comprennent le parc eolien de Montagne-Seche et la premiere

phase de celui de Gros-Morne depuis novembre 2011.

(4) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur

le BAIIA comparable et le BAII comparable.

(5) Ces donnees font exclusion de l'amortissement des participations

comptabilisees a la valeur de consolidation.

Installations energetiques au Canada

BAII comparable des installations energetiques de l'Ouest et de l'Est du

Canada(1)(2)(3)

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Produits

Installations energetiques de l'Ouest(2) 224 221

Installations energetiques de l'Est(3) 103 96

Autres(4) 25 23

------------------------------

352 340

Benefice tire des participations

comptabilisees a la valeur de

consolidation(5) 23 27

------------------------------

Achats de produits de base revendus

Installations energetiques de l'Ouest (94) (104)

Autres(6) (2) (5)

------------------------------

(96) (109)

------------------------------

Couts d'exploitation des centrales et autres (55) (63)

Frais generaux et frais d'administration et de

soutien (11) (8)

------------------------------

BAIIA comparable(1) 213 187

Amortissement (40) (34)

------------------------------

BAII comparable(1) 173 153

------------------------------

------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur

le BAIIA comparable et le BAII comparable.

(2) Ces donnees comprennent Coolidge depuis mai 2011 ainsi que les gains

nets et les pertes nettes realises sur les instruments derives utilises

pour l'achat et la vente d'electricite.

(3) Ces donnees comprennent le parc eolien de Montagne-Seche et la premiere

phase de celui de Gros-Morne depuis novembre 2011.

(4) Ces donnees comprennent les ventes de gaz naturel excedentaire achete

pour la production d'electricite et de noir de carbone thermique, ainsi

que les gains nets et les pertes nettes realises sur les instruments

derives utilises pour l'achat et la vente de gaz naturel aux fins de la

gestion des actifs des installations energetiques de l'Ouest et de

l'Est.

(5) Les resultats tiennent compte de la quote-part du benefice revenant a

TransCanada decoulant de sa participation de 50% respectivement dans

ASTC Power Partnership, qui est titulaire de la CAE de Sundance B, et

dans Portlands Energy.

(6) Ces donnees comprennent le cout du gaz naturel excedentaire n'ayant pas

ete utilise dans le cadre de l'exploitation.

Donnees sur l'exploitation des installations energetiques de l'Ouest et de

l'Est du Canada(1)

Trimestres clos les 31 mars

(non audite) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Volumes des ventes (en GWh)

Electricite produite

Installations energetiques de l'Ouest(2) 671 681

Installations energetiques de l'Est(3) 1 143 1 078

Achats

CAE de Sundance A et B et de Sheerness(4) 2 039 2 105

Autres achats 45 88

------------------------------

3 898 3 952

------------------------------

------------------------------

Electricite vendue a contrat

Installations energetiques de l'Ouest(2) 2 295 2 155

Installations energetiques de l'Est(3) 1 143 1 078

Electricite vendue au comptant

Installations energetiques de l'Ouest 460 719

------------------------------

3 898 3 952

------------------------------

------------------------------

Capacite disponible des centrales(5)

Installations energetiques de l'Ouest(2)(6) 99% 98%

Installations energetiques de l'Est(3)(7) 93% 99%

------------------------------

------------------------------

/T/

/T/

(1) Ces donnees comprennent la quote-part revenant a TransCanada des volumes

attribuables aux participations comptabilisees a la valeur de

consolidation.

(2) Ces donnees comprennent Coolidge depuis mai 2011.

(3) Ces donnees comprennent le parc eolien de Montagne-Seche et la premiere

phase de celui de Gros-Morne depuis novembre 2011, ainsi que les volumes

attribuables a la participation de 50% de TransCanada dans Portlands

Energy.

(4) Ces donnees tiennent compte de la participation de 50% de TransCanada

dans ASTC Power Partnership, qui detient des droits sur la totalite des

volumes de Sundance B. Aucun volume n'a ete livre aux termes de la CAE

de Sundance A en 2012 et en 2011.

(5) La capacite disponible des centrales represente le pourcentage du temps

au cours d'une periode donnee pendant lequel la centrale est disponible

pour produire de l'electricite, qu'elle soit en exploitation ou non.

(6) Ces donnees excluent les installations qui fournissent de l'electricite

aux termes de CAE.

(7) La centrale de Becancour ne fait pas partie du calcul de la capacite

disponible, car la production d'electricite y est suspendue depuis 2008.

/T/

Au premier trimestre de 2012, le BAIIA comparable des installations energetiques de l'Ouest s'est eleve a 131 millions de dollars et les produits des ventes d'electricite ont ete de 224 millions de dollars, soit respectivement 12 millions de dollars et 3 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour le premier trimestre de 2011. Ces hausses proviennent avant tout du resultat supplementaire de Coolidge, dont la mise en service a eu lieu en mai 2011, et de la progression des prix realises pour l'electricite, annulees en partie par le recul des produits touches aux termes de la CAE de Sundance A.

Au premier trimestre de 2012, le BAIIA comparable des installations energetiques de l'Ouest comprenait des produits a recevoir de 30 millions de dollars (39 millions de dollars en 2011) de la CAE de Sundance A, dont les produits et les couts ont ete constates comme si les arrets d'exploitation des groupes electrogenes 1 et 2 etaient des interruptions de l'approvisionnement aux termes de la CAE. Le recul de 9 millions de dollars des produits de Sundance A au premier trimestre de 2012 par rapport au trimestre correspondant de 2011 resulte d'une baisse des prix de l'electricite au comptant en Alberta en 2012. Au premier trimestre de 2012, le prix moyen de l'electricite sur le marche au comptant de l'Alberta a flechi de 28 % pour s'etablir a 60 $ le megawattheure ("MWh"), contre 83 $ le MWh au premier trimestre de 2011, alors que des temperatures inferieures aux normales saisonnieres combinees a des arrets d'exploitation imprevus avaient stimule la demande et reduit l'offre du marche. Malgre la baisse des prix au comptant, les installations energetiques de l'Ouest ont touche, grace aux activites de couverture, un prix realise superieur a celui de la periode precedente. Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Faits nouveaux" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur l'arret d'exploitation a Sundance A.

Pour le premier trimestre de 2012, le BAIIA comparable des installations energetiques de l'Est s'est eleve a 93 millions de dollars et le produit des ventes d'electricite s'est chiffre a 103 millions de dollars, soit respectivement 17 millions de dollars et 7 millions de dollars de plus que les chiffres inscrits pour le premier trimestre de 2011. Les hausses proviennent surtout d'un accroissement des produits contractuels de la centrale de Becancour ainsi que du resultat supplementaire du parc eolien de Montagne-Seche et de la premiere phase de celui de Gros-Morne, dont la mise en service a eu lieu en novembre 2011.

Les couts d'exploitation des centrales et les autres couts, qui comprennent le gaz combustible utilise pour produire de l'electricite, se sont etablis a 55 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2012, montant inferieur de 8 millions de dollars a celui constate pour la periode correspondante de 2011, ce qui s'explique essentiellement par le recul des prix du gaz combustible au premier trimestre de 2012 comparativement au premier trimestre de 2011.

L'amortissement s'est accru de 6 millions de dollars au premier trimestre de 2012 par rapport au premier trimestre de 2011, en raison surtout de l'amortissement supplementaire pour Coolidge, Montagne-Seche et la premiere phase de Gros-Morne.

Environ 83 % des volumes des ventes d'electricite des installations energetiques de l'Ouest ont ete vendus aux termes de contrats au premier trimestre de 2012, comparativement a 75 % au premier trimestre de 2011. Afin de reduire le risque de prix auquel elles sont exposees sur le marche au comptant de l'Alberta, les installations energetiques de l'Ouest avaient conclu, en date du 31 mars 2012, des contrats a prix fixe pour la vente d'environ 6 000 gigawatts-heure ("GWh") d'electricite pour le reste de 2012 et 6 300 GWh d'electricite pour 2013.

La totalite des volumes de l'electricite vendue par les installations energetiques de l'Est l'a ete aux termes de contrats et devrait continuer de l'etre a l'avenir.

/T/

Resultats de Bruce Power

(Quote-part de TransCanada)

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars, sauf indication

contraire) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Benefice des participations comptabilisees a

la valeur de consolidation(1)

Bruce A (33) 18

Bruce B 20 25

------------------------------

(13) 43

------------------------------

------------------------------

Comprend :

Produits 162 213

Charges d'exploitation (135) (136)

Amortissement et autres (40) (34)

------------------------------

(13) 43

------------------------------

------------------------------

Bruce Power - Donnees complementaires

Capacite disponible des centrales(2)

Bruce A 48% 100%

Bruce B 86% 91%

Capacite cumulee de Bruce Power 62% 94%

Jours d'arret d'exploitation prevus

Bruce A 91 -

Bruce B 46 21

Jours d'arret d'exploitation imprevus

Bruce A - 4

Bruce B 4 8

Volume des ventes (en GWh)(1)

Bruce A 747 1 500

Bruce B 1 909 2 032

------------------------------

2 656 3 532

------------------------------

------------------------------

Prix de vente realise par MWh

Bruce A 66 $ 65 $

Bruce B(3) 54 $ 53 $

Prix cumule pour Bruce Power 57 $ 57 $

------------------------------

------------------------------

(1) Ces donnees tiennent compte de la participation de TransCanada de 48,8%

dans Bruce A et de 31,6% dans Bruce B.

(2) La capacite disponible des centrales represente le pourcentage du temps

au cours de l'exercice pendant lequel la centrale est disponible pour

produire de l'electricite, qu'elle soit en exploitation ou non.

(3) Ces donnees comprennent les produits recus conformement au mecanisme de

prix plancher et aux reglements de contrat, de meme que les volumes et

les produits associes a la production reputee.

/T/

La quote-part du benefice revenant a TransCanada decoulant de sa participation dans Bruce A a chute de 51 millions de dollars pour donner lieu a une perte de 33 millions de dollars au premier trimestre de 2012, alors qu'un benefice de 18 millions de dollars avait ete inscrit au premier trimestre de 2011. La perte est principalement attribuable a la baisse des volumes decoulant de l'arret d'exploitation du reacteur 3 tout au long du trimestre dans le cadre du programme West Shift Plus, lequel devrait prendre fin au deuxieme trimestre de 2012.

Comparativement au chiffre de 25 millions de dollars inscrit pour le premier trimestre de 2011, la quote-part du benefice revenant a TransCanada decoulant de sa participation dans Bruce B a recule de 5 millions de dollars pour s'etablir a 20 millions de dollars au premier trimestre de 2012, en raison surtout d'une baisse des volumes decoulant d'un plus grand nombre d'arrets d'exploitation prevus.

Aux termes d'un contrat conclu avec l'Office de l'electricite de l'Ontario ("OEO"), toute la production de Bruce A du premier trimestre de 2012 a ete vendue au prix fixe de 66,33 $ le MWh (avant le recouvrement des couts du combustible aupres de l'OEO), comparativement au prix de 64,71 $ le MWh au premier trimestre de 2011. Egalement aux termes d'un contrat conclu avec l'OEO, toute la production des reacteurs de Bruce B a fait l'objet d'un prix plancher de 50,18 $ le MWh au premier trimestre de 2012 et de 48,96 $ le MWh au premier trimestre de 2011. Le 1er avril 2012, le prix fixe de la production de Bruce A passera a 68,23 $ le MWh tandis que le prix plancher visant la production de Bruce B sera porte a 51,62 $ le MWh.

Les montants recus au cours d'une annee civile conformement au mecanisme de prix plancher pour Bruce B doivent etre rembourses si le prix moyen mensuel sur le marche au comptant est superieur au prix plancher. Pour ce qui est de 2012, TransCanada prevoit actuellement que les prix sur le marche au comptant seront inferieurs au prix plancher pour le reste de l'annee et, par consequent, aucun des montants inscrits dans les produits au cours du premier trimestre de 2012 ne devrait etre rembourse.

Bruce B conclut des contrats de vente a prix fixe selon lesquels Bruce B recoit ou paie l'ecart entre le prix contractuel et le prix sur le marche au comptant. Le prix realise de Bruce B s'est accru de 1 $ le MWh pour atteindre 54 $ le MWh au premier trimestre de 2012 comparativement a la periode correspondante de 2011. Ce montant tient compte des produits constates aux termes du mecanisme de prix plancher, des ventes contractuelles et de la production reputee.

La capacite disponible generale des centrales en 2012 devrait se situer entre 70 % et 73 % pour les reacteurs 3 et 4 de Bruce A. L'arret d'exploitation d'un reacteur amorce en novembre 2011 aux fins du programme West Shift Plus devrait prendre fin au deuxieme trimestre de 2012. L'arret d'exploitation pour entretien preventif d'un autre reacteur de Bruce A est prevu a l'ete 2012. La capacite disponible generale des quatre reacteurs de Bruce B devrait tourner autour de 95 % en 2012.

/T/

Installations energetiques aux Etats-Unis

BAII comparable des installations energetiques aux Etats-Unis(1)

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars US) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Produits

Installations energetiques(2) 161 255

Capacite 40 39

Autres(3) 19 30

------------------------------

220 324

Achats de produits de base revendus (83) (131)

Couts d'exploitation des centrales et

autres(3) (91) (122)

Frais generaux et frais d'administration et de

soutien (10) (9)

------------------------------

BAIIA comparable(1) 36 62

Amortissement (30) (30)

------------------------------

BAII comparable(1) 6 32

------------------------------

------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur

le BAIIA comparable et le BAII comparable.

(2) Les gains et les pertes realises sur les instruments derives financiers

utilises pour l'achat et la vente d'electricite, de gaz naturel et de

mazout aux fins de la gestion des actifs des installations energetiques

aux Etats-Unis sont presentes en tant que montant net dans les produits

tires des installations energetiques.

(3) Ces donnees comprennent les produits et les couts de la centrale de

Ravenswood associes a un accord de service avec un tiers.

Donnees sur l'exploitation des installations energetiques aux Etats-Unis

Trimestres clos les 31 mars

(non audite) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Volumes des ventes physiques (en GWh)

Offre

Electricite produite 1 154 1 291

Achats 1 954 1 939

------------------------------

3 108 3 230

------------------------------

------------------------------

Capacite disponible des centrales(1) 80% 82%

------------------------------

------------------------------

(1) La capacite disponible des centrales represente le pourcentage du temps

au cours d'une periode donnee pendant lequel la centrale est disponible

pour produire de l'electricite, qu'elle soit en exploitation ou non.

/T/

Le BAIIA comparable des installations energetiques aux Etats-Unis a ete de 36 millions de dollars US et le produit des ventes d'electricite s'est chiffre a 161 millions de dollars US, soit respectivement 26 millions de dollars US et 94 millions de dollars US de moins que les chiffres inscrits pour la meme periode en 2011. Le recul provient surtout de la baisse des prix realises pour l'electricite, qui ont subi l'incidence negative d'un repli des prix du gaz naturel.

Les produits tires de la capacite ont atteint 40 millions de dollars US au premier trimestre de 2012, une progression de 1 million de dollars US comparativement a la meme periode en 2011. Au premier trimestre de 2012, les produits tires de la capacite ont subi l'incidence favorable d'une hausse des prix de la capacite dans l'Etat de New York alors que les prix de la capacite ont legerement baisse en Nouvelle-Angleterre par rapport a 2011.

A 83 millions de dollars US pour le premier trimestre de 2012, les achats de produits de base revendus ont recule de 48 millions de dollars US comparativement au premier trimestre de 2011, en grande partie du fait du flechissement des prix realises sur les volumes d'electricite achetes afin d'etre revendus aux termes d'engagements visant la vente d'electricite a des clients des secteurs industriel, commercial et de gros.

Les couts d'exploitation des centrales et autres, qui comprennent le gaz combustible utilise pour produire de l'electricite, se sont etablis a 91 millions de dollars US au premier trimestre de 2012, montant inferieur de 31 millions de dollars US a celui inscrit a pareille date en 2011, principalement en raison du recul des prix du gaz naturel.

Au 31 mars 2012, les installations energetiques aux Etats-Unis avaient conclu des contrats pour quelque 3 000 GWh d'electricite, ou 35 % de leur production prevue, pour le reste de 2012 et pour quelque 2 500 GWh, ou 30 % de leur production prevue, pour l'exercice 2013. La production prevue fluctue en fonction des conditions hydrologiques et eoliennes, des prix des produits de base et de la repartition des actifs en decoulant, tandis que les ventes d'electricite fluctuent en fonction de la consommation des clients.

