Le Lézard
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TransCanada annonce les résultats du deuxième trimestre; le conseil déclare un dividende de 0,32 $ par action



CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 27 juillet 2006) - TransCanada (TSX:TRP) (NYSE:TRP)

Points saillants des résultats du deuxième trimestre de 2006

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

- Le bénéfice net découlant des activités poursuivies pour le deuxième trimestre de 2006 s'est établi à 244 millions de dollars (0,50 $ par action).

- Les fonds provenant de l'exploitation du deuxième trimestre de 2006 ont totalisé 539 millions de dollars.

- Le conseil d'administration a déclaré un dividende de 0,32 $ par action.

TransCanada Corporation a annoncé aujourd'hui que le bénéfice net et le bénéfice net découlant des activités poursuivies (résultat net) du deuxième trimestre de 2006 s'est établi à 244 millions de dollars (0,50 $ par action), comparativement à 200 millions de dollars (0,41 $ par action) au deuxième trimestre de 2005. L'accroissement provient surtout de la hausse marquée du résultat net du secteur de l'énergie et de la baisse des charges nettes du secteur du siège social, annulées en partie par le recul du résultat net du secteur des pipelines. Le résultat net du deuxième trimestre de 2006 comprend 33 millions de dollars en économies d'impôts futurs (23 millions de dollars pour le secteur de l'énergie et 10 millions de dollars pour le secteur du siège social) provenant de la réduction des taux fédéraux et provinciaux d'imposition des sociétés au Canada ainsi qu'un gain de 13 millions de dollars après les impôts lié à la vente de la participation de commandité que détenait TransCanada dans Northern Border Partners, L.P. Le résultat net du deuxième trimestre de 2005 comprenait 13 millions de dollars ayant trait à 2004 liés à la décision rendue par l'Office national de l'énergie en avril 2005 au sujet de la deuxième phase de la demande tarifaire de 2004 pour le réseau principal au Canada. Si l'on ne tient pas compte de ces éléments, le résultat net du deuxième trimestre de 2006 a augmenté de 11 millions de dollars (0,02 $ par action) comparativement à celui du deuxième trimestre de 2005.

Pour le semestre terminé le 30 juin 2006, le résultat net de TransCanada s'est chiffré à 489 millions de dollars (1,00 $ par action), comparativement à 432 millions de dollars (0,89 $ par action) pour la même période en 2005. Outre les éléments susmentionnés, le résultat net du semestre terminé le 30 juin 2006 comprend un règlement de 18 millions de dollars après les impôts reçu à la suite de la faillite d'un ancien expéditeur du réseau de Gas Transmission Northwest et le résultat net du semestre terminé le 30 juin 2005 comprenait un gain de 49 millions de dollars après les impôts à la vente des parts ordinaires de TC PipeLines, LP. Si l'on ne tient pas compte de tous les éléments susmentionnés, le résultat net du semestre terminé le 30 juin 2006 s'est accru de 55 millions de dollars (0,11 $ par action), comparativement à celui de la même période en 2005.

Le bénéfice net du semestre terminé le 30 juin 2006 comprend 28 millions de dollars (0,06 $ par action) découlant des activités abandonnées; il reflète les règlements, reçus durant le premier trimestre de 2006, dans le cadre de faillites liées à l'entreprise de commercialisation du gaz dont TransCanada s'est dessaisie en 2001. Le bénéfice net du semestre terminé le 30 juin 2006 s'est élevé à 517 millions de dollars (1,06 $ par action), comparativement à 432 millions de dollars (0,89 $ par action) pour la période correspondante de 2005.

Les fonds provenant de l'exploitation ont été respectivement de 539 millions de dollars et de 1 056 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006. Il s'agit d'une hausse de respectivement de 41 millions de dollars et de 138 millions de dollars comparativement aux résultats des périodes correspondantes de 2005.

" Le solide rendement d'exploitation de TransCanada durant les six premiers mois de 2006 a permis de soutenir la croissance du résultat et des fonds provenant de l'exploitation ", affirme Hal Kvisle, président et chef de la direction de TransCanada.

" L'accroissement du résultat net de notre entreprise d'énergie confirme l'efficacité de notre stratégie de croissance et de création de valeur. Les efforts que nous déployons pour acquérir des installations de production d'électricité concurrentielles à faibles coûts et pour aménager de nouvelles installations de production d'électricité à faibles risques est une source de valeur concrète pour nos actionnaires, a-t-il ajouté. L'entreprise de pipelines de TransCanada continue d'afficher un solide rendement, bien que le résultat net ait diminué, principalement en raison des taux de rendement inférieurs de l'avoir des actionnaires ordinaires et de la réduction de la base tarifaire moyenne pour le réseau principal au Canada et le réseau de l'Alberta.

" TransCanada demeure déterminée à maximiser la valeur à long terme de ses actifs actuels et à assurer une croissance prudente de son portefeuille d'infrastructures énergétiques de haute qualité et de longue durée. TransCanada a en portefeuille d'excellentes possibilités de croissance et plusieurs projets, y compris la centrale de cogénération de Bécancour d'une puissance de 550 mégawatts, la phase initiale des installations de Cartier énergie éolienne de 740 mégawatts, l'installation de stockage de gaz naturel d'Edson ainsi que le pipeline Tamazunchale au Mexique qui devraient entrer en exploitation à l'échelle commerciale d'ici la fin de l'exercice.

" Notre projet de redémarrage et de remise à neuf des installations de Bruce Power continue de progresser à bon rythme, et nous prenons les mesures nécessaires pour faire évoluer le processus réglementaire pour l'oléoduc Keystone et les installations de Cacouna et de GNL de Broadwater. Nous continuons de nous intéresser activement aux occasions de transporter le gaz naturel des régions nordiques vers les marchés nord-américains en croissance. "

Le 1er juin 2006, TransCanada a révisé la composition et la désignation de ses secteurs d'exploitation isolables, qui sont désormais les pipelines et l'énergie. Le secteur des pipelines comprend principalement les pipelines de la société au Canada, aux Etats-Unis et au Mexique. Le secteur de l'énergie regroupe les entreprises d'exploitation de centrales électriques, de stockage de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié (GNL) de la société au Canada et aux Etats-Unis. Ces changements n'ont eu aucune incidence sur le bénéfice net consolidé.

Faits nouveaux

Pipelines

- La construction du pipeline Tamazunchale, d'une longueur de 125 kilomètres, est presque achevée et le pipeline sera mis en service en décembre 2006 tel que prévu. Aux termes d'un contrat à long terme (26 ans) conclu avec la Mexican Comisión Federal de Electricidad, ce pipeline de 181 millions de dollars US transportera du gaz naturel à une centrale de production d'électricité près de Tamazunchale, dans l'Etat de San Luis Potosi, au Mexique. Le contrat prévoit que la capacité du pipeline Tamazunchale sera augmentée à compter de 2009 pour répondre aux besoins de deux autres centrales proposées.

- Le 30 juin 2006, le réseau de Gas Transmission Northwest, pipeline interétatique détenu en propriété exclusive par TransCanada desservant les marchés de la région du nord-ouest des Etats-Unis et de la Californie, a déposé un dossier tarifaire auprès de la Federal Energy Regulatory Commission des Etats-Unis. Ce dossier détaillé demandait un certain nombre de modifications tarifaires, y compris une majoration des tarifs pour certains services. Il s'agit du premier dossier tarifaire déposé pour le réseau de Gas Transmission Northwest depuis 1994.

- Le 26 juin 2006, TransCanada a déposé auprès de l'Alberta Energy and Utilities Board (EUB) une demande d'approbation de la construction d'infrastructures de transport de gaz naturel dans le nord de l'Alberta qui permettraient de raccorder la production de gaz naturel provenant du projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie au réseau de l'Alberta. TransCanada propose de construire un gazoduc d'une longueur d'environ 103 kilomètres dans deux tronçons distincts dans les secteurs de Dickins Lake et de Vardie River. Le coût du projet est évalué à 212 millions de dollars. Le calendrier de construction des infrastructures proposées dépendra du choix du moment pour la réalisation du projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie. Il est actuellement prévu que les audiences publiques au sujet du projet se termineront en avril 2007.

- Dans le cadre du projet d'oléoduc Keystone de 2,1 milliards de dollars US, TransCanada a déposé, le 6 juin 2006, une demande auprès de l'Office national de l'énergie (ONE) pour faire approuver le transfert d'une partie du réseau principal au Canada au pipeline Keystone afin de transporter du pétrole brut de l'Alberta à destination des raffineries du Midwest américain. La demande de transfert est la première de deux importantes demandes réglementaires requises en vue d'obtenir les approbations nécessaires pour construire le tronçon canadien du pipeline Keystone. Le projet est également assujetti à l'approbation de divers organismes de réglementations américains. L'ONE a déterminé que les témoignages de vive voix dans le cadre de la demande commenceront le 23 octobre 2006.

TransCanada prévoit déposer auprès de l'ONE une demande de certificat de commodité et de nécessité publiques pour construire les nouvelles installations plus tard cette année, après l'achèvement des évaluations environnementales. Le 10 juillet 2006, TransCanada a déposé auprès de l'ONE un dossier d'information préliminaire sur les nouvelles installations requises.

De plus, TransCanada a poursuivi, en mai et en juin 2006, ses consultations avec les parties prenantes le long du tracé proposé pour le pipeline Keystone. Les consultations publiques comprenaient plusieurs journées portes ouvertes au sujet du prolongement proposé du pipeline Keystone jusqu'à Cushing, en Oklahoma. TransCanada prévoit lancer, plus tard cette année, un appel de soumissions exécutoires pour le prolongement de Cushing.

- Les détails du contrat de gaz naturel conclu entre l'Etat de l'Alaska et les producteurs du versant Nord au sujet du projet de gazoduc de la route de l'Alaska ont été rendus publics en mai 2006 Le contrat demeure subordonné à l'approbation du législateur et à la promulgation d'une loi portant sur les taxes étatiques sur le pétrole brut. L'assemblée législative de l'Alaska a été reconvoquée pour une séance extraordinaire commençant le 12 juillet 2006 afin d'étudier la loi sur les taxes sur la production de pétrole. TransCanada souhaite collaborer avec l'Etat et les producteurs pour assurer la commercialisation du gaz naturel de l'Alaska.

- La série d'opérations aux termes desquelles une filiale de TransCanada deviendra l'exploitant de Northern Border Pipeline Company (Northern Border) au début du deuxième trimestre de 2007 s'est terminée le 6 avril 2006. Dans le cadre de ces opérations, TC PipeLines LP a acquis une participation supplémentaire de 20 % dans Northern Border, ce qui porte à 50 % sa participation de commandité totale dans Northern Border. Une filiale de TransCanada est le commandité de TC PipeLines LP. TransCanada détient une participation de 13,4 % dans les parts ordinaires de la société en commandite.

Energie

- La construction de la centrale de cogénération de 550 mégawatts (MW) à Bécancour est presque achevée, et les essais et autres activités liées au démarrage se sont terminés avec succès vers la fin du deuxième trimestre de 2006. La centrale, située près de Trois-Rivières au Québec, devrait entrer en exploitation commerciale à l'automne 2006. Elle fournira de l'électricité à Hydro-Québec Distribution conformément à un contrat à long terme et produira à prix concurrentiels de la vapeur pour les procédés industriels adjacents.

- En juin, Cartier énergie éolienne a entrepris la construction d'un parc éolien de 100,5 MW à Anse-à-Valleau. Il s'agit du deuxième de six parcs éoliens constituant le projet de Cartier énergie éolienne dans la région de Gaspé, au Québec. Le parc éolien d'Anse-à-Valleau devrait alimenter le réseau d'Hydro-Québec d'ici décembre 2007. La construction se poursuit en vue de l'aménagement du parc éolien de 109,5 MW à Baie-des-Sables, et les travaux devraient se terminer en décembre 2006 tel que prévu. TransCanada détient une participation de 62 % dans le projet de Cartier énergie éolienne, auquel Hydro-Québec Distribution a octroyé, en octobre 2004, six projets représentant une capacité de production totale de 739,5 MW.