Stockage de gaz naturel

Le BAIIA comparable degage du stockage de gaz naturel est tombe a 13 millions de dollars au premier trimestre de 2012, contre 28 millions de dollars au premier trimestre de 2011. La diminution est principalement attribuable au retrecissement des ecarts saisonniers dans les prix realises pour le gaz naturel.

Autres postes de l'etat des resultats

Interets debiteurs comparables(1)

/T/

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Interets sur la dette a long terme(2)

Libellee en dollars CA 128 122

Libellee en dollars US 186 182

Change - (3)

------------------------------

314 301

Interets divers et amortissement 2 6

Interets capitalises (74) (97)

------------------------------

Interets debiteurs comparables(1) 242 210

------------------------------

------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur

les interets debiteurs comparables.

(2) Ces donnees comprennent les interets sur les billets subordonnes de rang

inferieur.

/T/

Les interets debiteurs comparables ont augmente de 32 millions de dollars au premier trimestre de 2012 pour atteindre 242 millions de dollars, comparativement a 210 millions de dollars au premier trimestre de 2011. Cette hausse s'explique principalement par la baisse des interets capitalises pour Keystone et Coolidge en raison de la mise en service de ces actifs, les interets debiteurs accrus sur les emissions de titres d'emprunt d'un montant de 500 millions de dollars US en mars 2012, de 750 millions de dollars en novembre 2011 et de 350 millions de dollars US en juillet 2011. Ces augmentations ont ete annulees en partie par l'incidence de l'echeance de titres d'emprunt libelles en dollars CA et en dollars US en 2012 et 2011.

Au premier trimestre de 2012, les interets crediteurs et autres comparables se sont replies de 3 millions de dollars pour passer de 28 millions de dollars au premier trimestre de 2011 a 25 millions de dollars, en raison principalement des gains realises inferieurs en 2012 comparativement a 2011 sur les instruments derives servant a gerer l'exposition de la societe aux fluctuations des taux de change sur les produits libelles en dollars US.

Les impots sur le benefice comparables sont passes de 187 millions de dollars au premier trimestre de 2011 a 140 millions de dollars au premier trimestre de 2012. Ce recul s'explique principalement par le resultat avant les impots inferieur en 2012 comparativement a 2011.

Situation de tresorerie et sources de financement

TransCanada croit que sa situation financiere et sa capacite de generer des liquidites a meme son exploitation, a court et a long termes, ainsi que de maintenir la solidite et la souplesse financieres requises pour concretiser ses plans de croissance, demeurent bonnes. La situation de tresorerie de TransCanada est appuyee par des flux de tresorerie provenant de l'exploitation qui sont previsibles, par la disponibilite de soldes de caisse, et par des facilites de credit bancaires renouvelables confirmees inutilisees de 1,0 milliard de dollars US, de 1,0 milliard de dollars US, de 300 millions de dollars US et de 2,0 milliards de dollars arrivant a echeance respectivement en octobre 2012, novembre 2012, fevrier 2013 et octobre 2016. Ces facilites appuient les trois programmes de papier commercial de la societe. En outre, au 31 mars 2012, la quote-part de TransCanada de la capacite inutilisee aux termes des facilites bancaires confirmees de societes affiliees exploitees par TransCanada s'etablissait a 84 millions de dollars, ces facilites venant a echeance en 2016. Toujours au 31 mars 2012, TransCanada disposait encore de fonds de 2,0 milliards de dollars, de 1,25 milliard de dollars et de 3,5 milliards de dollars US, respectivement en capitaux propres, en titres d'emprunt au Canada et aux termes de ses prospectus prealables aux Etats-Unis. Les risques a l'egard de la situation de tresorerie de TransCanada, des marches et autres sont decrits plus en detail sous la rubrique "Gestion des risques et instruments financiers" du present rapport de gestion.

/T/

Activites d'exploitation

Fonds provenant de l'exploitation(1)

Trimestres clos les 31 mars

(non audite)

(en millions de dollars) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Flux de tresorerie

Fonds provenant de l'exploitation(1) 841 815

(Augmentation) diminution du fonds de

roulement d'exploitation (169) 19

------------------------------

Rentrees nettes liees aux activites

d'exploitation 672 834

------------------------------

------------------------------

(1) Il y a lieu de se reporter a la rubrique "Mesures non conformes aux

PCGR" du present rapport de gestion pour un complement d'information sur

les fonds provenant de l'exploitation.

/T/

Les rentrees nettes liees a l'exploitation ont diminue de 162 millions de dollars au premier trimestre de 2012 comparativement a la meme periode en 2011, et ce, principalement en raison des variations du fonds de roulement d'exploitation annulees en partie par la hausse des fonds provenant de l'exploitation. Les fonds provenant de l'exploitation du premier trimestre de 2012 se sont chiffres a 841 millions de dollars, alors qu'ils avaient totalise 815 millions de dollars pour la meme periode en 2011.

Au 31 mars 2012, l'actif a court terme de TransCanada atteignait 2,7 milliards de dollars alors que son passif a court terme s'etablissait a 4,7 milliards de dollars, ce qui a donne lieu a un fonds de roulement negatif de 2,0 milliards de dollars. La societe est d'avis que cet ecart peut etre gere compte tenu de sa capacite a generer des flux de tresorerie provenant de l'exploitation ainsi que de son acces continu aux marches financiers.

Activites d'investissement

Au premier trimestre de 2012, les depenses en immobilisations ont totalise 464 millions de dollars (567 millions en 2011) et elles se rapportaient principalement a l'expansion du reseau d'oleoducs Keystone ainsi qu'a celle du reseau de l'Alberta. Les participations comptabilisees a la valeur de consolidation de 216 millions de dollars (151 millions de dollars en 2011) visaient principalement l'investissement de la societe pour la remise a neuf et en service des reacteurs 1 et 2 de Bruce Power.

Activites de financement

En mars 2012, TransCanada PipeLines Limited ("TCPL") a emis pour une valeur de 500 millions de dollars US de billets de premier rang echeant le 2 mars 2015 et portant interet a un taux annuel de 0,875 %. Ces billets ont ete emis aux termes du prospectus prealable d'une valeur de 4,0 milliards de dollars US depose en novembre 2011. Le produit net de cette emission a servi a des fins generales et a la reduction de la dette a court terme.

En janvier 2012, TransCanada PipeLine USA Ltd. a rembourse le solde du capital de 500 millions de dollars US sur un emprunt a terme de cinq ans.

La societe croit qu'elle a la capacite de financer son programme d'investissement en cours grace aux flux de tresorerie qu'elle genere en interne, a son acces continu aux marches financiers et a ses liquidites, appuyes par des facilites de credit confirmees de plus de 4 milliards de dollars. La souplesse financiere de TransCanada est etayee par les occasions de gestion de portefeuille, notamment une participation reguliere avec TC PipeLines, LP.

Dividendes

Le 26 avril 2012, le conseil d'administration de TransCanada a declare, pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2012, un dividende trimestriel de 0,44 $ par action ordinaire en circulation. Le dividende est payable le 31 juillet 2012 aux actionnaires inscrits a la fermeture des bureaux le 29 juin 2012. De plus, des dividendes trimestriels de 0,2875 $ et de 0,25 $ par action privilegiee ont ete declares respectivement pour les actions privilegiees de serie 1 et de serie 3, pour le trimestre qui sera clos le 30 juin 2012. Les dividendes sont payables le 29 juin 2012 aux actionnaires inscrits a la fermeture des bureaux le 31 mai 2012. Par ailleurs, un dividende trimestriel de 0,275 $ par action privilegiee a ete declare pour les actions privilegiees de serie 5 pour la periode qui sera close le 30 juillet 2012. Le dividende est payable le 30 juillet 2012 aux actionnaires inscrits a la fermeture des bureaux le 30 juin 2012.

Obligations contractuelles

Il n'y a eu aucun changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada pour la periode du 31 decembre 2011 au 31 mars 2012, y compris les paiements exigibles pour les cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complement d'information sur les obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada paraissant dans le rapport annuel 2011 de TransCanada.

Principales conventions comptables et estimations comptables critiques

Les etats financiers consolides condenses de TransCanada ont ete dresses par la direction conformement aux PCGR des Etats-Unis. Les chiffres comparatifs, qui etaient anterieurement presentes conformement aux PCGR du Canada, ont ete ajustes au besoin afin d'etre conformes aux politiques de la societe conformement aux PCGR des Etats-Unis. Les montants ajustes au titre des PCGR des Etats-Unis presentes dans les etats financiers consolides condenses pour le trimestre clos le 31 mars 2011 sont les memes que ceux qui ont ete anterieurement presentes par la societe dans le rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis du 31 mars 2011. Les montants ajustes au titre des PCGR des Etats-Unis en date du 31 decembre 2011 sont les memes que ceux presentes dans la note 25 afferente aux etats financiers consolides audites de 2011 de TransCanada inclus dans le rapport annuel 2011 de TransCanada. Les principales conventions comptables et les estimations comptables critiques utilisees sont conformes a celles qui sont definies dans le rapport annuel 2011 de TransCanada, exception faite de ce qui est decrit ci-dessous, qui presente les principales conventions comptables de la societe qui ont ete modifiees en raison de l'adoption des PCGR des Etats-Unis.

Pour dresser les etats financiers conformement aux PCGR des Etats-Unis, TransCanada doit avoir recours a des estimations et a des hypotheses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la determination de ces postes peut dependre d'evenements futurs. La societe a recours a l'information la plus recente et elle fait preuve d'un degre eleve de jugement pour etablir ces estimations et hypotheses.

Modifications de conventions comptables

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

Principes de consolidation

Les etats financiers consolides condenses comprennent les comptes de TransCanada et de ses filiales. La societe consolide sa participation dans des entites sur lesquelles elle peut exercer un controle. Dans la mesure ou il existe des participations detenues par d'autres parties, les participations des autres parties sont incluses dans les participations sans controle. TransCanada suit la methode de la comptabilisation a la valeur de consolidation pour comptabiliser les coentreprises sur lesquelles la societe peut exercer un controle conjoint et les participations dans des societes sur lesquelles elle est en mesure d'exercer une influence notable. TransCanada constate sa quote-part des participations indivises dans certains actifs.

Stocks

Les stocks, qui se composent principalement de matieres et de fournitures, y compris les pieces de rechange, le combustible et les stocks de gaz naturel, sont comptabilises au cout moyen pondere ou a la valeur du marche, selon le moins eleve des deux montants.

Impots sur le benefice

La societe applique la methode du report d'impots variable pour comptabiliser les impots sur le benefice. Cette methode exige la constatation des actifs et des passifs d'impots reportes au titre des incidences fiscales futures des ecarts entre la valeur comptable des actifs et des passifs existants, dans les etats financiers, et leur valeur fiscale respective. Les actifs et les passifs d'impots reportes sont evalues au moyen des taux d'imposition en vigueur a la date du bilan qui sont censes s'appliquer aux benefices imposables des exercices au cours desquels les ecarts temporaires devraient etre soit recouvres, soit regles. Les variations de ces soldes sont imputees aux resultats de l'exercice au cours duquel elles surviennent, sauf pour ce qui est des variations des soldes lies au reseau principal au Canada, au reseau de l'Alberta et a Foothills, qui sont reportees jusqu'a ce qu'elles soient remboursees ou recuperees par le truchement de la tarification, ainsi que le permet l'ONE.

Dans le cas des benefices non repartis des etablissements etrangers, la societe ne constitue pas de provision pour les impots canadiens, puisqu'elle n'entend pas rapatrier ces benefices dans un avenir previsible.

Regimes d'avantages sociaux et autres

La societe offre a ses employes des regimes de retraite a prestations determinees ("regimes PD"), des regimes a cotisations determinees ("regimes CD"), un regime d'epargne et d'autres regimes d'avantages complementaires de retraite. Les cotisations versees par la societe aux regimes CD et au regime d'epargne sont passees en charges dans l'exercice au cours duquel elles sont engagees. Le cout des prestations que les employes recoivent dans le cadre des regimes PD et des autres regimes d'avantages complementaires de retraite est etabli par calculs actuariels suivant la methode de repartition au prorata des services et suivant les estimations les meilleures faites par la direction relativement au rendement prevu des placements des regimes de retraite, a la progression des salaires, a l'age de depart a la retraite des employes et aux couts prevus des soins de sante.

Les actifs des regimes PD sont evalues a leur juste valeur. Le taux de rendement prevu des actifs des regimes PD est determine au moyen de valeurs liees au marche en fonction de la valeur d'une moyenne mobile sur cinq ans pour tous les actifs des regimes PD. Les couts au titre des services passes sont amortis sur la duree residuelle moyenne prevue d'activite des employes. Les ajustements decoulant des modifications apportees aux regimes sont amortis selon la methode de l'amortissement lineaire, sur la duree moyenne residuelle d'activite des employes actifs a la date de la modification. La societe constate dans son bilan le montant de surcapitalisation ou le deficit de capitalisation de ses regimes PD en tant qu'actif ou que passif et comptabilise les variations de la situation de capitalisation dans l'exercice au cours duquel elles surviennent par voie des autres elements du resultat etendu. Les gains actuariels nets ou les pertes actuarielles nettes qui excedent 10 % de l'obligation au titre des prestations constituees ou de la valeur liee au marche des actifs des regimes PD, selon le plus eleve des deux montants, le cas echeant, sont sortis du cumul des autres elements du resultat etendu en etant amortis sur la duree moyenne residuelle d'activite des employes actifs. Pour certaines activites reglementees, les montants des avantages complementaires de retraite peuvent etre recouvres par le truchement de la tarification au fur et a mesure de la capitalisation des avantages. La societe comptabilise les gains et les pertes non constates ou les variations des hypotheses actuarielles liees a ces regimes d'avantages complementaires de retraite en tant qu'actifs ou que passifs reglementaires. Les actifs ou passifs reglementaires sont amortis selon la methode de l'amortissement lineaire sur la duree residuelle moyenne d'activite des employes actifs. Lorsque la restructuration d'un regime d'avantages donne lieu a une compression et a un reglement, la compression est comptabilisee avant le reglement.

La societe offre aux employes des regimes d'encouragement de duree moyenne, aux termes desquels des paiements sont verses aux employes admissibles. Les charges liees a ces regimes d'encouragement sont comptabilisees selon la methode de la comptabilite d'exercice. Aux termes de ces regimes, les avantages deviennent acquis lorsque certaines conditions sont respectees, notamment l'emploi continu de l'employe durant une periode determinee et la realisation de certains objectifs de rendement precis pour la societe.

Couts de transaction lies a la dette a long terme

Les couts de transaction sont definis comme les couts differentiels directement attribuables a l'acquisition, a l'emission ou a la cession d'un instrument financier. La societe constate les couts de transaction lies a la dette a long terme en tant qu'actifs reportes et elle amortit ces couts selon la methode du taux d'interet effectif, exception faite de ceux lies aux gazoducs reglementes au Canada, qui continuent d'etre amortis selon la methode de l'amortissement lineaire conformement aux dispositions des mecanismes de tarification.

Garanties

La societe constate la juste valeur de certaines garanties au moment de leur prise d'effet. La juste valeur de ces garanties est evaluee par actualisation des flux de tresorerie que la societe devrait engager si elle avait recours a des lettres de credit plutot qu'a des garanties. Les garanties sont constatees en tant qu'augmentation des immobilisations corporelles ou des participations comptabilisees a la valeur de consolidation ou elles sont imputees au benefice net, avec l'inscription d'un passif correspondant dans les montants reportes.

Modifications de conventions comptables pour 2012

Evaluation a la juste valeur

Le 1er janvier 2012, la societe a adopte l'Accounting Standard Update ("ASU") sur les evaluations a la juste valeur publie par le Financial Accounting Standards Board ("FASB"). L'adoption de l'ASU a donne lieu a des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des evaluations de troisieme niveau.

Actifs incorporels - Ecart d'acquisition et autres

Le 1er janvier 2012, la societe a adopte l'ASU publie par le FASB pour l'evaluation de l'ecart d'acquisition afin de determiner s'il y a perte de valeur. L'adoption de l'ASU a donne lieu a une modification de convention comptable liee a l'evaluation de l'ecart d'acquisition pour determiner s'il y a perte de valeur, puisque la societe peut desormais, aux termes des PCGR des Etats-Unis, evaluer d'abord les facteurs qualitatifs qui influent sur la juste valeur d'une unite d'exploitation comparativement au montant comptable dans le but de determiner si elle doit effectuer le test de depreciation de l'ecart d'acquisition en deux etapes.