- Le projet de redémarrage et de remise à neuf de Bruce A a franchi une étape critique le 5 juillet 2006, lorsque la Commission canadienne de sûreté nucléaire a accepté l'évaluation environnementale présentée à l'occasion d'une audience publique le 19 mai 2006. L'évaluation environnementale étant achevée, Bruce Power peut passer à l'étape suivante des travaux de redémarrage. Il s'agit du premier projet de prolongement entrepris dans une centrale nucléaire CANDU au Canada. Le projet de redémarrage et de remise à neuf, annoncé en octobre 2005, fournira une capacité de production supplémentaire de 1 500 MW en Ontario à partir de la fin de 2009.

- Les travaux de construction se poursuivent également à l'installation de stockage de gaz naturel d'Edson, en Alberta. L'installation d'Edson aura une capacité de stockage d'environ 60 petajoules et sera raccordée au réseau de l'Alberta. Elle devrait commencer à accueillir du gaz plus tard cette année.

- En avril 2006, le Portlands Energy Centre (PEC) a commencé les travaux préliminaires de préparation du chantier en vue de la construction d'une centrale à cycle combiné à haut rendement d'une capacité de 550 MW au centre-ville de Toronto. PEC est un partenariat entre TransCanada et Ontario Power Generation. Les partenaires continuent de négocier une convention d'achat d'électricité à long terme auprès de l'Office de l'électricité de l'Ontario.

- Les audiences au sujet du projet d'Energie Cacouna devant une commission mixte d'examen formée de représentants de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale et du Bureau d'audiences publiques sur l'environnement du Québec se sont terminées le 15 juin 2006. Les décisions en matière de réglementation sont attendues d'ici la fin de 2006. Le terminal de réception de GNL, conçu pour regazéifier environ 500 millions de pieds cubes de gaz naturel par jour, devraient entrer en exploitation vers la fin de 2009 ou le début de 2010. Une autre étape importante avait été franchie au début d'avril au moment de l'attribution du contrat des travaux d'ingénierie et de conception préliminaires à un consortium international formé de grandes entreprises d'ingénierie et de construction. Energie Cacouna est un partenariat entre TransCanada et Petro-Canada.

- En avril 2006, Broadwater Energy a déposé auprès de l'Etat de New York une demande en vertu de la loi intitulée Coastal Zone Management Act relativement au projet de GNL de Broadwater dans le détroit de Long Island. Les approbations réglementaires n'ont pas encore été reçues pour les installations de Broadwater, dont la mise en exploitation est prévue pour la fin de 2010. Ces installations sont conçues pour regazéifier 1 milliard de pieds cubes de gaz naturel par jour. Broadwater est un partenariat entre TransCanada et Shell US Gas and Power LLC.

Téléconférence

TransCanada tiendra aujourd'hui une téléconférence à 14 h (heure des Rocheuses) / 16 h (heure de l'Est), pour discuter des résultats financiers du deuxième trimestre de 2006 ainsi que des faits nouveaux et des questions générales concernant la société. Les analystes, journalistes et autres intéressés désireux de participer à cette téléconférence doivent composer le 1 866 898-9626 ou le (416) 340-2216 (région de Toronto) au moins dix minutes avant le début de la conférence. Aucun code d'accès n'est nécessaire. La conférence sera également transmise en direct sur le site Web de TransCanada à www.transcanada.com.

La conférence débutera par de brefs commentaires des membres de la haute direction de TransCanada, suivis d'une période de questions et réponses à l'intention des analystes. Une période de questions et réponses à l'intension des médias suivra immédiatement.

La téléconférence pourra être entendue en reprise deux heures après sa conclusion et jusqu'à minuit, heure de l'Est, le 3 août 2006; il suffira de composer le 1 800 408-3053 ou le (416) 695-5800 (région de Toronto), ainsi que le code d'accès 3192148. La téléconférence sera archivée pour retransmission sur le Web à www.transcanada.com.

Au sujet de TransCanada

TransCanada est un chef de file de l'aménagement responsable et de l'exploitation fiable d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Son réseau de gazoducs détenus en propriété exclusive de plus de 41 000 kilomètres (25 600 milles) permet de transporter la majorité du gaz naturel produit dans l'Ouest canadien vers les principaux marchés du Canada et des Etats-Unis. Producteur d'électricité indépendant en pleine croissance, TransCanada possède, en totalité ou en partie, des installations de production d'électricité d'une puissance d'environ 6 700 mégawatts au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires de TransCanada sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole TRP.
Points saillants des résultats financiers du deuxième trimestre de 2006
(non vérifié)

                              Trimestres terminés   Semestres terminés
Résultats d'exploitation              les 30 juin          les 30 juin
(en millions de dollars)            2006     2005        2006     2005
------------------------------------------------------------------------

Produits                           1 685    1 449       3 579    2 859

Bénéfice net
 Activités poursuivies               244      200         489      432
 Activités abandonnées                 -        -          28        -
                               -----------------------------------------
                                     244      200         517      432
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

Renseignements sur les flux de
 trésorerie
 Fonds provenant de
  l'exploitation(1)                  539      498       1 056      918
 Augmentation du fonds de
  roulement d'exploitation           (91)    (177)        (93)    (263)
                               -----------------------------------------
 Rentrées nettes provenant de
  l'exploitation                     448      321         963      655
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

 Dépenses en immobilisations         327      135         630      243
  Acquisitions, deduction
   faite de l'encaisse acquise       358      632         358      632


                              Trimestres terminés   Semestres terminés
Données sur les actions               les 30 juin          les 30 juin
 ordinaires                         2006     2005        2006     2005
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action
 - de base
 Activités poursuivies              0,50 $   0,41 $      1,00 $   0,89 $
 Activités abandonnées                 -        -        0,06        -
                               -----------------------------------------
                                    0,50 $   0,41 $      1,06 $   0,89 $
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

Dividendes déclarés par action      0,32 $  0,305 $      0,64 $   0,61 $

Actions ordinaires en circulation
 (en millions)
 Moyenne de la période - de base   487,7    485,9       487,6    485,6
 A la fin de la période            487,8    486,5       487,8    486,5

------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(1) Pour une analyse complète des fonds provenant de l'exploitation,
    consulter la rubrique "Information non conforme aux PCGR" dans le
    rapport de gestion du présent rapport trimestriel aux actionnaires
    pour le deuxième trimestre de 2006.

Rapport de gestion

Daté du 27 juillet 2006, le rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés non vérifiés ci-joints de TransCanada Corporation (TransCanada ou la société) pour les six mois terminés le 30 juin 2006. Il doit être lu également à la lumière des états financiers consolidés vérifiés et du rapport de gestion faisant partie du rapport annuel 2005 de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005. On peut obtenir des renseignements supplémentaires sur TransCanada, y compris la notice annuelle et les documents d'information continue, sur SEDAR à www.sedar.com, sous TransCanada Corporation. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Les termes abrégés qui ne sont pas définis dans le présent rapport ont le sens qui leur est donné dans le rapport de gestion annuel faisant partie du rapport annuel 2005 de TransCanada.

Informations prospectives

Le présent rapport de gestion contient des énoncés prospectifs. Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les croyances et hypothèses de TransCanada, qui reposent sur l'information disponible au moment où les hypothèses ont été formulées. Les énoncés prospectifs portent, notamment, sur le rendement financier, les perspectives commerciales, les stratégies, les faits nouveaux en matière de réglementation, les nouveaux services, les forces du marché, les engagements et les progrès technologiques prévus. De par leur nature, ces énoncés prospectifs sont assujettis à des risques et à des incertitudes, y compris les risques importants dont le rapport de gestion contenu dans le rapport annuel 2005 de TransCanada fait mention sous les rubriques " Transport de gaz - Risques d'entreprise " et " Electricité - Risques d'entreprises ", qui pourraient faire en sorte que les résultats et événements réels de TransCanada pourraient s'écarter considérablement de ceux anticipés. Les hypothèses importantes sur lesquelles reposent ces énoncés prospectifs sont indiquées dans le présent rapport de gestion sous la rubrique " Perspectives " et dans le rapport de gestion contenu dans le rapport annuel 2005 sous les rubriques " Aperçu et priorités stratégiques ", " Transport de gaz - Possibilités et faits nouveaux ", " Transport de gaz - Perspectives ", " Electricité - Possibilités et faits nouveaux " et " Electricité - Perspectives ". Les lecteurs ne devraient pas se fier outre mesure aux présentes informations prospectives, qui sont fournies à la date à laquelle elles sont présentées dans le présent rapport de gestion ou autrement, et TransCanada n'a pas l'obligation de mettre à jour publiquement ni de réviser quelque information prospective que ce soit, notamment pour tenir compte de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres faits.

Information non conforme aux PCGR

Dans son rapport de gestion, la société utilise les mesures " fonds provenant de l'exploitation " et " bénéfice d'exploitation ". Ces mesures ne constituent pas des mesures financières définies dans les principes comptables généralement reconnus (PCGR), et, par conséquent, elles sont considérées comme étant de l'information non conforme aux PCGR. Ces mesures peuvent ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Elles ont été utilisées pour fournir aux lecteurs des renseignements supplémentaires sur la liquidité de la société et sur sa capacité de générer des fonds pour financer son exploitation.

Les fonds provenant de l'exploitation représentent les rentrées nettes liées à l'exploitation avant les variations du fonds de roulement d'exploitation. Le bénéfice d'exploitation est une mesure utilisée par le secteur de l'énergie. Il représente les produits plus le bénéfice de participation moins les charges d'exploitation figurant dans les états consolidés des résultats. Il y a lieu de se reporter à la rubrique intitulée " Energie " du rapport de gestion pour le rapprochement du bénéfice d'exploitation et du résultat net.

Résultats d'exploitation

Le 1er juin 2006, TransCanada a révisé la composition et la désignation de ses secteurs d'exploitation isolables, qui sont désormais les pipelines et l'énergie. Le secteur des pipelines comprend principalement les pipelines de la société au Canada, aux Etats-Unis et au Mexique. Le secteur de l'énergie regroupe les entreprises d'exploitation de centrales électriques, de stockage de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié (GNL) de la société au Canada et aux Etats-Unis. Par conséquent, la structure d'organisation interne de la société a été modifiée en fonction de ces secteurs. Les informations sectorielles ont été retraitées rétroactivement pour tenir compte des changements aux secteurs d'exploitation isolables. Ces changements n'ont aucunement influé sur le bénéfice net consolidé.
Résultats consolidés
Aperçu des résultats sectoriels
(non vérifié)                 Trimestres terminés   Semestres terminés
(en millions de dollars,              les 30 juin          les 30 juin
 sauf les montants par action)      2006     2005        2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Pipelines
 Exclusion faite des gains           134      165         291      326
 Gain à la vente de la
  participation dans Northern
  Border Partners, L.P.               13        -          13        -
 Gain à la vente de parts de
  PipeLines LP                         -        1           -       49
                               -----------------------------------------
                                     147      166         304      375
                               -----------------------------------------

Energie                               97       41         197       73

Siège social                           -       (7)        (12)     (16)
                               -----------------------------------------

Bénéfice net
 Activités poursuivies (1)           244      200         489      432
 Activités abandonnées                 -        -          28        -
                               -----------------------------------------
                                     244      200         517      432
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

Bénéfice net par action
 Activités poursuivies (2)          0,50 $   0,41 $      1,00 $   0,89 $
 Activités abandonnées                 -        -        0,06        -
                               -----------------------------------------
De base et dilué                    0,50 $   0,41 $      1,06 $   0,89 $
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