Modifications comptables futures

Compensation dans le bilan

En decembre 2011, le FASB a publie une recommandation modifiee visant a rehausser les obligations d'information pour permettre aux utilisateurs d'etats financiers d'evaluer l'incidence ou l'incidence potentielle des accords de compensation sur la situation financiere d'une entreprise. Les modifications donnent lieu a la presentation d'informations plus detaillees en exigeant des informations supplementaires sur les instruments financiers et les instruments derives qui font l'objet d'une compensation conformement aux PCGR des Etats-Unis en vigueur ou d'un accord de compensation cadre executoire. Cette recommandation s'applique pour les periodes annuelles ouvertes a compter du 1er janvier 2013. L'adoption de ces modifications devrait donner lieu a la presentation d'informations plus detaillees au sujet des instruments financiers faisant l'objet d'une compensation tel qu'il est decrit dans les modifications en question.

Instruments financiers et gestion des risques

TransCanada continue de gerer et de surveiller les risques de marche, de credit lie aux contreparties et d'illiquidite auxquels elle est exposee.

Risque de credit lie aux contreparties et risque d'illiquidite

A la date du bilan, le risque lie aux contreparties maximal de TransCanada en ce qui a trait aux instruments financiers, compte non tenu des garanties detenues, correspondait aux debiteurs, a la juste valeur des actifs derives et aux billets, prets et avances a recevoir. Les valeurs comptables et les justes valeurs de ces actifs financiers, exception faite des montants se rapportant aux actifs derives, sont incluses sous le poste Debiteurs et autres du sommaire des instruments financiers non derives presente dans le tableau ci-apres. Des lettres de credit et des liquidites sont les principaux types de garanties pour ces montants. La majeure partie des risques de credit lies aux contreparties vise des contreparties qui possedent une cote de solvabilite elevee. Au 31 mars 2012, il n'y avait aucun montant important en souffrance ou ayant subi une perte de valeur.

Au 31 mars 2012, la concentration du risque de credit de la societe etait de 267 millions de dollars a recevoir d'une contrepartie. Ce montant devrait etre entierement recouvrable et il est garanti par la societe mere de la contrepartie.

La societe continue de gerer le risque d'illiquidite auquel elle est exposee en s'assurant de disposer de suffisamment de fonds et de facilites de credit pour faire face a ses obligations au titre de l'exploitation et des depenses en immobilisations a leur echeance, tant dans des conditions normales que difficiles.

Investissement net dans des etablissements etrangers autonomes

La societe a recours a des titres d'emprunt, a des swaps de devises, a des contrats de change a terme et a des options de change libelles en dollars US pour couvrir son investissement net dans des etablissements etrangers autonomes apres les impots. Au 31 mars 2012, la societe avait designe en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libelles en dollars US ayant une valeur comptable de 10,4 milliards de dollars (10,4 milliards de dollars US) et une juste valeur de 12,9 milliards de dollars (12,9 milliards de dollars US). Au 31 mars 2012, un montant de 97 millions de dollars (79 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les autres actifs a court terme, un montant de 83 millions de dollars (66 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les actifs incorporels et les autres actifs, un montant de 4 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les crediteurs et un montant de 30 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les montants reportes pour la juste valeur des contrats a terme et des swaps utilises pour couvrir l'investissement net en dollars US de la societe dans des etablissements etrangers.

Instruments derives utilises comme couvertures de l'investissement net dans des etablissements etrangers autonomes

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

/T/

31 mars 2012 31 decembre 2011

Montant Montant

Actif (passif) nominal nominal

(non audite) Juste ou en Juste ou en

(en millions de dollars) valeur(1) capital valeur(1) capital

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Swaps de devises en dollars US

(echeant de 2012 a 2019)(2) 128 4 150 US 93 3 850 US

Contrats de change a terme en

dollars US

(echeant en 2012) 18 1 165 US (4) 725 US

----------------------------------------

146 5 315 US 89 4 575 US

----------------------------------------

----------------------------------------

(1) Les justes valeurs sont egales aux valeurs comptables.

(2) Le benefice net consolide du premier trimestre de 2012 comprenait des

gains realises nets de 7 millions de dollars (gains de 5 millions de

dollars en 2011) lies a l'interet se rapportant aux reglements de swaps

de devises.

Sommaire des instruments financiers non derives

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non

derives s'etablissent comme suit :

31 mars 2012 31 decembre 2011

(non audite) Valeur Juste Valeur Juste

(en millions de dollars) comptable(1) valeur(2) comptable(1) valeur(2)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Actifs financiers

Tresorerie et equivalents de

tresorerie 196 196 654 654

Debiteurs et autres(3) 1 326 1 369 1 359 1 403

Actifs disponibles a la

vente(3) 34 34 23 23

----------------------------------------------

1 556 1 599 2 036 2 080

----------------------------------------------

----------------------------------------------

Passifs financiers(4)

Billets a payer 1 787 1 787 1863 1 863

Crediteurs et montants

reportes(5) 1 016 1 016 1 329 1 329

Interets courus 360 360 365 365

Dette a long terme 18 397 23 313 18 659 23 757

Billets subordonnes de rang

inferieur 998 1 031 1 016 1 027

----------------------------------------------

22 558 27 507 23 232 28 341

----------------------------------------------

----------------------------------------------

(1) Constates au cout apres amortissement, exception faite d'un montant de

350 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 decembre

2011) au titre de la dette a long terme qui est constate a la juste

valeur. Cette dette constatee a la juste valeur de facon recurrente est

classee dans la categorie de juste valeur de deuxieme niveau selon

l'approche benefices en fonction des taux d'interet des fournisseurs

externes de services de donnees.

(2) L'evaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers

constatee au cout apres amortissement pour laquelle la juste valeur

n'est pas egale a la valeur comptable serait incluse dans le deuxieme

niveau de la hierarchie de la juste valeur selon l'approche benefices en

fonction des taux d'interet des fournisseurs externes de services de

donnees.

(3) Au 31 mars 2012, le bilan consolide condense comprenait des actifs

financiers de 1 068 millions de dollars (1 094 millions de dollars au 31

decembre 2011) dans les debiteurs, de 33 millions de dollars (41

millions de dollars au 31 decembre 2011) dans les autres actifs a court

terme et de 259 millions de dollars (247 millions de dollars au 31

decembre 2011) dans les actifs incorporels et autres actifs.

(4) Le benefice net consolide au premier trimestre de 2012 comprenait des

pertes de 15 millions de dollars (9 millions de dollars en 2011) en

raison d'ajustements de la juste valeur lies a des swaps de taux

d'interet visant 350 millions de dollars US (350 millions de dollars US

en 2011) de la dette a long terme. Il n'y avait aucun autre gain non

realise ni aucune autre perte non realisee au titre des ajustements de

la juste valeur des instruments financiers non derives.

(5) Au 31 mars 2012, le bilan consolide condense comprenait des passifs

financiers de 886 millions de dollars (1 192 millions de dollars au 31

decembre 2011) dans les crediteurs et de 130 millions de dollars (137

millions de dollars au 31 decembre 2011) dans les montants reportes.

Sommaire des instruments financiers derives

Les renseignements sur les instruments financiers derives de la societe,

exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la societe dans

des etablissements etrangers autonomes, s'etablissent comme suit :

31 mars 2012

(non audite)

(en millions de dollars

canadiens, sauf indication Gaz

contraire) Electricite naturel Change Interets

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Instruments financiers derives

detenus a des fins de

transaction(1)

Justes valeurs(2)(3)

Actifs 314 $ 189 $ 9 $ 19 $

Passifs (329)$ (232)$ (13)$ (19)$

Valeurs nominales

Volumes(3)

Achats 31 088 104 - -

Ventes 29 851 76 - -

En dollars CA - - - 684

En dollars US - - 1 476 US 250 US

Swaps de devises - - 47/37 US -

(Pertes) gains net(te)s non

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2012(4) (7)$ (14)$ 6 $ - $

Gains (pertes) net(te)s

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2012(4) 15 $ (10)$ 9 $ - $

Dates d'echeance 2012-2016 2012-2016 2012 2012-2016

Instruments financiers derives

faisant l'objet de relations

de couverture(5)(6)

Justes valeurs(2)

Actifs 40 $ - $ - $ 15 $

Passifs (321)$ (23)$ (39)$ - $

Valeurs nominales

Volumes(3)

Achats 21 455 6 - -

Ventes 8 704 - - -

En dollars US - - 42 US 350 US

Swaps de devises - - 136/100 US -

(Pertes) gains net(te)s

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2012(4) (32)$ (6)$ - $ 1 $

Dates d'echeance

2012-2017 2012-2013 2012-2014 2013-2015

---------------------------------------------

---------------------------------------------

(1) Tous les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction ont ete conclus a des fins de gestion des risques et sont

vises par les strategies, politiques et limites de gestion des risques

de la societe. Ils comprennent les instruments derives qui n'ont pas ete

designes en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles a la

comptabilite de couverture, mais qui ont ete conclus en tant que

couvertures economiques afin de gerer le risque de marche auquel la

societe est exposee.

(2) Les justes valeurs sont egales aux valeurs comptables.

(3) Les volumes pour les instruments derives lies a l'electricite et au gaz

naturel sont presentes respectivement en GWh et en Gpi3.

(4) Les montants nets des gains et des pertes realises et non realises sur

les instruments financiers derives detenus a des fins de transaction

utilises pour l'achat et la vente d'electricite et de gaz naturel sont

inclus dans les produits. Les gains et les pertes realises et non

realises sur les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction portant sur les taux d'interet et les taux de change sont

inclus respectivement dans les interets debiteurs et dans les interets

crediteurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non

realises sur les instruments financiers derives vises par des relations

de couverture de flux de tresorerie est initialement constatee dans les

autres elements du resultat etendu, puis elle est reclassee dans les

produits, les interets debiteurs ou les interets crediteurs et autres,

selon le cas, lorsque l'element couvert initial est regle.

(5) Toutes les relations de couverture sont designees en tant que

couvertures de flux de tresorerie, exception faite des instruments

financiers derives portant sur les taux d'interet qui sont designes en

tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de

15 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars

US. Les gains nets realises sur les couvertures de la juste valeur pour

le trimestre termine le 31 mars 2012, a 2 millions de dollars, sont

inclus dans les interets debiteurs. Au premier trimestre de 2012, la

societe n'a constate dans le benefice net aucun montant se rapportant a

une absence d'efficacite pour les couvertures de la juste valeur.

(6) Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, le benefice net ne refletait

aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de

tresorerie abandonnees lorsqu'il etait probable que l'operation couverte

ne se produise pas. Aucun montant n'a ete exclu de l'evaluation de

l'efficacite des couvertures.

2011

(non audite)

(en millions de dollars

canadiens, sauf indication Gaz

contraire) Electricite naturel Change Interets

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Instruments financiers derives

detenus a des fins de

transaction(1)

Justes valeurs(2)

Actifs 185 $ 176 $ 3 $ 22 $

Passifs (192)$ (212)$ (14)$ (22)$

Valeurs nominales(3)

Volumes(4)

Achats 21 905 103 - -

Ventes 21 334 82 - -

En dollars CA - - - 684

En dollars US - - 1 269 US 250 US

Swaps de devises - - 47/37 US -

(Pertes) gains net(te)s non

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2011(5) (1)$ (16) $ 2 $ (1) $

(Pertes) gains net(te)s

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2011(5) (1)$ (26) $ 21 $ 1 $

Dates d'echeance 2012-2016 2012-2016 2012 2012-2016

Instruments financiers derives

faisant l'objet de relations

de couverture(6)(7)

Justes valeurs(2)(3)

Actifs 16 $ 3 $ - $ 13 $

Passifs (277)$ (22)$ (38)$ (1)$

Valeurs nominales(3)

Volumes(4)

Achats 17 188 8 - -

Ventes 8 061 - - -

En dollars US - - 73 US 600 US

Swaps de devises - - 136/100 US -

Pertes nettes realisees du

trimestre clos le 31 mars

2011(5) (43)$ (3)$ -$ (1)$

Dates d'echeance 2012-2017 2012-2013 2012-2014 2012-2015

---------------------------------------------

---------------------------------------------

(1) Tous les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction ont ete conclus a des fins de gestion des risques et sont

vises par les strategies, politiques et limites de gestion des risques

de la societe. Ils comprennent les instruments derives qui n'ont pas ete

designes en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles a la

comptabilite de couverture, mais qui ont ete conclus en tant que

couvertures economiques afin de gerer le risque de marche auquel la

societe est exposee.

(2) Les justes valeurs sont egales aux valeurs comptables.

(3) Au 31 decembre 2011.

(4) Les volumes pour les instruments derives lies a l'electricite et au gaz

naturel sont presentes respectivement en GWh et en Gpi3.

(5) Les montants nets des gains et des pertes realises et non realises sur

les instruments financiers derives detenus a des fins de transaction

utilises pour l'achat et la vente d'electricite et de gaz naturel sont

inclus dans les produits. Les gains et les pertes realises et non

realises sur les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction portant sur les taux d'interet et les taux de change sont

inclus respectivement dans les interets debiteurs et dans les interets

crediteurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non

realises sur les instruments financiers derives vises par des relations

de couverture de flux de tresorerie est initialement constatee dans les

autres elements du resultat etendu, puis elle est reclassee dans les

produits, les interets debiteurs ou les interets crediteurs et autres,

selon le cas, lorsque l'element couvert initial est regle.

(6) Toutes les relations de couverture sont designees en tant que

couvertures de flux de tresorerie, exception faite des instruments

financiers derives portant sur les taux d'interet qui sont designes en

tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de

13 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars

US au 31 decembre 2011. Les gains nets realises sur les couvertures de

la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2011, a 2 millions de

dollars, sont inclus dans les interets debiteurs. Au premier trimestre

de 2011, la societe n'a constate dans le benefice net aucun montant se

rapportant a une absence d'efficacite pour les couvertures de la juste

valeur.

(7) Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, le benefice net ne refletait

aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de

tresorerie abandonnees lorsqu'il etait probable que l'operation couverte

ne se produise pas. Aucun montant n'a ete exclu de l'evaluation de

l'efficacite des couvertures.

Presentation des instruments financiers derives au bilan

La juste valeur des instruments financiers derives presentes au bilan de la

societe s'etablit comme suit :

(non audite) 31 decembre

(en millions de dollars) 31 mars 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

A court terme

Autres actifs a court terme 503 361

Crediteurs (607) (485)

A long terme

Actifs incorporels et autres actifs 263 202

Montants reportes (403) (349)

------------------------------

------------------------------

Instruments derives vises par des operations de couverture des flux de

tresorerie

Les composantes des autres elements du resultat etendu liees aux instruments

derives vises par des operations de couverture des flux de tresorerie

s'etablissent comme suit :

Couvertures de flux de tresorerie

Trimestres clos les 31 mars Gaz

(non audite) Electricite Naturel Change Interet

(en millions de dollars,

avant les impots) 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Variation de la juste valeur

des instruments derives

constatee dans les autres

elements du resultat etendu

(partie efficace) (66) (55) (10) (11) (3) (6) - -

Reclassement des gains et

des pertes sur les

instruments derives du

cumul des autres elements

du resultat etendu au

benefice net (partie

efficace) 47 34 13 28 - - 6 9

Pertes sur les instruments

derives constatees dans le

benefice (partie

inefficace) (6) (2) (2) (1) - - - -

------------------------------------------------

------------------------------------------------

/T/

Les instruments derives qui ont pour objet de gerer le risque de marche comportent souvent des dispositions relatives a des assurances financieres qui permettent aux parties de gerer le risque de credit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un evenement lie au risque de credit devait se produire, tel que la revision a la baisse de la cote de credit de la societe a un niveau de categorie speculative. Compte tenu des contrats en place et des prix du marche au 31 mars 2012, la juste valeur totale de tous les instruments derives assortis de dispositions liees au risque de credit eventuel comportant un passif net etait est de 110 millions de dollars (86 millions de dollars en 2011), et la societe a fourni a ce titre des garanties de 53 millions de dollars (3 millions de dollars en 2011) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liees au risque de credit eventuel de ces contrats etaient declenchees au 31 mars 2012, la societe aurait ete tenue de fournir a ses contreparties des garanties supplementaires de 57 millions de dollars (83 millions de dollars en 2011). Des garanties peuvent aussi devoir etre fournies si la juste valeur des instruments derives est superieure a des seuils predefinis de risque contractuel. La societe dispose de suffisamment de liquidites sous forme d'encaisse et de marges de credit bancaires renouvelables confirmees et inutilisees pour faire face a ces obligations eventuelles, le cas echeant.

Hierarchie de la juste valeur

Les actifs et les passifs de la societe constates a la juste valeur sont classes dans l'une de trois categories en fonction de la hierarchie de la juste valeur.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau est determinee en fonction des prix cotes sur des marches actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels la societe avait acces a la date d'evaluation.

La juste valeur des instruments derives utilises pour gerer le risque lie aux fluctuations des taux de change et des taux d'interet compris dans les actifs et les passifs inclus dans le deuxieme niveau est determinee selon l'approche benefices. La juste valeur des produits de base pour l'electricite et le gaz compris dans les actifs et les passifs est determinee selon l'approche marche. Selon ces deux approches, l'evaluation est fondee sur une extrapolation des donnees, autres que les prix cotes inclus dans le premier niveau, pour lesquelles toutes les donnees sont observables directement ou indirectement. Ces donnees comprennent les taux de change publies, les taux d'interet, les courbes des swaps de taux d'interet, les courbes de rendement et les prix indiques par les fournisseurs externes de services de donnees. En presence d'une evolution des conditions du marche, des transferts entre le premier niveau et le deuxieme niveau auraient lieu. Pour le premier trimestre de 2012 et de 2011, il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxieme niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le troisieme niveau evaluee de facon recurrente est determinee selon l'approche marche en fonction de donnees qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'evaluation de la juste valeur en general. Les actifs et les passifs evalues a la juste valeur peuvent fluctuer entre le deuxieme niveau et le troisieme niveau selon la proportion de la valeur du contrat dont la duree se prolonge au-dela de la periode pour laquelle il est juge que les donnees sont observables. Lorsqu'ils approchent de leur echeance et que les donnees de marche observables deviennent disponibles, les contrats sont transferes du troisieme niveau au deuxieme niveau. Pour le premier trimestre de 2012 et de 2011, il n'y a eu aucun transfert entre le deuxieme niveau et le troisieme niveau.

Les operations a echeance eloignee visant des produits de base sur certains marches a faible liquidite sont incluses dans le troisieme niveau de la hierarchie de la juste valeur, puisque les prix des produits de base connexes ne sont pas facilement observables. Les prix de l'electricite a long terme sont estimes au moyen d'un outil de modelisation d'une tierce partie qui se fonde sur les caracteristiques d'exploitation des installations de production dans les marches sur lesquels la societe est presente. Les donnees du modele comprennent les mecanismes principaux du marche tels que les prix du combustible, les ajouts et les retraits a l'alimentation en energie, la demande d'electricite, les conditions hydrologiques saisonnieres et les contraintes de transport. A long terme, les prix du gaz naturel en Amerique du Nord sont fondes sur une perspective de l'offre et de la demande futures de gaz naturel ainsi que des couts d'exploration et de mise en valeur. La direction et le conseil d'administration passent periodiquement en revue les prix a long terme. Une baisse marquee des prix du combustible ou de la demande d'electricite ou de gaz naturel ou une augmentation de l'offre d'electricite ou de gaz naturel donnerait lieu a une evaluation inferieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisieme niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs de la societe determinee de facon recurrente, y compris les tranches a court terme et a long terme, est classee comme suit :

/T/

Prix cotes Autres Donnees

sur des donnees importantes

marches importantes non

actifs observables observables

(premier (deuxieme (troisieme

niveau) niveau) niveau) Total

--------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------

(non audite)

(en millions de Mars Dec. Mars Dec. Mars Dec. Mars Dec.

dollars, avant les 31 31 31 31 31 31 31 31

impots) 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Actifs lies aux

instruments

financiers

derives :

Contrats sur taux

d'interet - - 34 36 - - 34 36

Contrats de change - - 187 141 - - 187 141

Contrats sur

produits de base

pour

l'electricite - - 337 201 - - 337 201

Contrats sur

produits de base

pour le gaz 136 124 50 55 - - 186 179

Passifs lies aux

instruments

financiers

derives :

Contrats sur taux

d'interet - - (19) (23) - - (19) (23)

Contrats de change - - (84) (102) - - (84) (102)

Contrats sur

produits de base

pour

l'electricite - - (621) (454) (11) (15) (632) (469)

Contrats sur

produits de base

pour le gaz (228) (208) (25) (26) - - (253) (234)

Instruments

financiers non

derives :

Actifs disponibles a

la vente 34 23 - - - - 34 23

--------------------------------------------------------

(58) (61) (141) (172) (11) (15) (210) (248)

--------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------

Le tableau qui suit presente la variation nette dans la categorie de juste

valeur de troisieme niveau :

Trimestres clos les 31 mars Instruments derives(1)(2)

------------------------------

------------------------------

(non audite)

(en millions de dollars, avant les impots) 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Solde au 1er janvier (15) (8)

Nouveaux contrats - 1

Total des gains ou pertes inclus dans les

autres elements du resultat etendu 4 (6)

------------------------------

Solde au 31 mars (11) (13)

------------------------------

------------------------------

(1) La juste valeur des actifs et des passifs lies aux instruments derives

est presentee sur une base nette.

(2) Au 31 mars 2012, il n'y avait aucun gain non realise ni aucune perte non

realisee inclus dans le benefice net attribuable a des instruments

derives toujours detenus a la date du bilan (neant en 2011).

/T/

Une augmentation de 10 % ou une reduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables etant constantes, donnerait lieu respectivement a une baisse ou a une hausse de 10 millions de dollars de la juste valeur des instruments financiers derives compris dans le troisieme niveau et en vigueur au 31 mars 2012.

Autres risques

Les risques supplementaires auxquels la societe est exposee sont commentes dans le rapport de gestion figurant dans le rapport annuel 2011 de TransCanada. Ces risques demeurent essentiellement inchanges depuis le 31 decembre 2011.

Controles et procedures

Au 31 mars 2012, sous la supervision et avec la participation de la direction, y compris le president et chef de la direction et le chef des finances, il y a eu evaluation de l'efficacite des controles et procedures de communication de l'information de TransCanada dans le contexte des regles adoptees par les organismes de reglementation des valeurs mobilieres au Canada et par la SEC. Cette evaluation a permis au president et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de conclure que la conception et le fonctionnement des controles et procedures de communication de l'information de TransCanada etaient efficaces en fonction d'un niveau d'assurance raisonnable au 31 mars 2012.

Au cours du trimestre clos le 31 mars 2012, il ne s'est produit aucun changement dans le controle interne de TransCanada, a l'egard de la communication de l'information financiere, qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur le controle interne a l'egard de l'information financiere de TransCanada.

Perspectives

Depuis leur presentation, dans le rapport annuel 2011 de TransCanada, les perspectives generales de la societe au sujet des resultats pour 2012 seront legerement touchees par le retard dans la remise en service du reacteur 2 de Bruce Power au deuxieme trimestre de 2012. De plus, la demande reduite de gaz naturel et d'electricite en raison des temperatures plus elevees que la normale cumulee a une production de gaz naturel qui demeure forte aux Etats-Unis ont donne lieu a des stocks tres eleves et a des prix tres bas pour le gaz naturel, ce qui pourrait se repercuter sur les produits des gazoducs des Etats-Unis et les prix de l'electricite pour les installations energetiques au Canada et aux Etats-Unis. Les perspectives de la societe pour ce qui est des resultats pourraient par ailleurs etre touchees par l'incertitude et la resolution finale des questions entourant les prix des ventes de capacite dans l'Etat de New York et la resolution du differend au sujet de la CAE de Sundance A, ainsi qu'il est commente sous la rubrique "Faits nouveaux" du present rapport de gestion. Pour un complement d'information sur les perspectives, il y a lieu de consulter le rapport de gestion paraissant dans le rapport annuel 2011 de TransCanada.

Faits nouveaux

Gazoducs

Reseau principal au Canada

Demande de droits pour 2012-2013

Depuis le depot aupres de l'ONE d'une demande tarifaire detaillee en 2011, en vue de modifier la structure et les modalites de service du reseau principal au Canada, TransCanada collabore avec l'ONE et avec d'autres parties prenantes en transmettant de l'information prealablement a l'audience orale qui devrait se derouler de juin a septembre 2012 a Calgary. La decision de l'ONE devrait etre rendue vers la fin de 2012 ou le debut de 2013.

Expansion des installations de Marcellus

En novembre 2011, TransCanada a depose une demande modifiee concernant la construction de nouvelles installations pipelinieres pour approvisionner le Sud de l'Ontario en gaz naturel de la formation schisteuse de Marcellus et en janvier 2012, elle a repondu aux demandes de renseignements de l'ONE. Dans une lettre datee de fevrier 2012, l'ONE a fait savoir qu'il ne convoquerait pas d'audience pour examiner la demande et qu'il continuerait de l'etudier comme une demande ne necessitant pas la tenue d'une audience. Si le projet recevait l'approbation de l'ONE, la construction commencerait au debut de juillet 2012 et se terminerait en novembre 2012. Le cout en capital prevu du projet d'expansion des installations de Marcellus devrait avoisiner les 130 millions de dollars.

Appel de soumissions visant la nouvelle capacite du reseau principal

Devant prendre fin en mai 2012, l'appel de soumissions visant de la nouvelle capacite ("ASNC") sur le reseau principal au Canada porte sur la reception de l'approvisionnement supplementaire provenant de la formation schisteuse de Marcellus au point frontalier de Niagara ou de Chippawa, ainsi qu'a d'autres points de reception du reseau integre, pour l'acheminer a tous les points de livraison en aval de Parkway, notamment Iroquois/Waddington, GMi EDA et East Hereford. L'ASNC fait suite a l'interet manifeste par des expediteurs a l'egard d'une capacite supplementaire de transport garanti. Les mois de novembre 2013 et 2014 ont ete proposes pour le lancement du nouveau service de transport, sous reserve de l'obtention de toutes les approbations reglementaires requises.

Reseau de l'Alberta

Projets d'expansion

Au cours des quatre premiers mois de 2012, TransCanada a pratiquement acheve 10 projets pipeliniers distincts visant le reseau de l'Alberta, au cout approximatif de 600 millions de dollars.

Integration commerciale d'ATCO Pipelines

L'integration commerciale d'ATCO Pipelines ("ATCO") au reseau de l'Alberta s'est amorcee en octobre 2011. TransCanada continue de travailler avec ATCO pour recueillir des renseignements en vue de l'etape finale de l'integration, qui consiste en un echange d'actifs pipeliniers de valeur egale. Par consequent, le depot de la demande concernant l'approbation de cet echange, qui devait avoir lieu au premier trimestre de 2012, a ete retarde jusqu'au milieu de 2012.

Soumission relative au prolongement du gazoduc de Tamazunchale

Le contrat visant le projet de prolongement du gazoduc de Tamazunchale, au Mexique, d'une valeur approximative de 500 millions de dollars, a ete adjuge a TransCanada par la Comision Federal de Electricidad en fevrier 2012. Les contrats d'ingenierie, d'acquisition et de construction ont ete signes et les activites liees a la construction ont debute. Le gazoduc devrait etre mis en service au premier trimestre de 2014.

Projet de gazoduc de l'Alaska

Les producteurs du versant nord de l'Alaska (ExxonMobil, ConocoPhillips et BP) et TransCanada, par le truchement de sa participation dans le projet de gazoduc de l'Alaska, ont annonce en mars 2012 qu'ils se sont entendus quant au plan de travail visant la commercialisation des ressources gazieres du versant nord au moyen de l'option du gaz naturel liquefie ("GNL"). En conformite avec le permis delivre en vertu de la loi Alaska Gasline Inducement Act ("AGIA"), TransCanada a presente a l'Etat de l'Alaska une demande de modification du plan de projet en vue de mettre un frein aux travaux de "l'option Alberta". TransCanada espere ainsi preserver les actifs et reporter a octobre 2014 le depot devant la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC"), qui devait avoir lieu en octobre 2012 selon les dispositions actuelles du permis, le temps que l'evaluation preliminaire de l'option du GNL suive son cours.

Projet gazier Mackenzie

Les promoteurs du projet gazier Mackenzie ne sont pas parvenus a rendre definitives les conditions commerciales permettant de poursuivre la realisation du projet dans la conjoncture actuelle. Par consequent, les activites de projet ont ete suspendues. Les futures obligations financieres de TransCanada a l'egard de l'Aboriginal Pipeline Group pendant la periode de suspension devraient etre modiques.

Oleoducs

Projet de la cote du golfe

La societe a annonce en fevrier 2012 que la portion du projet Keystone XL visant le prolongement de l'oleoduc de Cushing jusqu'a la cote americaine du golfe du Mexique avait sa propre valeur independante sur le marche et qu'elle serait construite en tant que projet autonome et non pas dans le cadre du processus de demande de permis presidentiel. L'oleoduc de 36 pouces de diametre devrait etre construit au cout approximatif de 2,3 milliards de dollars US et, sous reserve de l'obtention des approbations reglementaires, sa mise en service devrait avoir lieu entre le milieu et la fin de 2013. En date du 31 mars 2012, une somme de 0,8 milliard de dollars US avait ete investie dans le projet. Est inclus dans le cout de 2,3 milliards de dollars US, le cout de 300 millions de dollars US du lateral de Houston, une canalisation laterale qui s'etendrait sur 76 km (47 milles) afin d'acheminer du petrole jusqu'a des raffineries de Houston.

Oleoduc Keystone XL

En fevrier toujours, TransCanada a fait parvenir une lettre au Departement d'Etat americain afin de l'informer de son intention de deposer dans un avenir rapproche une autre demande de permis presidentiel (permis transfrontalier) relativement au projet Keystone XL, visant plus particulierement la portion allant de la frontiere canado-americaine, dans le Montana, jusqu'a Steele City, au Nebraska. TransCanada a precise dans sa lettre qu'une fois le trace pipelinier determine, elle ferait parvenir au Departement d'Etat un trace de rechange au Nebraska. La demande comprendra le trace deja examine dans le Montana et le Dakota du Sud. L'examen environnemental du projet Keystone XL, qui s'est etale sur plus de trois ans, est le processus le plus exhaustif mene jusqu'ici pour un pipeline transfrontalier. Etant donne l'ampleur des travaux d'examen, TransCanada s'attend a ce que le permis transfrontalier soit traite dans les meilleurs delais et a ce qu'une decision soit rendue une fois que le nouveau trace aura ete determine dans le Nebraska.

Une loi promulguee au Nebraska, puis edictee par le gouverneur de l'Etat un peu plus tot en avril permet maintenant a TransCanada d'engager a nouveau le dialogue avec le departement de la qualite de l'environnement ("DQE") de l'Etat et ainsi, de continuer a collaborer pour determiner un trace pour Keystone XL qui evite la region des Sandhills. Des traces de rechange et un trace privilegie ont ete presentes au DQE le 18 avril 2012. Le DQE doit maintenant assurer la surveillance des processus d'appel de commentaires publics et d'examen pendant que TransCanada s'efforce de determiner un trace de rechange detaille.

Le cout en capital de Keystone XL est evalue a 5,3 milliards de dollars US. De ce montant, 1,5 milliard de dollars US avaient ete investis en date du 31 mars 2012. La difference sera investie d'ici la date de mise en service du prolongement, soit d'ici la fin de 2014 ou le debut de 2015.

Terminal de Keystone a Hardisty

En mars 2012, TransCanada a tenu un appel de soumissions dans le but d'obtenir des engagements executoires a l'appui du projet de terminal de Keystone a Hardisty. Le projet visant deux millions de barils a Hardisty, en Alberta, offrira une nouvelle infrastructure pipeliniere aux producteurs de l'Ouest canadien et leur permettra d'acceder au reseau d'oleoducs Keystone. TransCanada passe presentement en revue les resultats de l'appel de soumissions. Le terminal de Keystone a Hardisty devrait etre mis en exploitation vers la fin de 2014 ou le debut de 2015.