                              Trimestres terminés   Semestres terminés
                                      les 30 juin          les 30 juin
                               -----------------------------------------
                                    2006     2005        2006     2005
                               -----------------------------------------

(1) Bénéfice net découlant des
    activités poursuivies se
    composant de ce qui suit :
    Exclusion faite des gains        231      199         476      383
    Gains à la vente de la
     participation dans
     Northern Border Partners,
     L.P. et des parts
     de PipeLines LP                  13        1          13       49
                               -----------------------------------------
                                     244      200         489      432
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

(2) Bénéfice net par action
    découlant des activités
    poursuivies se composant
    de ce qui suit :
    Exclusion faite des gains       0,47 $   0,41 $      0,97 $   0,79 $
    Gains à la vente de la
     participation dans
     Northern Border Partners,
     L.P. et des parts
     de PipeLines LP                0,03        -        0,03     0,10
                               -----------------------------------------
                                    0,50 $   0,41 $      1,00 $   0,89 $
                               -----------------------------------------
                               -----------------------------------------

Au deuxième trimestre de 2006, le bénéfice net et le bénéfice net découlant des activités poursuivies (résultat net) de TransCanada s'est établi à 244 millions de dollars (0,50 $ par action), comparativement à 200 millions de dollars (0,41 $ par action) au deuxième trimestre de 2005. L'accroissement de 44 millions de dollars (0,09 $ par action) provient surtout de la hausse marquée du résultat net de l'entreprise d'énergie et de la baisse des charges nettes du secteur du siège social, annulées en partie par le recul du résultat net de l'entreprise de pipelines.

L'augmentation de 56 millions de dollars du résultat net du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2006, comparativement à la période correspondante de 2005, provient surtout de la progression du bénéfice d'exploitation tiré de chacune de ses entreprises existantes, ainsi que de l'incidence favorable de 23 millions de dollars sur les impôts futurs en raison de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada décrétée durant le deuxième trimestre de 2006. Ces hausses ont été en partie annulées par l'absence du bénéfice d'exploitation découlant de la vente du placement dans S.E.C. Electricité au troisième trimestre de 2005.

Le recul de 7 millions de dollars des charges nettes du secteur du siège social au deuxième trimestre de 2006, comparativement à la période correspondante de 2005, s'explique avant tout par l'incidence favorable de 10 millions de dollars sur les impôts futurs en raison de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada durant le deuxième trimestre de 2006. En outre, l'accroissement des intérêts créditeurs et autres produits pour l'exercice à ce jour ainsi que l'incidence favorable du fléchissement du dollar américain ont été annulées en grande partie par la hausse des charges financières.

Le résultat net du secteur des pipelines a régressé de 19 millions de dollars au deuxième trimestre de 2006 comparativement à celui de la même période en 2005. Ce recul provient avant tout de la réduction du bénéfice net du réseau principal au Canada et du réseau de l'Alberta en raison de la baisse du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires et de la base tarifaire moyenne. De plus, le résultat net du réseau principal au Canada au deuxième trimestre de 2005 comprenait un montant de 13 millions de dollars ayant trait à 2004 en raison de la décision rendue par l'Office national de l'énergie (ONE) durant le deuxième trimestre de 2005 au sujet de la demande tarifaire de 2004 (deuxième phase) au sujet de la structure du capital. Ces baisses ont été en partie annulées par un gain de 13 millions de dollars après les impôts à la vente de la participation de commandité de 17,5 % que détenait TransCanada dans Northern Border Partners, L.P. à une filiale d'ONEOK Inc. (ONEOK) durant le deuxième trimestre de 2006.

A 517 millions de dollars (1,06 $ par action), le bénéfice net de TransCanada pour le semestre terminé le 30 juin 2006 comprend le bénéfice net découlant des activités abandonnées de 28 millions de dollars (0,06 $ par action). Ce dernier tient compte des règlements conclus dans le cadre de la faillite de Mirant Corporation et de certaines de ses filiales (Mirant) et reçus durant le premier trimestre de 2006 relativement à l'entreprise de commercialisation du gaz dont TransCanada s'est dessaisie en 2001. Pour le semestre terminé le 30 juin 2005, le bénéfice net avait été de 432 millions de dollars (0,89 $ par action).

Pour le semestre terminé le 30 juin 2006, le résultat net de TransCanada s'est établi à 489 millions de dollars (1,00 $ par action), comparativement à 432 millions de dollars (0,89 $ par action) pour la même période en 2005. L'accroissement de 57 millions de dollars (0,11 $ par action) provient surtout de la hausse marquée du résultat net de l'entreprise d'énergie et de la baisse des charges nettes du secteur du siège social, annulées en partie par le recul du résultat net de l'entreprise de pipelines.

L'augmentation de 124 millions de dollars du résultat net du secteur de l'énergie pour le semestre terminé le 30 juin 2006, comparativement à la période correspondante de 2005, provient surtout de la progression du bénéfice d'exploitation tiré de chacune de ses entreprises en exploitation ainsi que de l'incidence favorable de 23 millions de dollars sur les impôts futurs en raison de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada décrétée durant le deuxième trimestre de 2006. Ces hausses ont été en partie annulées par l'absence du bénéfice d'exploitation à la suite de la vente du placement dans S.E.C. Electricité au troisième trimestre de 2005.

Le recul de 4 millions de dollars des charges nettes du secteur du siège social pour le semestre terminé le 30 juin 2006, comparativement à la période correspondante de 2005, s'explique avant tout par l'incidence favorable de 10 millions de dollars sur les impôts futurs au deuxième trimestre de 2006 en raison de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada, contrebalancée en partie par les remboursements d'impôts sur les bénéfices supérieurs et par les rajustements fiscaux positifs constatés durant le semestre terminé le 30 juin 2005. De plus, la hausse des intérêts créditeurs et autres produits et l'incidence favorable du fléchissement du dollar américain pour l'exercice à ce jour ont été atténuées principalement par l'accroissement des charges financières.