Energie

Bruce Power

En mars 2012, la Commission canadienne de surete nucleaire a accorde a Bruce Power l'autorisation de mettre en marche le reacteur 2, ce qui a mis fin aux etapes de construction et de mise en service du projet. Le reacteur 2 produit presentement de la vapeur tandis que les dernieres verifications de securite sont effectuees. Les activites de mise en exploitation commerciale du reacteur 2 devraient debuter au deuxieme trimestre de 2012. Les travaux de mise en service du reacteur 1 etant en cours, Bruce Power s'attend a ce que l'exploitation commerciale de ce reacteur s'amorce vers le milieu du troisieme trimestre de 2012. Selon les previsions, la quote-part revenant a TransCanada du cout en capital net total sera d'environ 2,4 milliards de dollars.

Conformement aux modalites de l'accord de remise a neuf de Bruce Power ("ARNBP"), Bruce A recoit de l'OEO des paiements de soutien dont le montant correspond a la difference entre les prix fixes prevus aux termes de l'ARNBP et les prix sur le marche au comptant. Cette disposition particuliere prenant fin le 1er juillet 2012, toute la production de Bruce A sera assujettie apres cette date aux prix sur le marche au comptant, jusqu'a ce que les reacteurs 1 et 2 entrent en exploitation commerciale.

Sundance A

L'audience d'arbitrage du differend engendre par les allegations de force majeure et de destruction economique a Sundance A a commence le 9 avril 2012 et devrait prendre fin en mai 2012. TransCanada s'attend a une decision vers le milieu de 2012.

TransCanada a continue de constater les produits et les couts, car elle considere qu'il s'agit d'une interruption de l'approvisionnement conformement aux modalites de la CAE. La societe ne croit pas que les allegations de TransAlta repondent aux criteres de force majeure ou de destruction stipules dans la CAE; aussi a-t-elle inscrit un BAIIA de 30 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2012 et de 188 millions de dollars depuis le debut de l'interruption. Le resultat de tout processus d'arbitrage n'est jamais certain, TransCanada est cependant d'avis que le differend sera regle en sa faveur. La societe prevoit que la valeur comptable non amortie au 31 mars 2012, soit 74 millions de dollars relativement a la CAE de Sundance A figurant dans les actifs incorporels et autres actifs, demeure entierement recuperable aux termes de la CAE, quel que soit le resultat du processus d'arbitrage.

Ravenswood

Les prix au comptant visant les ventes de capacite sur le marche de la zone J de la ville de New York ont augmente au premier trimestre de 2012 par rapport au dernier exercice, en raison surtout du contexte cree par la hausse des taux associes a la courbe de la demande, qui ont ete rajustes a la fin du troisieme trimestre de 2011, et par les nouvelles regles adoptees par le New York Independent System Operator ("NYISO"), qui ont modifie la maniere d'evaluer la capacite sur ce marche.

En 2011, TransCanada et d'autres parties ont depose aupres de la FERC des plaintes officielles au sujet de l'application des regles d'etablissement des prix. Ces plaintes sont encore en instance. Les decisions qui seront rendues a l'egard de ces plaintes et l'incidence de ce qu'il en decoulera a long terme sur Ravenswood ne sont pas connues.

Renseignements sur les actions

Au 24 avril 2012, TransCanada avait 704 millions d'actions ordinaires emises et en circulation et 22 millions d'actions privilegiees de serie 1, 14 millions d'actions privilegiees de serie 3 et 14 millions d'actions privilegiees de serie 5 emises et en circulation pouvant etre converties en respectivement 22 millions d'actions privilegiees de serie 2, 14 millions d'actions privilegiees de serie 4 et 14 millions d'actions privilegiees de serie 6. En outre, la societe avait en circulation 9 millions d'options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 5 millions d'options qui pouvaient etre exercees au 24 avril 2012.

Principales donnees financieres trimestrielles consolidees (1)

/T/

(non audite) 2012 2011 2010

--------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------

(en millions de

dollars, sauf les

montants par

action) T1 T4 T3 T2 T1 T4 T3 T2

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Produits 1 911 1 967 1 987 1 797 1 868 1 675 1 776 1 616

Benefice net

attribuable aux

participations

assurant le

controle 366 390 399 367 425 277 393 290

Donnees sur les

actions

Benefice net par

action

De base 0,50 $ 0,53 $ 0,55 $ 0,50 $ 0,59 $ 0,38 $ 0,55 $ 0,41 $

Dilue 0,50 $ 0,53 $ 0,55 $ 0,50 $ 0,59 $ 0,37 $ 0,55 $ 0,41 $

Dividendes declares

par action

ordinaire 0,44 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,42 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $

--------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------

(1) Les principales donnees financieres trimestrielles consolidees ont ete

etablies selon les PCGR des Etats-Unis et presentees en dollars CA.

/T/

Facteurs influant sur l'information financiere trimestrielle

Dans le secteur des gazoducs, qui est principalement constitue des participations de la societe dans des gazoducs reglementes et des installations de stockage de gaz naturel reglementees, les produits annuels, le BAII et le benefice net fluctuent a long terme en fonction des decisions des organismes de reglementation et des reglements negocies avec les expediteurs. En regle generale, les produits et le benefice net sont relativement stables d'un trimestre a l'autre au cours d'un meme exercice et les fluctuations decoulent d'ajustements constates par suite de decisions des organismes de reglementation et de reglements negocies avec les expediteurs, de fluctuations saisonnieres du debit a court terme des pipelines aux Etats-Unis ainsi que d'acquisitions, de desinvestissements et d'elements hors du cours normal de l'exploitation.

Pour le secteur des oleoducs, qui est principalement constitue de la participation de la societe dans le reseau d'oleoducs Keystone, le resultat repose surtout sur les engagements contractuels visant la capacite garantie faisant l'objet d'engagements contractuels, qui ne dependent pas des livraisons reelles. Les produits, le BAII et le benefice net sont relativement stables d'un trimestre a l'autre au cours du meme exercice et les fluctuations decoulent des arrets d'exploitation prevus et imprevus ainsi que de modifications des volumes transportes sur le marche au comptant et des droits connexes imputes. Les volumes transportes sur le marche au comptant dependent de la demande des clients, des prix du marche, des arrets d'exploitation prevus et imprevus pour les raffineries, installations terminales et pipelines ainsi que de circonstances hors du cours normal de l'exploitation.

Dans le secteur de l'energie, principalement constitue des participations de la societe dans des centrales electriques et dans des installations de stockage de gaz naturel non reglementees, les produits, le BAII et le benefice net fluctuent d'un trimestre a l'autre en raison des conditions climatiques saisonnieres, de la demande des consommateurs, des prix du marche, des prix de capacite, des arrets d'exploitation prevus et imprevus, ainsi que d'acquisitions, de desinvestissements, de certains ajustements de la juste valeur et d'elements hors du cours normal de l'exploitation.

/T/

Les principaux faits nouveaux ayant influe sur le BAII et le benefice net

des huit derniers trimestres s'etablissent comme suit :

-- Au premier trimestre de 2012, le BAII comprenait des pertes realisees

nettes de 22 millions de dollars avant les impots (11 millions de

dollars apres les impots) decoulant de certaines activites de gestion

des risques.

-- Au quatrieme trimestre de 2011, le BAII ne tenait pas compte des gains

non realises nets de 9 millions de dollars avant les impots (11 millions

de dollars apres les impots) decoulant de certaines activites de gestion

des risques.

-- Au troisieme trimestre de 2011, le BAII du secteur de l'energie tenait

compte de l'incidence favorable des prix plus forts pour les

installations energetiques de l'Ouest. Le BAII comprenait des pertes non

realisees nettes de 43 millions de dollars avant les impots (30 millions

de dollars apres les impots) decoulant de certaines activites de gestion

des risques.

-- Au deuxieme trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs

comprenait le resultat supplementaire de Guadalajara, mis en service en

juin 2011. Le BAII du secteur de l'energie comprenait le resultat

supplementaire de Coolidge, mis en service en mai 2011. Le BAII

comprenait des pertes nettes non realisees de 3 millions de dollars

avant les impots (2 millions de dollars apres les impots) decoulant de

certaines activites de gestion des risques.

-- Au premier trimestre de 2011, le BAII du secteur des gazoducs comprenait

le resultat supplementaire de Bison, mis en service en janvier 2011. Le

secteur des oleoducs a commence a constater le BAII pour Wood

River/Patoka et le prolongement du reseau d'oleoducs Keystone jusqu'a

Cushing en fevrier 2011. Le BAII comprenait des pertes non realisees

nettes de 19 millions de dollars avant les impots (12 millions de

dollars apres les impots) decoulant de certaines activites de gestion

des risques.

-- Au quatrieme trimestre de 2010, le BAII du secteur des gazoducs

affichait un recul en raison de la constatation d'une provision au titre

de l'evaluation de 146 millions de dollars avant les impots (127

millions de dollars apres les impots) relativement aux avances a

l'Aboriginal Pipeline Group dans le cadre du projet gazier Mackenzie. Le

BAII du secteur de l'energie comprenait l'apport de la deuxieme phase du

projet eolien de Kibby, qui est entree en service en octobre 2010, et

des gains non realises nets de 46 millions de dollars avant les impots

(29 millions de dollars apres les impots) decoulant de certaines

activites de gestion des risques.

-- Au troisieme trimestre de 2010, le BAII du secteur des gazoducs a

augmente en raison de la constatation, sur neuf mois, d'un resultat

supplementaire lie au reglement sur les besoins en produits du reseau de

l'Alberta pour la periode de 2010 a 2012, ce qui a fait augmenter le

benefice net de 33 millions de dollars. Le BAII du secteur de l'energie

comprenait l'apport de la centrale de Halton Hills, qui est entree en

service en septembre 2010, et la perte non realisee nette de 1 million

de dollars avant les impots (1 million de dollars apres les impots)

decoulant de certaines activites de gestion des risques.

-- Au deuxieme trimestre de 2010, le BAII du secteur de l'energie ne tenait

pas compte des gains non realises nets de 16 millions de dollars avant

les impots (11 millions de dollars apres les impots) decoulant de

certaines activites de gestion des risques. Le benefice net tient compte

d'une diminution de 58 millions de dollars apres les impots puisque des

pertes ont ete constatees en 2010 comparativement aux gains inscrits en

2009 decoulant des instruments derives portant sur les taux de change et

les taux d'interet qui n'etaient pas admissibles a la comptabilite de

couverture et de la conversion des soldes du fonds de roulement libelles

en dollars US.

Etat consolide condense des resultats

Trimestres clos les 31 mars 2011

(non audite) Ajuste

(en millions de dollars canadiens, sauf les

montants par action) 2012 (note 1)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Produits

Gazoducs 1 085 1 062

Oleoducs 259 135

Energie 567 671

------------------------------

1 911 1 868

Benefice tire des participations

comptabilisees a la valeur de consolidation 60 121

Charges d'exploitation et autres charges

Couts d'exploitation des centrales et autres 707 609

Achats de produits de base revendus 179 238

Amortissement 344 320

------------------------------

1 230 1 167

------------------------------

Charges financieres (produits financiers)

Interets debiteurs 242 211

Interets crediteurs et autres (31) (30)

------------------------------

211 181

------------------------------

Benefice avant les impots sur le benefice 530 641

------------------------------

Charge d'impots

Exigibles 56 106

Futurs 73 74

------------------------------

129 180

------------------------------

Benefice net 401 461

Benefice net attribuable aux participations

sans controle 35 36

------------------------------

Benefice net attribuable aux participations

assurant le controle 366 425

Dividendes sur les actions privilegiees 14 14

------------------------------

Benefice net attribuable aux actionnaires

ordinaires 352 411

------------------------------

------------------------------

Benefice net par action ordinaire

De base et dilue 0,50 $ 0,59 $

------------------------------

------------------------------

Dividendes declares par action ordinaire 0,44 $ 0,42 $

------------------------------

------------------------------

Nombre moyen pondere d'actions ordinaires (en

millions)

De base 704 698

Dilue 705 699

------------------------------

------------------------------

Se reporter aux notes afferentes aux etats financiers consolides condenses.

Etat consolide condense du resultat etendu

Trimestres clos les 31 mars 2011

(non audite) Ajuste

(en millions de dollars canadiens) 2012 (note 1)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Benefice net 401 461

------------------------------

Autres elements du resultat etendu, deduction

faite des impots sur le benefice

Variation des gains et des pertes de

conversion sur les investissements dans des

etablissements etrangers(1) (107) (116)

Variation de la juste valeur des instruments

derives pour couvrir les investissements nets

dans des etablissements etrangers(2) 38 49

Variation de la juste valeur des instruments

derives designes en tant que couvertures de

flux de tresorerie(3) (45) (53)

Reclassement dans le benefice net de gains et

de pertes sur les instruments derives

designes en tant que couvertures de flux de

tresorerie(4) 45 48

Reclassement dans le benefice net de (gains

actuariels) pertes actuarielles et du cout

des prestations au titre des services passes

des regimes de retraite et autres regimes

d'avantages complementaires de retraite(5) 10 2

Autres elements du resultat etendu des

participations comptabilisees a la valeur de

consolidation(6) 5 2

------------------------------

Autres elements du resultat etendu (54) (68)

------------------------------

Resultat etendu 347 393

Resultat etendu attribuable aux participations

sans controle 18 21

------------------------------

Resultat etendu attribuable aux participations

assurant le controle 329 372

Dividendes sur les actions privilegiees 14 14

------------------------------

Resultat etendu attribuable aux actionnaires

ordinaires 315 358

------------------------------

------------------------------

(1) Deduction faite d'une charge d'impots de 22 millions de dollars pour le

trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 29 millions de

dollars en 2011).

(2) Deduction faite d'une charge d'impots de 11 millions de dollars pour le

trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 19 millions de

dollars en 2011).

(3) Deduction faite d'un recouvrement d'impots de 34 millions de dollars

pour le trimestre clos le 31 mars 2012 (recouvrement d'impots de 19

millions de dollars en 2011).

(4) Deduction faite d'une charge d'impots de 21 millions de dollars pour le

trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 25 millions de

dollars en 2011).

(5) Deduction faite d'un recouvrement d'impots de 4 millions de dollars pour

le trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 1 million de

dollars en 2011).

(6) Se rapporte principalement au reclassement dans le benefice net de

pertes actuarielles au titre des regimes de retraite et autres regimes

d'avantages posterieurs complementaires de retraite et de gains et de

pertes sur les instruments derives designes en tant que couvertures de

flux de tresorerie, annules en partie par la variation des gains et des

pertes sur les instruments derives designes en tant que couvertures de

flux de tresorerie, deduction faite d'une charge d'impots de 1 million

de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 1

million de dollars en 2011).

Se reporter aux notes afferentes aux etats financiers consolides condenses.

Etat consolide condense des flux de tresorerie

Trimestres clos les 31 mars 2011

(non audite) Ajuste

(en millions de dollars canadiens) 2012 (note 1)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Flux de tresorerie lies a l'exploitation

Benefice net 401 461

Amortissement 344 320

Impots reportes 73 74

Benefice tire des participations

comptabilisees a la valeur de consolidation (60) (121)

Distributions recues sur les participations

comptabilisees a la valeur de consolidation 53 65

Charges au titre des avantages sociaux futurs

superieures (inferieures) a la capitalisation 7 (3)

Autres 23 19

(Augmentation) diminution du fonds de

roulement d'exploitation (169) 19

------------------------------

Rentrees nettes liees aux activites

d'exploitation 672 834

------------------------------

Activites d'investissement

Depenses en immobilisations (464) (567)

Participations comptabilisees a la valeur de

consolidation (216) (151)

Montants reportes et autres (7) 65

------------------------------

Sorties nettes liees aux activites

d'investissement (687) (653)

------------------------------

Activites de financement

Dividendes sur les actions ordinaires et

privilegiees (310) (200)

Distributions versees aux participations sans

controle (33) (27)

Billets a payer (rembourses) emis, montant net (46) 134

Titres d'emprunt a long terme emis, deduction

faite des frais d'emission 492 -

Reduction de la dette a long terme (548) (321)

Actions ordinaires emises 14 21

------------------------------

Sorties nettes liees aux activites de

financement (431) (393)

------------------------------

Incidence des variations du taux de change sur

la tresorerie et les equivalents de

tresorerie (12) (12)

------------------------------

Diminution de la tresorerie et des equivalents

de tresorerie (458) (224)

------------------------------

Tresorerie et equivalents de tresorerie

Au debut de la periode 654 660

------------------------------

Tresorerie et equivalents de tresorerie

A la fin de la periode 196 436

------------------------------

------------------------------

Se reporter aux notes afferentes aux etats financiers consolides condenses.

Bilan consolide condense

31 decembre

2011

(non audite) 31 mars Ajuste

(en millions de dollars canadiens) 2012 (note 1)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

ACTIF

Actif a court terme

Tresorerie et equivalents de tresorerie 196 654

Debiteurs 1 067 1 094

Stocks 239 248

Autres 1 235 1 114

------------------------------

2 737 3 110

Immobilisations corporelles, deduction faite

de l'amortissement cumule de respectivement

15 657 $ et 15 406 $ 32 175 32 467

Participations comptabilisees a la valeur de

consolidation 5 298 5 077

Ecart d'acquisition 3 472 3 534

Actifs reglementaires 1 655 1 684

Actifs incorporels et autres actifs 1 558 1 466

------------------------------

46 895 47 338

------------------------------

------------------------------

PASSIF

Passif a court terme

Billets a payer 1 787 1 863

Crediteurs 2 146 2 359

Interets courus 360 365

Tranche de la dette a long terme echeant a

moins de un an 424 935

------------------------------

4 717 5 522

Passifs reglementaires 309 297

Montants reportes 974 929

Passifs d'impots reportes 3 664 3 591

Dette a long terme 17 973 17 724

Billets subordonnes de rang inferieur 998 1 016

------------------------------

28 635 29 079

CAPITAUX PROPRES

Actions ordinaires sans valeur nominale 12 026 12 011

Emises et en circulation : 31 mars 2012 - 704

million d'actions

31 decembre 2011 -

704 million

d'actions

Actions privilegiees 1 224 1 224

Surplus d'apport 379 380

Benefices non repartis 4 670 4 628

Cumul des autres elements du resultat etendu (1 486) (1 449)

------------------------------

Participations assurant le controle 16 813 16 794

Participations sans controle 1 447 1 465

------------------------------

Capitaux propres 18 260 18 259

------------------------------

46 895 47 338

------------------------------

------------------------------

Eventualites et garanties (note 8)

Se reporter aux notes afferentes aux etats financiers consolides condenses.

Etat consolide condense du cumul des autres elements du resultat etendu

Ajustements des

regimes de

retraite et

(non audite) Couvertures avantages

(en millions de dollars Ecart de de flux de complementaires

canadiens) conversion tresorerie de retraite Total

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Solde au 31 decembre 2011 (643) (281) (525) (1 449)

Variation des gains et

des pertes de conversion

sur les investissements

dans des etablissements

etrangers(1) (90) - - (90)

Variation de la juste

valeur des instruments

derives pour couvrir les

investissements nets

dans des etablissements

etrangers(2) 38 - - 38

Variation de la juste

valeur des instruments

derives designes en tant

que couvertures de flux

de tresorerie(3) - (45) - (45)

Reclassement dans le

benefice net de gains et

de pertes sur les

instruments derives

designes en tant que

couvertures de flux de

tresorerie se rapportant

a des periodes

anterieures (4)(5) - 45 - 45

Reclassement de pertes

actuarielles et du cout

des prestations au titre

des services passes des

regimes de retraite et

regimes d'avantages

complementaires de

retraite(6) - - 10 10

Autres elements du

resultat etendu des

participations

comptabilisees a la

valeur de

consolidation(7) - 1 4 5

---------------------------------------------------

Solde au 31 mars 2012 (695) (280) (511) (1 486)

---------------------------------------------------

---------------------------------------------------

Ajustements des

regimes de

(non audite) retraite et

(Ajuste note 1) Couvertures avantages

(en millions de dollars Ecart de de flux de complementaires

canadiens) conversion tresorerie de retraite Total

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Solde au 31 decembre 2010 (683) (194) (366) (1 243)

Variation des gains et

des pertes de conversion

sur les investissements

dans des etablissements

etrangers(1) (98) - - (98)

Variation de la juste

valeur des instruments

derives pour couvrir les

investissements nets

dans des etablissements

etrangers(2) 49 - - 49

Variation de la juste

valeur des instruments

derives designes en tant

que couvertures de flux

de tresorerie(3) - (54) - (54)

Reclassement dans le

benefice net de gains et

de pertes sur les

instruments derives

designes en tant que

couvertures de flux de

tresorerie se rapportant

a des periodes

anterieures (4)(5) - 46 - 46

Reclassement de pertes

actuarielles et du cout

des prestations au titre

des services passes des

regimes de retraite et

regimes d'avantages

complementaires de

retraite(6) - - 2 2

Autres elements du

resultat etendu des

participations

comptabilisees a la

valeur de

consolidation(7) - (2) 4 2

---------------------------------------------------

Solde au 31 mars 2011 (732) (204) (360) (1 296)

---------------------------------------------------

---------------------------------------------------

(1) Deduction faite d'une charge d'impots de 22 millions de dollars et de

pertes liees aux participations sans controle de 17 millions de dollars

pour le trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 29 millions

de dollars; perte de 18 millions de dollars en 2011).

(2) Deduction faite d'une charge d'impots de 11 millions de dollars pour le

trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 19 millions de

dollars en 2011).

(3) Deduction faite d'un recouvrement d'impots de 34 millions de dollars et

de pertes liees aux participations sans controle de neant pour le

trimestre clos le 31 mars 2012 (recouvrement d'impots de 19 millions de

dollars; gain de 1 million de dollars en 2011).

(4) Deduction faite d'une charge d'impots de 21 millions de dollars et de

pertes liees aux participations sans controle de neant pour le trimestre

clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 25 millions de dollars; gain de

2 millions de dollars en 2011).

(5) Les pertes liees aux couvertures de flux de tresorerie declarees dans le

cumul des autres elements du resultat etendu qui devraient etre

reclassees dans le benefice net au cours des 12 prochains mois sont

evaluees a 197 millions de dollars (120 millions de dollars apres les

impots). Ces estimations presument que le prix des produits de base, les

taux d'interet et les taux de change demeureront constants; cependant,

les montants reclasses varieront en fonction de la valeur reelle de ces

facteurs a la date du reglement.

(6) Deduction faite d'un recouvrement d'impots de 4 millions de dollars pour

le trimestre clos le 31 mars 2012 (charge d'impots de 1 million de

dollars en 2011).

(7) Se rapporte principalement au reclassement dans le benefice net de

pertes actuarielles au titre des regimes de retraite et autres regimes

d'avantages complementaires de retraite, du reclassement dans le

benefice net de gains et de pertes sur les instruments derives designes

en tant que couvertures de flux de tresorerie, annules en partie par la

variation des gains et des pertes sur les instruments derives designes

en tant que couvertures de flux de tresorerie, deduction faite d'une

charge d'impots de 1 million de dollars pour le trimestre clos le 31

mars 2012 (charge d'impots de 1 million de dollars en 2011).

Se reporter aux notes afferentes aux etats financiers consolides condenses.

Etats consolide condense des capitaux propres

Trimestres clos les 31 mars 2011

(non audite) Ajuste

(en millions de dollars canadiens) 2012 (note 1)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires

Solde au debut de la periode 12 011 11 745

Actions emises aux termes du regime de

reinvestissement des dividendes - 93

Produit de l'emission d'actions a l'exercice

d'options sur actions 15 21

------------------------------

Solde a la fin de la periode 12 026 11 859

------------------------------

Actions privilegiees

------------------------------

Solde au debut de la periode 1 224 1 224

------------------------------

Surplus d'apport

Solde au debut de la periode 380 349

Exercice d'options sur actions, deduction

faite des frais d'emission (1) -

------------------------------

Solde a la fin de la periode 379 349

------------------------------

Benefices non repartis

Solde au debut de la periode 4 628 4 273

Benefice net attribuable aux participations

assurant le controle 366 425

Dividendes sur les actions ordinaires (310) (294)

Dividendes sur les actions privilegiees (14) (14)

------------------------------

Solde a la fin de la periode 4 670 4 390

------------------------------

Cumul des autres elements du resultat etendu

Solde au debut de la periode (1 449) (1 243)

Autres elements du resultat etendu (37) (53)

------------------------------

Solde a la fin de la periode (1 486) (1 296)

------------------------------

------------------------------

Capitaux propres attribuables aux

participations assurant le controle 16 813 16 526

------------------------------

Capitaux propres attribuables aux

participations sans controle

Solde au debut de la periode 1 465 1 157

Benefice net attribuable aux participations

sans controle 35 36

Autres elements du resultat etendu attribuable

aux participations sans controle (17) (15)

Distributions versees aux participations sans

controle (33) (27)

Autres (3) (2)

------------------------------

Solde a la fin de la periode 1 447 1 149

------------------------------

Total des capitaux propres 18 260 17 675

------------------------------

------------------------------

Se reporter aux notes afferentes aux etats financiers consolides condenses.

/T/

Notes afferentes aux etats financiers consolides

(non audite)

1. Regles de presentation

Les presents etats financiers consolides condenses de TransCanada Corporation ("TransCanada" ou la "societe") ont ete dresses par la direction conformement aux principes comptables generalement reconnus des Etats-Unis ("PCGR des Etats-Unis"). Les chiffres comparatifs, qui etaient anterieurement presentes conformement aux principes comptables generalement reconnus du Canada ainsi qu'il est defini dans la Partie V du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agrees ("PCGR du Canada"), ont ete ajustes au besoin afin d'etre conformes aux politiques de la societe conformement aux PCGR des Etats-Unis. Les montants ajustes au titre des PCGR des Etats-Unis presentes dans les presents etats financiers consolides condenses pour le trimestre clos le 31 mars 2011 sont les memes que ceux qui ont ete anterieurement presentes par la societe dans le rapprochement avec les PCGR des Etats-Unis du 31 mars 2011. Les montants ajustes en date du 31 decembre 2011 sont les memes que ceux presentes dans la note 25 afferente aux etats financiers consolides audites de 2011 de TransCanada inclus dans le rapport annuel 2011 de TransCanada. Les conventions comptables utilisees sont conformes a celles qui sont definies dans le rapport annuel 2011 de TransCanada, exception faite de ce qui est decrit a la note 2, qui presente les principales conventions comptables de la societe qui ont ete modifiees en raison de l'adoption des PCGR des Etats-Unis. Les termes abreges qui ne sont pas definis dans le present rapport de gestion ont le sens qui leur est donne dans le glossaire faisant partie du rapport annuel 2011 de TransCanada.

Ces etats financiers consolides condenses tiennent compte de tous les ajustements recurrents habituels, qui, de l'avis de la direction, sont requis pour refleter la situation financiere et les resultats d'exploitation des periodes respectives. Les presents etats financiers consolides condenses ne comprennent pas toutes les informations devant etre fournies dans les etats financiers annuels, et ils doivent etre lus a la lumiere des etats financiers consolides audites de 2011 compris dans le rapport annuel 2011 de TransCanada. Certains chiffres comparatifs ont ete reclasses pour etre conformes a la presentation de la periode a l'etude.

Les resultats des periodes intermediaires pourraient ne pas refleter les resultats de l'exercice dans le secteur des gazoducs de la societe en raison des fluctuations saisonnieres du debit a court terme des pipelines aux Etats-Unis. De plus, les resultats des periodes intermediaires pourraient ne pas refleter les resultats de l'exercice dans le secteur de l'energie de la societe en raison de l'incidence des conditions meteorologiques saisonnieres sur la demande des consommateurs, les prix des marches pour certaines des participations de la societe dans des centrales electriques et des installations de stockage de gaz non reglementees.

Recours a des estimations et jugements

Pour dresser les etats financiers, TransCanada doit avoir recours a des estimations et a des hypotheses qui influent sur le montant et le moment de la constatation des actifs, passifs, produits et charges, puisque la determination de ces postes peut dependre d'evenements futurs. La societe a recours a l'information la plus recente et elle fait preuve d'un degre eleve de jugement pour etablir ces estimations et hypotheses. De l'avis de la direction, ces etats financiers consolides condenses ont ete convenablement dresses en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la societe resumees ci-apres.

2. Modifications de conventions comptables

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

Principes de consolidation

Les etats financiers consolides condenses comprennent les comptes de TransCanada et de ses filiales. La societe consolide sa participation dans des entites sur lesquelles elle peut exercer un controle. Dans la mesure ou il existe des participations detenues par d'autres parties, les participations des autres parties sont incluses dans les participations sans controle. TransCanada suit la methode de la comptabilisation a la valeur de consolidation pour comptabiliser les coentreprises sur lesquelles la societe peut exercer un controle conjoint et les participations dans des societes sur lesquelles elle est en mesure d'exercer une influence notable. TransCanada constate sa quote-part des participations indivises dans certains actifs.

Stocks

Les stocks, qui se composent principalement de matieres et de fournitures, y compris les pieces de rechange, le combustible et les stocks de gaz naturel, sont comptabilises au cout moyen pondere ou a la valeur du marche, selon le moins eleve des deux montants.

Impots sur le benefice

La societe applique la methode du report d'impots variable pour comptabiliser les impots sur le benefice. Cette methode exige la constatation des actifs et des passifs d'impots reportes au titre des incidences fiscales futures des ecarts entre la valeur comptable des actifs et des passifs existants, dans les etats financiers, et leur valeur fiscale respective. Les actifs et les passifs d'impots reportes sont evalues au moyen des taux d'imposition en vigueur a la date du bilan qui sont censes s'appliquer aux benefices imposables des exercices au cours desquels les ecarts temporaires devraient etre soit recouvres, soit regles. Les variations de ces soldes sont imputees aux resultats de l'exercice au cours duquel elles surviennent, sauf pour ce qui est des variations des soldes lies au reseau principal au Canada, au reseau de l'Alberta et a Foothills, qui sont reportees jusqu'a ce qu'elles soient remboursees ou recuperees par le truchement de la tarification, ainsi que le permet l'ONE.

Dans le cas des benefices non repartis des etablissements etrangers, la societe ne constitue pas de provision pour les impots canadiens, puisqu'elle n'entend pas rapatrier ces benefices dans un avenir previsible.

Regimes d'avantages sociaux et autres

La societe offre a ses employes des regimes de retraite a prestations determinees ("regimes PD"), des regimes a cotisations determinees ("regimes CD"), un regime d'epargne et d'autres regimes d'avantages complementaires de retraite. Les cotisations versees par la societe aux regimes CD et au regime d'epargne sont passees en charges dans l'exercice au cours duquel elles sont engagees. Le cout des prestations que les employes recoivent dans le cadre des regimes PD et des autres regimes complementaires de retraite est etabli par calculs actuariels suivant la methode de repartition au prorata des services et suivant les estimations les meilleures faites par la direction relativement au rendement prevu des placements des regimes de retraite, a la progression des salaires, a l'age de depart a la retraite des employes et aux couts prevus des soins de sante.

Les actifs des regimes PD sont evalues a leur juste valeur. Le taux de rendement prevu des actifs des regimes PD est determine au moyen de valeurs liees au marche en fonction de la valeur d'une moyenne mobile sur cinq ans pour tous les actifs des regimes PD. Les couts au titre des services passes sont amortis sur la duree residuelle moyenne prevue d'activite des employes. Les ajustements decoulant des modifications apportees aux regimes sont amortis selon la methode de l'amortissement lineaire, sur la duree moyenne residuelle d'activite des employes actifs a la date de la modification. La societe constate dans son bilan le montant de surcapitalisation ou le deficit de capitalisation de ses regimes PD en tant qu'actif ou que passif et comptabilise les variations de la situation de capitalisation dans l'exercice au cours duquel elles surviennent par voie des autres elements du resultat etendu. Les gains actuariels nets ou les pertes actuarielles nettes qui excedent 10 % de l'obligation au titre des prestations constituees ou de la valeur liee au marche des actifs des regimes PD, selon le plus eleve des deux montants, le cas echeant, sont sortis du cumul des autres elements du resultat etendu en etant amortis sur la duree moyenne residuelle d'activite des employes actifs. Pour certaines activites reglementees, les montants des avantages complementaires de retraite peuvent etre recouvres par le truchement de la tarification au fur et a mesure de la capitalisation des avantages. La societe comptabilise les gains et les pertes non constates ou les variations des hypotheses actuarielles liees a ces regimes d'avantages complementaires de retraite en tant qu'actifs ou que passifs reglementaires. Les actifs ou passifs reglementaires sont amortis selon la methode de l'amortissement lineaire sur la duree residuelle moyenne d'activite des employes actifs. Lorsque la restructuration d'un regime d'avantages donne lieu a une compression et a un reglement, la compression est comptabilisee avant le reglement.