Mis à part le gain de 49 millions de dollars à la vente de parts de PipeLines LP en 2005 et du gain de 13 millions de dollars à la vente, en 2006, de la participation de commandité que détenait TransCanada dans Northern Border Partners, L.P., le résultat net du secteur des pipelines pour le semestre terminé le 30 juin 2006 a été de 35 millions de dollars inférieur à celui de la période correspondante de 2005. Ce recul s'explique principalement par le résultat net inférieur du réseau principal au Canada et du réseau de l'Alberta en raison de la diminution du taux de rendement sur l'avoir des actionnaires ordinaires et de la base tarifaire moyenne entre 2005 et 2006, de l'incidence de 13 millions de dollars sur le résultat net au deuxième trimestre de 2005 (se rapportant à 2004) de la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada ainsi que du recul du résultat net des autres pipelines de TransCanada. Ces baisses ont été en partie annulées par la hausse du résultat net de GTN, qui comprenait un règlement de 29 millions de dollars (18 millions de dollars après les impôts) conclu dans le cadre de la faillite de Mirant, ancien expéditeur du réseau de Gas Transmission Northwest.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 539 millions de dollars et à 1 056 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006. Il s'agit d'une hausse de 41 millions de dollars et de 138 millions de dollars, respectivement, comparativement aux résultats des périodes correspondantes de 2005.

Pipelines

Le résultat net de l'entreprise de pipelines s'est élevé à 147 millions de dollars et à 304 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, alors qu'il avait été de 166 millions de dollars et de 375 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2005.
Aperçu des résultats
 - Pipelines                  Trimestres terminés   Semestres terminés
(non vérifié)                         les 30 juin          les 30 juin
(en millions de dollars)            2006     2005        2006     2005
-----------------------------------------------------------------------
Pipelines détenus en propriété
 exclusive
 Réseau principal au Canada           61       86         120      149
 Réseau de l'Alberta                  34       37          67       74
 GTN                                  13       16          45       39
 Réseau de Foothills                   6        6          11       11
 Réseau de la Colombie-Britannique     1        1           3        3
                                  -------------------------------------
                                     115      146         246      276
                                  -------------------------------------
Autres pipelines
 Great Lakes                          11       11          23       25
 Iroquois                              3        3           7        7
 PipeLines LP                          3        1           4        5
 Portland                             (2)       -           4        6
 Ventures LP                           3        3           6        6
 TQM                                   1        1           3        3
 TransGas                              2        3           5        6
 Gas Pacifico/INNERGY                  3        -           4        -
 Mise en valeur des régions
  nordiques                           (1)      (1)         (2)      (2)
 Frais généraux, administratifs,
  de soutien et autres                (4)      (2)         (9)      (6)
                                  -------------------------------------
                                      19       19          45       50
 Gain à la vente de parts de
  PipeLines LP                         -        1           -       49
 Gain à la vente de la
  participation dans
  Northern Border Partners, L.P.      13        -          13        -
                                  -------------------------------------
                                      32       20          58       99
                                  -------------------------------------
Résultat net                         147      166         304      375
                                  -------------------------------------
                                  -------------------------------------

Pipelines détenus en propriété exclusive

Le résultat net du réseau principal au Canada a fléchi de 25 millions de dollars et de 29 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, par rapport à celui des périodes correspondantes de 2005. Ces reculs découlent principalement du taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires déterminé par l'ONE, soit 8,88 % en 2006 comparativement à 9,46 % en 2005, de la base d'investissement moyenne inférieure ainsi que de l'incidence positive de la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada. Cette décision, rendue en avril 2005, comprenait une augmentation du taux de rendement de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires, qui est passé de 33 % à 36 % pour 2004 et qui est également en vigueur pour 2005 conformément au règlement tarifaire conclu avec les expéditeurs en 2005. Par conséquent, le résultat net du réseau principal au Canada au deuxième trimestre de 2005 comprend un montant de 13 millions de dollars se rapportant à 2004.

Le résultat net du réseau de l'Alberta pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006 a diminué respectivement de 3 millions de dollars et de 7 millions de dollars comparativement aux chiffres inscrits pour les mêmes périodes en 2005. Ces reculs s'expliquent avant tout par la base tarifaire moyenne moins élevée ainsi que par le taux de rendement de l'avoir des actionnaires ordinaires inférieur en 2006 comparativement à 2005, ainsi qu'il est déterminé par l'Alberta Energy and Utilities Board (EUB). Le résultat net en 2006 tient compte d'un taux de rendement de 8,93 % sur un avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 %, contre un taux de rendement de 9,50 % sur un avoir réputé des actionnaires ordinaires de 35 % en 2005.

Au deuxième trimestre de 2006, le résultat net de GTN a été de 3 millions de dollars inférieur au chiffre du deuxième trimestre de 2005, qui comprenait l'incidence positive de 2 millions de dollars attribuable à l'amortissement d'un rajustement de la juste valeur de la dette à long terme en raison de l'achat de GTN vers la fin de 2004. Le résultat net de GTN pour le semestre terminé le 30 juin 2006 a été de 45 millions de dollars, soit 6 millions de dollars de plus que pour la période correspondante de 2005. Cette hausse s'explique principalement par le règlement de 29 millions de dollars (18 millions de dollars après les impôts) conclu au premier trimestre de 2006 à la suite de la faillite de Mirant. La baisse des produits de transport a réduit le résultat net d'environ 6 millions de dollars après les impôts. De plus, les résultats du semestre terminé le 30 juin 2005 comprenaient un résultat net de 6 millions de dollars attribuable à l'amortissement du rajustement de la juste valeur de la dette à long terme.
Données sur l'exploitation

Semestres terminés les 30 juin
(non vérifié)