La societe offre aux employes des regimes d'encouragement de duree moyenne, aux termes desquels des paiements sont verses aux employes admissibles. Les charges liees a ces regimes d'encouragement sont comptabilisees selon la methode de la comptabilite d'exercice. Aux termes de ces regimes, les avantages deviennent acquis lorsque certaines conditions sont respectees, notamment l'emploi continu de l'employe durant une periode determinee et la realisation de certains objectifs de rendement precis pour la societe.

Couts de transaction lies a la dette a long terme

Les couts de transaction sont definis comme les couts differentiels directement attribuables a l'acquisition, a l'emission ou a la cession d'un instrument financier. La societe constate les couts de transaction lies a la dette a long terme en tant qu'actifs reportes et elle amortit ces couts selon la methode du taux d'interet effectif, exception faite de ceux lies aux gazoducs reglementes au Canada, qui continuent d'etre amortis selon la methode de l'amortissement lineaire conformement aux dispositions des mecanismes de tarification.

Garanties

La societe constate la juste valeur de certaines garanties au moment de leur prise d'effet. La juste valeur de ces garanties est evaluee par actualisation des flux de tresorerie que la societe devrait engager si elle avait recours a des lettres de credit plutot qu'a des garanties. Les garanties sont constatees en tant qu'augmentation des immobilisations corporelles ou des participations comptabilisees a la valeur de consolidation ou elles sont imputees au benefice net, avec l'inscription d'un passif correspondant dans les montants reportes.

Modifications de conventions comptables pour 2012

Evaluation a la juste valeur

Le 1er janvier 2012, la societe a adopte l'Accounting Standard Update ("ASU") sur les evaluations a la juste valeur publie par le Financial Accounting Standards Board ("FASB"). L'adoption de l'ASU a donne lieu a des informations qualitatives et quantitatives accrues au sujet des evaluations de troisieme niveau.

Actifs incorporels - Ecart d'acquisition et autres

Le 1er janvier 2012, la societe a adopte l'ASU publie par le FASB pour l'evaluation de l'ecart d'acquisition pour determiner s'il y a perte de valeur. L'adoption de l'ASU a donne lieu a une modification de convention comptable liee a l'evaluation de l'ecart d'acquisition pour determiner s'il y a perte de valeur, puisque la societe peut desormais, aux termes des PCGR des Etats-Unis, evaluer d'abord les facteurs qualitatifs qui influent sur la juste valeur d'une unite d'exploitation comparativement au montant comptable dans le but de determiner si elle doit effectuer le test de depreciation de l'ecart d'acquisition en deux etapes.

Modifications comptables futures

Compensation dans le bilan

En decembre 2011, le FASB a publie une recommandation modifiee visant a rehausser les obligations d'information pour permettre aux utilisateurs d'etats financiers d'evaluer l'incidence ou l'incidence potentielle des accords de compensation sur la situation financiere d'une entreprise. Les modifications donnent lieu a la presentation d'informations plus detaillees en exigeant des informations supplementaires sur les instruments financiers et les instruments derives qui font l'objet d'une compensation conformement aux PCGR des Etats-Unis en vigueur ou d'un accord de compensation cadre executoire. Cette recommandation s'applique pour les periodes annuelles ouvertes a compter du 1er janvier 2013. L'adoption de ces modifications devrait donner lieu a la presentation d'informations plus detaillees au sujet des instruments financiers faisant l'objet d'une compensation tel qu'il est decrit dans les modifications en question.

/T/

3. Informations sectorielles

Trimestre clos

les 31 mars Siege

(non audite) Gazoducs Oleoducs(1) Energie social Total

(en millions de

dollars

canadiens) 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Produits 1 085 1 062 259 135 567 671 - - 1 911 1 868

Benefice tire

des

participations

comptabilisees

a la valeur de

consolidation 46 43 - - 14 78 - - 60 121

Couts

d'exploitation

des centrales

et autres

couts (406) (332) (86) (36) (186) (217) (29) (24) (707) (609)

Achats de

produits de

base revendus - - - - (179) (238) - - (179) (238)

Amortissement (232) (228) (36) (23) (73) (66) (3) (3) (344) (320)

-------------------------------------------------------------

493 545 137 76 143 228 (32) (27) 741 822

-----------------------------------------------

-----------------------------------------------

Interets

debiteurs (242) (211)

Interets

crediteurs et

autres 31 30

--------------

Benefice avant

les impots sur

le benefice 530 641

--------------

Charge d'impots (129) (180)

--------------

Benefice net 401 461

Benefice net

attribuable

aux

participations

sans controle (35) (36)

--------------

Benefice net

attribuable

aux

participations

assurant le

controle 366 425

Dividendes sur

les actions

privilegiees (14) (14)

--------------

Benefice net

attribuable

aux

actionnaires

ordinaires 352 411

--------------

--------------

(1) Depuis fevrier 2011, TransCanada comptabilise le resultat lie aux

installations de Wood River/Patoka et au prolongement Cushing de

Keystone.

Total de l'actif

(non audite) 31 decembre

(en millions de dollars canadiens) 31 mars 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Gazoducs 22 813 23161

Oleoducs 9 378 9440

Energie 13 675 13269

Siege social 1 029 1468

------------------------------

46 895 338

------------------------------

------------------------------

/T/

4. Impots sur le benefice

Au 31 mars 2012, l'avantage fiscal non constate total de positions fiscales incertaines est d'environ 56 millions de dollars (52 millions de dollars au 31 decembre 2011). TransCanada impute aux charges d'impots l'interet et les penalites lies aux incertitudes en matiere de fiscalite. Les charges fiscales nettes du trimestre clos le 31 mars 2012 comprennent 1 million de dollars au titre de l'interet et neant au titre des penalites (1 million de dollars au titre de l'interet et neant au titre des penalites au 31 mars 2011). Au 31 mars 2012, la societe avait constate 8 millions de dollars au titre de l'interet et neant au titre des penalites (7 millions de dollars au titre de l'interet et neant au titre des penalites au 31 decembre 2011).

Les taux d'imposition effectifs pour les trimestres clos les 31 mars 2012 et 2011 etaient de respectivement 24 % et 28 %. Le taux d'interet effectif inferieur en 2012 decoule de la reduction du taux d'imposition canadien prevu par la loi, de la modification de la proportion du benefice genere entre les juridictions canadiennes et etrangeres et des ajustements fiscaux favorables en 2012.

TransCanada prevoit que la mise en vigueur de certaines lois fiscales federales canadiennes aura lieu au cours des 12 prochains mois, ce qui devrait donner lieu a un ajustement favorable des impots sur les benefices d'environ 22 millions de dollars. D'autre part, sous reserve des resultats des travaux de verification par les autorites fiscales et d'autres modifications legislatives, TransCanada ne prevoit pas, au cours des 12 prochains mois, apporter d'autres ajustements aux economies d'impots non comptabilisees qui auraient une incidence importante sur ses etats financiers.

5. Dette a long terme

Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, la societe a capitalise des interets de 74 millions de dollars (97 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2011) relativement aux projets d'investissement.

En janvier 2012, TransCanada PipeLine USA Ltd. a rembourse le solde du capital de 500 millions de dollars US sur son emprunt a terme de cinq ans.

En mars 2012, TransCanada PipeLines Limited a emis des billets de premier rang echeant en 2015 et comportant un taux interet de 0,875 % pour une valeur de 500 millions de dollars US.

6. Avantages complementaires de retraite

La charge nette au titre des regimes de retraite a prestations determinees et des autres regimes d'avantages complementaire de retraite de la societe se presente comme suit :

/T/

Autres regimes

d'avantages

Trimestres clos les 31 mars complementaires de

(non audite) Regimes de retraite retraite

(en millions de dollars canadiens) 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Cout des services 16 14 1 -

Interets debiteurs 23 23 2 2

Rendement prevu des actifs des

regimes (28) (28) - -

Amortissement de la perte

actuarielle 5 3 - -

Amortissement de l'actif

reglementaire 5 4 - -

----------------------------------------

Cout net constate au titre des

avantages 21 16 3 2

----------------------------------------

----------------------------------------

/T/

7. Instruments financiers et gestion des risques

Investissement net dans des etablissements etrangers autonomes

La societe a recours a des titres d'emprunt, a des swaps de devises, a des contrats de change a terme et a des options de change libelles en dollars US pour couvrir son investissement net dans des etablissements etrangers autonomes apres les impots. Au 31 mars 2012, la societe avait designe en tant que couverture de son investissement net des titres d'emprunt libelles en dollars US ayant une valeur comptable de 10,4 milliards de dollars (10,4 milliards de dollars US) et une juste valeur de 12,9 milliards de dollars (12,9 milliards de dollars US). Au 31 mars 2012, un montant de 97 millions de dollars (79 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les autres actifs a court terme, un montant de 83 millions de dollars (66 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les actifs incorporels et les autres actifs, un montant de 4 millions de dollars (15 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les crediteurs et un montant de 30 millions de dollars (41 millions de dollars au 31 decembre 2011) a ete inclus dans les montants reportes pour la juste valeur des contrats a terme et des swaps utilises pour couvrir l'investissement net en dollars US de la societe dans des etablissements etrangers.

Instruments derives utilises comme couvertures de l'investissement net dans des etablissements etrangers autonomes

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

/T/

31 mars 2012 31 decembre 2011

Montant Montant

Actif (passif) nominal nominal

(non audite) Juste ou en Juste ou en

(en millions de dollars canadiens) valeur(1) capital valeur(1) capital

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Swaps de devises en dollars US

(echeant de 2012 a 2019)(2) 128 4 150 US 93 3 850 US

Contrats de change a terme en

dollars US

(echeant en 2012) 18 1 165 US (4) 725 US

----------------------------------------

146 5 315 US 89 4 575 US

----------------------------------------

----------------------------------------

(1) Les justes valeurs sont egales aux valeurs comptables.

(2) Le benefice net consolide du premier trimestre de 2012 comprenait des

gains realises nets de 7 millions de dollars (gains de 5 millions de

dollars en 2011) lies a l'interet se rapportant aux reglements de swaps

de devises.

Sommaire des instruments financiers non derives

La valeur comptable et la juste valeur des instruments financiers non

derives s'etablissent comme suit :

31 mars 2012 31 decembre 2011

(non audite)

(en millions de dollars Valeur Juste Valeur Juste

canadiens) comptable(1) valeur(2) comptable(1) valeur(2)

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Actifs financiers

Tresorerie et equivalents de

tresorerie 196 196 654 654

Debiteurs et autres(3) 1 326 1 369 1 359 1 403

Actifs disponibles a la

vente(3) 34 34 23 23

----------------------------------------------

1 556 1 599 2 036 2 080

----------------------------------------------

----------------------------------------------

Passifs financiers(4)

Billets a payer 1 787 1 787 1 863 1 863

Crediteurs et montants

reportes(5) 1 016 1 016 1 329 1 329

Interets courus 360 360 365 365

Dette a long terme 18 397 23 313 18 659 23 757

Billets subordonnes de rang

inferieur 998 1 031 1 016 1 027

----------------------------------------------

22 558 27 507 23 232 28 341

----------------------------------------------

----------------------------------------------

(1) Constates au cout apres amortissement, exception faite d'un montant de

350 millions de dollars US (350 millions de dollars US au 31 decembre

2011) au titre de la dette a long terme qui est constate a la juste

valeur. Cette dette constatee a la juste valeur de facon recurrente est

classee dans la categorie de juste valeur de deuxieme niveau selon

l'approche benefices en fonction des taux d'interet des fournisseurs

externes de services de donnees.

(2) L'evaluation de la juste valeur des actifs et des passifs financiers

constatee au cout apres amortissement pour laquelle la juste valeur

n'est pas egale a la valeur comptable serait incluse dans le deuxieme

niveau de la hierarchie de la juste valeur selon l'approche benefices en

fonction des taux d'interet des fournisseurs externes de services de

donnees.

(3) Au 31 mars 2012, le bilan consolide condense comprenait des actifs

financiers de 1 068 millions de dollars (1 094 millions de dollars au 31

decembre 2011) dans les debiteurs, de 33 millions de dollars (41

millions de dollars au 31 decembre 2011) dans les autres actifs a court

terme et de 259 millions de dollars (247 millions de dollars au 31

decembre 2011) dans les actifs incorporels et autres actifs.

(4) Le benefice net consolide au premier trimestre de 2012 comprenait des

pertes de 15 millions de dollars (9 millions de dollars en 2011) en

raison d'ajustements de la juste valeur lies a des swaps de taux

d'interet visant 350 millions de dollars US (350 millions de dollars US

en 2011) de la dette a long terme. Il n'y avait aucun autre gain non

realise ni aucune autre perte non realisee au titre des ajustements de

la juste valeur des instruments financiers non derives.

(5) Au 31 mars 2012, le bilan consolide condense comprenait des passifs

financiers de 886 millions de dollars (1 192 millions de dollars au 31

decembre 2011) dans les crediteurs et de 130 millions de dollars (137

millions de dollars au 31 decembre 2011) dans les montants reportes.

Sommaire des instruments financiers derives

Les renseignements sur les instruments financiers derives de la societe,

exclusion faite des couvertures de l'investissement net de la societe dans

des etablissements etrangers autonomes, s'etablissent comme suit :

31 mars 2012

(non audite)

(en millions de dollars

canadiens, sauf indication Gaz

contraire) Electricite naturel Change Interets

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Instruments financiers derives

detenus a des fins de

transaction(1)

Justes valeurs(2)

Actifs 314 $ 189 $ 9 $ 19 $

Passifs (329)$ (232)$ (13)$ (19)$

Valeurs nominales

Volumes(3)

Achats 31 088 104 - -

Ventes 29 851 76 - -

En dollars CA - - - 684

En dollars US - - 1 476 US 250 US

Swaps de devises - - 47/37 US -

(Pertes) gains net(te)s non

realise(e)s du trimestre clos le

31 mars 2012(4) (7)$ (14)$ 6 $ - $

Gains (pertes) net(te)s

realise(e)s du trimestre clos le

31 mars 2012(4) 15 $ (10)$ 9 $ - $

Dates d'echeance 2012-2016 2012-2016 2012 2012-2016

Instruments financiers derives

faisant l'objet de relations de

couverture(5)(6)

Justes valeurs(2)

Actifs 40 $ - $ - $ 15 $

Passifs (321)$ (23)$ (39)$ - $

Valeurs nominales

Volumes(3)

Achats 21 455 6 - -

Ventes 8 704 - - -

En dollars US - - 42 US 350 US

Swaps de devises - - 136/100 US -

(Pertes) gains net(te)s

realise(e)s du trimestre clos le

31 mars 2012(4) (32)$ (6)$ - $ 1 $

Dates d'echeance

2012-2017 2012-2013 2012-2014 2013-2015

-------------------------------------------

-------------------------------------------

(1) Tous les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction ont ete conclus a des fins de gestion des risques et sont

vises par les strategies, politiques et limites de gestion des risques

de la societe. Ils comprennent les instruments derives qui n'ont pas ete

designes en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles a la

comptabilite de couverture, mais qui ont ete conclus en tant que

couvertures economiques afin de gerer le risque de marche auquel la

societe est exposee.

(2) Les justes valeurs sont egales aux valeurs comptables.

(3) Les volumes pour les instruments derives lies a l'electricite et au gaz

naturel sont presentes respectivement en GWh et en Gpi3.

(4) Les montants nets des gains et des pertes realises et non realises sur

les instruments financiers derives detenus a des fins de transaction

utilises pour l'achat et la vente d'electricite et de gaz naturel sont

inclus dans les produits. Les gains et les pertes realises et non

realises sur les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction portant sur les taux d'interet et les taux de change sont

inclus respectivement dans les interets debiteurs et dans les interets

crediteurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non

realises sur les instruments financiers derives vises par des relations

de couverture de flux de tresorerie est initialement constatee dans les

autres elements du resultat etendu, puis elle est reclassee dans les

produits, les interets debiteurs ou les interets crediteurs et autres,

selon le cas, lorsque l'element couvert initial est regle.

(5) Toutes les relations de couverture sont designees en tant que

couvertures de flux de tresorerie, exception faite des instruments

financiers derives portant sur les taux d'interet qui sont designes en

tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de

15 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars

US. Les gains nets realises sur les couvertures de la juste valeur pour

le trimestre clos le 31 mars 2012, a 2 millions de dollars, sont inclus

dans les interets debiteurs. Au premier trimestre de 2012, la societe

n'a constate dans le benefice net aucun montant se rapportant a une

absence d'efficacite pour les couvertures de la juste valeur.

(6) Pour le trimestre clos le 31 mars 2012, le benefice net ne refletait

aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de

tresorerie abandonnees lorsqu'il etait probable que l'operation couverte

ne se produise pas. Aucun montant n'a ete exclu de l'evaluation de

l'efficacite des couvertures.

2011

(non audite)

(en millions de dollars

canadiens, sauf indication Gaz

contraire) Electricite naturel Change Interets

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Instruments financiers derives

detenus a des fins de

transaction(1)

Justes valeurs(2)(3)

Actifs 185 $ 176 $ 3 $ 22 $

Passifs (192)$ (212)$ (14)$ (22)$

Valeurs nominales(3)

Volumes(4)

Achats 21 905 103 - -

Ventes 21 334 82 - -

En dollars CA - - - 684

En dollars US - - 1 269 US 250 US

Swaps de devises - - 47/37 US -

(Pertes) gains net(te)s non

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2011(5) (1)$ (16) $ 2 $ (1) $

(Pertes) gains net(te)s

realise(e)s du trimestre clos

le 31 mars 2011(5) (1)$ (26) $ 21 $ 1 $

Dates d'echeance 2012-2016 2012-2016 2012 2012-2016

Instruments financiers derives

faisant l'objet de relations de

couverture(6)(7)

Justes valeurs(2)(3)

Actifs 16 $ 3 $ - $ 13 $

Passifs (277)$ (22)$ (38)$ (1)$

Valeurs nominales(3)

Volumes(4)

Achats 17 188 8 - -

Ventes 8 061 - - -

En dollars US - - 73 US 600 US

Swaps de devises - - 136/100 US -

Pertes nettes realisees du

trimestre clos le 31 mars

2011(5) (43)$ (3)$ -$ (1)$

Dates d'echeance 2012-2017 2012-2013 2012-2014 2012-2015

--------------------------------------------

--------------------------------------------

(1) Tous les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction ont ete conclus a des fins de gestion des risques et sont

vises par les strategies, politiques et limites de gestion des risques

de la societe. Ils comprennent les instruments derives qui n'ont pas ete

designes en tant que couvertures ou qui ne sont pas admissibles a la

comptabilite de couverture, mais qui ont ete conclus en tant que

couvertures economiques afin de gerer le risque de marche auquel la

societe est exposee.

(2) Les justes valeurs sont egales aux valeurs comptables.

(3) Au 31 decembre 2011.

(4) Les volumes pour les instruments derives lies a l'electricite et au gaz

naturel sont presentes respectivement en GWh et en Gpi3.

(5) Les montants nets des gains et des pertes realises et non realises sur

les instruments financiers derives detenus a des fins de transaction

utilises pour l'achat et la vente d'electricite et de gaz naturel sont

inclus dans les produits. Les gains et les pertes realises et non

realises sur les instruments financiers derives detenus a des fins de

transaction portant sur les taux d'interet et les taux de change sont

inclus respectivement dans les interets debiteurs et dans les interets

crediteurs et autres. La tranche efficace des gains et des pertes non

realises sur les instruments financiers derives vises par des relations

de couverture de flux de tresorerie est initialement constatee dans les

autres elements du resultat etendu, puis elle est reclassee dans les

produits, les interets debiteurs ou les interets crediteurs et autres,

selon le cas, lorsque l'element couvert initial est regle.

(6) Toutes les relations de couverture sont designees en tant que

couvertures de flux de tresorerie, exception faite des instruments

financiers derives portant sur les taux d'interet qui sont designes en

tant que couvertures de la juste valeur comportant une juste valeur de

13 millions de dollars et une valeur nominale de 350 millions de dollars

US au 31 decembre 2011. Les gains nets realises sur les couvertures de

la juste valeur pour le trimestre clos le 31 mars 2011, a 2 millions de

dollars, sont inclus dans les interets debiteurs. Au premier trimestre

de 2011, la societe n'a constate dans le benefice net aucun montant se

rapportant a une absence d'efficacite pour les couvertures de la juste

valeur.

(7) Pour le trimestre clos le 31 mars 2011, le benefice net ne refletait

aucun gain ni aucune perte au titre des couvertures de flux de

tresorerie abandonnees lorsqu'il etait probable que l'operation couverte

ne se produise pas. Aucun montant n'a ete exclu de l'evaluation de

l'efficacite des couvertures.

Presentation des instruments financiers derives au bilan

La juste valeur des instruments financiers derives presentes au bilan de la

societe s'etablit comme suit :

(non audite) 31 decembre

(en millions de dollars) 31 mars 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

A court terme

Autres actifs a court terme 503 361

Crediteurs (607) (485)

A long terme

Actifs incorporels et autres actifs 263 202

Montants reportes (403) (349)

------------------------------

------------------------------

Instruments derives vises par des operations de couverture des flux de

tresorerie

Les composantes des autres elements du resultat etendu liees aux instruments

derives vises par des operations de couverture des flux de tresorerie

s'etablissent comme suit :

Couvertures de flux de tresorerie

Trimestres clos les 31 mars Gaz

(non audite) Electricite Naturel Change Interet

(en millions de dollars

canadiens, avant les

impots) 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Variation de la juste valeur

des instruments derives

constatee dans les autres

elements du resultat etendu

(partie efficace) (66) (55) (10) (11) (3) (6) - -

Reclassement des gains et

des pertes sur les

instruments derives du

cumul des autres elements

du resultat etendu au

benefice net (partie

efficace) 47 34 13 28 - - 6 9

Pertes sur les instruments

derives constatees dans le

benefice (partie

inefficace) (6) (2) (2) (1) - - - -

------------------------------------------------

------------------------------------------------

/T/

Les instruments derives qui ont pour objet de gerer le risque de marche comportent souvent des dispositions relatives a des assurances financieres qui permettent aux parties de gerer le risque de credit. Ces dispositions pourraient exiger que des garanties soient fournies si un evenement lie au risque de credit devait se produire, tel que la revision a la baisse de la cote de credit de la societe a un niveau de categorie speculative. Compte tenu des contrats en place et des prix du marche au 31 mars 2012, la juste valeur totale de tous les instruments derives assortis de dispositions liees au risque de credit eventuel comportant un passif net etait est de 110 millions de dollars (86 millions de dollars en 2011), et la societe a fourni a ce titre des garanties de 53 millions de dollars (3 millions de dollars en 2011) dans le cours normal des affaires. Si les dispositions liees au risque de credit eventuel de ces contrats etaient declenchees au 31 mars 2012, la societe aurait ete tenue de fournir a ses contreparties des garanties supplementaires de 57 millions de dollars (83 millions de dollars en 2011). Des garanties peuvent aussi devoir etre fournies si la juste valeur des instruments derives est superieure a des seuils predefinis de risque contractuel. La societe dispose de suffisamment de liquidites sous forme d'encaisse et de lignes de credit bancaires renouvelables confirmees et inutilisees pour faire face a ces obligations eventuelles, le cas echeant.

Hierarchie de la juste valeur

Les actifs et les passifs de la societe constates a la juste valeur sont classes dans l'une de trois categories en fonction de la hierarchie de la juste valeur.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le premier niveau est determinee en fonction des prix cotes sur des marches actifs pour des actifs et des passifs identiques auxquels la societe avait acces a la date d'evaluation.

La juste valeur des instruments derives utilises pour gerer le risque lie aux fluctuations des taux de change et des taux d'interet compris dans les actifs et les passifs inclus dans le deuxieme niveau est determinee selon l'approche benefices. La juste valeur des produits de base pour l'electricite et le gaz compris dans les actifs et les passifs est determinee selon l'approche marche. Selon ces deux approches, l'evaluation est fondee sur une extrapolation des donnees, autres que les prix cotes inclus dans le premier niveau, pour lesquelles toutes les donnees sont observables directement ou indirectement. Ces donnees comprennent les taux de change publies, les taux d'interet, les courbes des swaps de taux d'interet, les courbes de rendement et les prix indiques par les fournisseurs externes de services de donnees. En presence d'une evolution des conditions du marche, des transferts entre le premier niveau et le deuxieme niveau auraient lieu. Pour le premier trimestre de 2012 et de 2011, il n'y a eu aucun transfert entre le premier niveau et le deuxieme niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs inclus dans le troisieme niveau evaluee de facon recurrente est determinee selon l'approche marche en fonction de donnees qui ne sont pas observables mais qui sont importantes pour l'evaluation de la juste valeur en general. Les actifs et les passifs evalues a la juste valeur peuvent fluctuer entre le deuxieme niveau et le troisieme niveau selon la proportion de la valeur du contrat dont la duree se prolonge au-dela de la periode pour laquelle il est juge que les donnees sont observables. Lorsqu'ils approchent de leur echeance et que les donnees de marche observables deviennent disponibles, les contrats sont transferes du troisieme niveau au deuxieme niveau. Pour le premier trimestre de 2012 et de 2011, il n'y a eu aucun transfert entre le deuxieme niveau et le troisieme niveau.

Les operations a echeance eloignee visant des produits de base sur certains marches a faible liquidite sont incluses dans le troisieme niveau de la hierarchie de la juste valeur, puisque les prix des produits de base connexes ne sont pas facilement observables. Les prix de l'electricite a long terme sont estimes au moyen d'un outil de modelisation d'une tierce partie qui se fonde sur les caracteristiques d'exploitation des installations de production dans les marches sur lesquels la societe est presente. Les donnees du modele comprennent les mecanismes principaux du marche tels que les prix du combustible, les ajouts et les retraits a l'alimentation en energie, la demande d'electricite, les conditions hydrologiques saisonnieres et les contraintes de transport. A long terme, les prix du gaz naturel en Amerique du Nord sont fondes sur une perspective de l'offre et de la demande futures de gaz naturel ainsi que des couts d'exploration et de mise en valeur. La direction et le conseil d'administration passent periodiquement en revue les prix a long terme. Une baisse marquee des prix du combustible ou de la demande d'electricite ou de gaz naturel ou une augmentation de l'offre d'electricite ou de gaz naturel donnerait lieu a une evaluation inferieure de la juste valeur des contrats inclus dans le troisieme niveau.

La juste valeur des actifs et des passifs de la societe determinee de facon recurrente, y compris les tranches a court terme et a long terme, est classee comme suit :

/T/

Prix cotes Autres Donnees

sur des donnees importantes

marches importantes non

actifs observables observables

(premier (deuxieme (troisieme

niveau) niveau) niveau) Total

--------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------

(non audite)

(en millions de Mars Dec. Mars Dec. Mars Dec. Mars Dec.

dollars canadiens, 31 31 31 31 31 31 31 31

avant les impots) 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

----------------------------------------------------------------------------

----------------------------------------------------------------------------

Actifs lies aux

instruments

financiers

derives :

Contrats sur taux

d'interet - - 34 36 - - 34 36

Contrats de change - - 187 141 - - 187 141

Contrats sur

produits de base

pour

l'electricite - - 337 201 - - 337 201

Contrats sur

produits de base

pour le gaz 136 124 50 55 - - 186 179

Passifs lies aux

instruments

financiers

derives :

Contrats sur taux

d'interet - - (19) (23) - - (19) (23)

Contrats de change - - (84) (102) - - (84) (102)

Contrats sur

produits de base

pour

l'electricite - - (621) (454) (11) (15) (632) (469)

Contrats sur

produits de base

pour le gaz (228) (208) (25) (26) - - (253) (234)

Instruments

financiers non

derives :

Actifs disponibles

a la vente 34 23 - - - - 34 23

--------------------------------------------------------

(58) (61) (141) (172) (11) (15) (210) (248)

--------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------

Le tableau qui suit presente la variation nette dans la categorie de juste

valeur de troisieme niveau :

Trimestres clos les 31 mars Instruments derives(1)(2)

------------------------------

------------------------------

(non audite)(en millions de dollars canadiens,

avant les impots) 2012 2011

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Solde au 1er janvier (15) (8)

Nouveaux contrats - 1

Total des gains ou pertes inclus dans les

autres elements du resultat etendu 4 (6)

------------------------------

Solde au 31 mars (11) (13)

------------------------------

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(1) La juste valeur des actifs et des passifs lies aux instruments derives

est presentee sur une base nette.

(2) Au 31 mars 2012, il n'y avait aucun gain non realise ni aucune perte non

realisee inclus dans le benefice net attribuable a des instruments

derives toujours detenus a la date du bilan (neant en 2011).

/T/

Une augmentation de 10 % ou une reduction de 10 % des prix des produits de base, toutes les autres variables etant constantes, donnerait lieu respectivement a une baisse ou a une hausse de 10 millions de dollars de la juste valeur des instruments financiers derives compris dans le troisieme niveau et en vigueur au 31 mars 2012.

8. Eventualites et garanties

TransCanada et ses filiales sont l'objet de diverses actions en justice, procedures d'arbitrage et poursuites dans le cadre de leurs activites courantes. Bien qu'il ne soit pas possible de predire avec certitude le resultat final de ces procedures et poursuites, la direction estime que leur reglement n'aura pas de consequences importantes sur la situation financiere consolidee ni sur les resultats d'exploitation consolides de la societe.

Les montants recus au cours d'une annee civile conformement au mecanisme de prix plancher pour Bruce B doivent etre rembourses si le prix mensuel moyen sur le marche au comptant est superieur au prix plancher. Pour ce qui est de 2012, TransCanada prevoit actuellement que les prix sur le marche au comptant seront inferieurs au prix plancher pour le reste de l'annee et, par consequent, aucun des montants inscrits dans les produits pour le premier trimestre de 2012 ne devrait etre rembourse.

CAE de Sundance A

L'audience d'arbitrage du differend engendre par les allegations de force majeure et destruction economique a Sundance A a commence le 9 avril 2012 et devrait prendre fin en mai 2012. TransCanada s'attend a une decision vers le milieu de 2012.

TransCanada a continue de constater les produits et les couts, car elle considere qu'il s'agit d'une interruption de l'approvisionnement conformement aux modalites de la CAE. La societe ne croit pas que les allegations du proprietaire repondent aux criteres de force majeure ou de destruction stipules dans la CAE, aussi a-t-elle inscrit un benefice avant impots de 30 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2012 et de 188 millions de dollars depuis le debut de l'interruption. Le resultat de tout processus d'arbitrage n'est jamais certain. TransCanada est cependant d'avis que le differend sera regle en sa faveur. La societe prevoit que la valeur comptable non amortie au 31 mars 2012, soit 74 millions de dollars relativement a la CAE de Sundance A figurant dans les actifs incorporels et autres actifs, demeure entierement recuperable aux termes de la CAE, quel que soit le resultat du processus d'arbitrage.

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 financieres conditionnelles de Bruce B relativement aux conventions de ventes d'electricite, a un contrat de location et aux services contractuels. La duree des garanties varie de 2018 a perpetuite. En outre, TransCanada et BPC ont individuellement garanti solidairement la moitie de certaines obligations financieres conditionnelles liees a l'entente conclue avec l'Office de l'electricite de l'Ontario et prevoyant la remise en etat et en service des reacteurs de Bruce A. Les garanties echoient en 2018 et 2019. La quote-part de TransCanada du risque eventuel decoulant des garanties de Bruce A et de Bruce B etait evaluee a 831 millions de dollars au 31 mars 2012. La juste valeur de ces garanties de Bruce Power au 31 mars 2012 est evaluee a 30 millions de dollars. Le risque de la societe aux termes de certaines de ces garanties est illimite.

Outre les garanties pour Bruce Power, la societe et ses associes dans certaines des entites qu'elle detient en partie ont soit (i) conjointement ou solidairement, (ii) conjointement ou (iii) solidairement garanti la performance financiere de ces entites, principalement dans le contexte du reacheminement du gaz naturel, des paiements dans le cadre de CAE et du paiement des obligations. Au 31 mars 2012, la quote-part estimative de TransCanada a l'egard du risque eventuel decoulant des garanties variait de 136 millions de dollars a un maximum de 494 millions de dollars. La juste valeur de ces garanties etait evaluee a 80 millions de dollars au 31 mars 2012 et elle a ete incluse dans les montants reportes. Pour certaines de ces entites, tout paiement effectue par TransCanada, au titre des garanties precitees, superieur a la quote-part de la societe compte tenu de son degre de participation sera rembourse par ses associes.

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