                 Réseau                     Réseau
              principal                     de Gas                Réseau
                     au    Réseau de  Transmission   Réseau de        de
               Canada(1) l'Alberta(2)  Northwest(3)  Foothills  la C.-B.
             2006  2005   2006  2005    2006  2005   2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Base
 tarifaire
 moyenne
 (en
  millions
  de
  dollars)  7 454 7 873  4 305 4 534     s.o.  s.o.   654  687  207  219
Volumes
 livrés
 (Gpi3)
 Total      1 534 1 437  2 026 1 936     349   383    500  520  156  162
 Moyenne
  quotidienne 8,5   7,9   11,2  10,7     1,9   2,1    2,8  2,9  0,9  0,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(1) Pour le semestre terminé le 30 juin 2006, les livraisons du réseau
    principal au Canada en provenance de la frontière de l'Alberta et de
    la Saskatchewan se sont établies à 1 144 milliards de pieds cubes
    (1 044 milliards de pieds cubes en 2005), soit une moyenne
    quotidienne de 6,3 milliards de pieds cubes (5,8 milliards de pieds
    cubes en 2005).
(2) Les volumes reçus des champs pour le réseau de l'Alberta ont
    totalisé 2 070 milliards de pieds cubes pour le semestre terminé le
    30 juin 2006 (1 979 milliards de pieds cubes en 2005), soit une
    moyenne quotidienne de 11,4 milliards de pieds cubes (10,9 milliards
    de pieds cubes en 2005).
(3) Le réseau de Gas Transmission Northwest est exploité conformément à
    un modèle tarifaire fixe approuvé par la Federal Energy Regulatory
    Commission (FERC) des États-Unis. Par conséquent, les résultats du
    réseau pour la période courante ne sont pas fonction d'une base
    tarifaire moyenne.

Autres pipelines

Pour le trimestre terminé le 30 juin 2006, la quote-part revenant à TransCanada du résultat net des autres pipelines a totalisé 32 millions de dollars, alors qu'elle avait été de 20 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2005. Le résultat net du deuxième trimestre de 2006 comprend un gain de 13 millions de dollars après les impôts réalisé à la vente de la participation de commandité de 17,5 % que détenait TransCanada dans Northern Border Partners, L.P., tandis que le résultat net du deuxième trimestre de 2005 comprenait un gain de 1 million de dollars après les impôts lié à la vente de parts de PipeLines LP. A l'exclusion de ces gains, le résultat net du deuxième trimestre de 2006 est comparable à celui du même trimestre en 2005. La hausse du résultat net de Gas Pacifico/INNERGY en raison des réductions de production de gaz naturel en 2005 et de celui de PipeLines LP en raison principalement de la participation supplémentaire détenue dans Northern Border a été atténuée par la l'augmentation des frais de soutien et le recul du résultat de Portland par suite de la constatation, au deuxième trimestre de 2006, d'une provision pour le défaut de paiement de produits de transport contractuels de la part d'une filiale de Calpine Corporation qui s'est placée sous la protection de la loi sur la faillite.

Le résultat net du semestre terminé le 30 juin 2006 a été de 58 millions de dollars, comparativement à 99 millions de dollars pour la période correspondante de 2005. Exclusion faite du gain de 13 millions de dollars après les impôts réalisé à la vente de la participation de commandité dans Northern Border Partners, L.P. constaté en 2006 et du gain de 49 millions de dollars après les impôts à la vente de parts de PipeLines LP constaté en 2005, le résultat net du semestre terminé le 30 juin 2006 a été de 5 millions de dollars inférieur au chiffre inscrit pour la même période en 2005. La hausse du résultat net de Gas Pacifico/INNERGY en raison des réductions de production de gaz naturel en 2005 a été plus qu'annulée par l'incidence du fléchissement du dollar américain en 2006, les frais de soutien supérieurs et le recul du résultat net de Portland comparativement à 2005.

Au 30 juin 2006, TransCanada avait consenti des avances de 104 millions de dollars au Aboriginal Pipeline Group relativement au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie et la société avait capitalisé des coûts de 10 millions de dollars relativement au projet de pipeline Keystone.
Énergie

Aperçu des résultats          Trimestres terminés   Semestres terminés
(non vérifié)                         les 30 juin          les 30 juin
(en millions de dollars)            2006     2005        2006     2005
-----------------------------------------------------------------------
Bruce Power                           41       13         104       43
Installations d'énergie de
 l'Ouest                              46       28         104       58
Installations d'énergie de l'Est      43       39          92       44
Stockage de gaz naturel               17        3          39       11
Participation dans
 S.E.C. Électricité                    -        8           -       17
Frais généraux, administratifs
 et de soutien                       (35)     (30)        (65)     (63)
                                  -------------------------------------
Bénéfice d'exploitation              112       61         274      110
Charges financières                   (5)      (3)        (12)      (7)
Intérêts créditeurs et autres
 produits                              1        -           3        3
Impôts sur les bénéfices             (11)     (17)        (68)     (33)
                                  -------------------------------------
Résultat net                          97       41         197       73
                                  -------------------------------------
                                  -------------------------------------

A 97 millions de dollars, le résultat net du secteur de l'énergie au deuxième trimestre de 2006 a augmenté de 56 millions de dollars comparativement au chiffre de 41 millions de dollars inscrit pour la période correspondante de 2005. Cette hausse provient de la progression du bénéfice d'exploitation de chacune de ses entreprises existantes ainsi que de l'incidence favorable de rajustements de 23 millions de dollars au titre des impôts futurs en raison de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada décrétée durant le deuxième trimestre de 2006. Ces hausses ont été atténuées par l'absence du bénéfice d'exploitation à la suite de la vente de la participation dans S.E.C. Electricité au troisième trimestre de 2005.

L'apport de Bruce Power au bénéfice d'exploitation s'est accru de 28 millions de dollars au deuxième trimestre de 2006, comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, et ce, surtout grâce à la hausse des volumes produits. Les prix réalisés inférieurs dans leur ensemble ont en partie contré l'incidence positive des volumes supérieurs.

Pour le deuxième trimestre de 2006, le bénéfice d'exploitation des installations d'énergie de l'Ouest a été de 18 millions de dollars supérieur à celui de la même période en 2005. Cette hausse provient avant tout de la hausse du résultat découlant de l'acquisition, le 31 décembre 2005, de la convention d'achat d'électricité (CAE) de Sheerness de 756 mégawatts (MW) ainsi que des marges supérieures découlant de l'augmentation des prix réalisés pour l'électricité en général et des coûts thermiques sur le marché pour les ventes d'électricité non visées par des contrats.

Au deuxième trimestre de 2006, les produits d'exploitation des installations d'énergie de l'Est ont été de 4 millions de dollars supérieurs à ceux du deuxième trimestre de 2005, et ce, principalement en raison de la marge généralement plus élevée sur les ventes d'électricité et les profits réalisés sur le gaz naturel acheté puis revendu aux termes des contrats d'approvisionnement en gaz naturel d'OSP. Ces hausses ont été en partie neutralisées par l'incidence négative du fléchissement du dollar américain et par la hausse des coûts totaux de production d'électricité découlant principalement de l'augmentation des coûts de combustible liée à l'accroissement de la distribution de l'installation d'OSP.

Le bénéfice d'exploitation tiré du stockage de gaz naturel s'est accru de 14 millions de dollars entre le deuxième trimestre de 2005 et celui de 2006, surtout grâce aux contributions supérieures de l'installation de stockage de gaz naturel de CrossAlta en raison de la capacité accrue et des écarts supérieurs pour le gaz naturel stocké.

A 197 millions de dollars, le résultat net du secteur de l'énergie pour le semestre terminé le 30 juin 2006 est de 124 millions de dollars supérieur aux 73 millions de dollars inscrits pour la même période en 2005. La hausse est surtout due aux contributions plus élevées de chacune de ses entreprises existantes et à l'incidence positive de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés. Ces hausses ont été en partie annulées par l'absence du bénéfice d'exploitation découlant de la vente de la participation dans S.E.C. Electricité durant le troisième trimestre de 2005.

Bruce Power

Le 31 octobre 2005, TransCanada a haussé sa participation dans les réacteurs de Bruce A en créant la société Bruce A. Bruce A sous-loue ses installations auprès de Bruce B. TransCanada consolide proportionnellement ses placements dans Bruce A et Bruce B depuis le 31 octobre 2005. Les résultats financiers de Bruce Power présentés ci-après tiennent compte de l'exploitation des six réacteurs de la centrale pour les deux périodes.
Aperçu des résultats de Bruce Power (1)
(non vérifié)                   Trimestres terminés Semestres terminés
                                        les 30 juin        les 30 juin
(en millions de dollars)              2006     2005      2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (base de 100 %)
 Produits
  Electricité                          439      385       918      796
  Autres (2)                            11        8        28       15
                                    ------------------------------------
                                       450      393       946      811
                                    ------------------------------------
 Charges d'exploitation
  Exploitation et entretien           (226)    (228)     (446)    (433)
  Combustible                          (22)     (18)      (42)     (37)
  Loyer supplémentaire                 (42)     (41)      (85)     (82)
  Amortissement                        (34)     (49)      (65)     (97)
                                     -----------------------------------
                                      (324)    (336)     (638)    (649)
                                    ------------------------------------
 Produits, déduction faite des
  charges d'exploitation               126       57       308      162
 Charges financières selon la
  méthode dela comptabilisation
  à la valeur de consolidation           -      (17)        -      (34)
                                    ------------------------------------
                                       126       40       308      128
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------
Quote-part de TransCanada               39       12       101       40
Rajustements                             2        1         3        3
                                    ------------------------------------
Bénéfice d'exploitation de
 TransCanada tiré de Bruce Power (3)    41       13       104       43
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------

Bruce Power - Données complémentaires
Capacité disponible de la centrale
 Bruce A                                63 %              71 %
 Bruce B                                94 %              95 %
 Capacité cumulée de Bruce Power        84 %    71 %      87 %     76 %
Volumes des ventes (en GWh) (4)
 Bruce A - 100 %                     2 070              4 590
 Bruce B - 100 %                     6 630             13 250
 Capacité cumulée de Bruce Power -
  100 %                              8 700    7 299    17 840   15 520
 Quote-part de TransCanada           3 094    2 306     6 400    4 904
Résultats par MWh (5)
 Produits de Bruce A                    58 $               58 $
 Produits de Bruce B                    48 $               49 $
 Produits cumulés de Bruce Power        51 $     53 $      51 $     51 $
 Combustible                             2 $      2 $       2 $      2 $
 Total des charges d'exploitation (6)   37 $     46 $      35 $     42 $
Pourcentage de la production vendu
 sur le marché au comptant              39 %     49      38 %     49 %
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------

(1) Toutes les données figurant dans le tableau tiennent compte des
    rajustements visant à éliminer les incidences des opérations
    intersociétés entre Bruce A et Bruce B.
(2) Comprend des recouvrements de coûts de combustible de Bruce A,
    soit 5 millions de dollars et 11 millions de dollars respectivement
    pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006.
(3) Le bénéfice de participation consolidé de TransCanada comprend un
    montant de 13 millions de dollars et de 43 millions de dollars
    respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin
    2005, représentant la part de 31,6 % du résultat de Bruce Power
    revenant à TransCanada.
(4) En gigawatts-heure.
(5) En mégawatts-heure.
(6) Déduction faite des recouvrements des coûts de combustible.

Le bénéfice d'exploitation de TransCanada provenant de son investissement cumulé dans Bruce Power s'est établi à 41 millions de dollars au deuxième trimestre de 2006, soit 28 millions de plus qu'au deuxième trimestre de 2005, et ce, surtout grâce à la hausse des volumes produits et de la participation accrue dans les installations de Bruce A depuis le 31 octobre 2005. L'incidence négative des prix réalisés inférieurs a atténué en partie ces hausses.

Au deuxième trimestre de 2006, la part de l'électricité produite par Bruce Power revenant à TransCanada s'est élevée à 3 094 GWh, soit 788 GWh de plus que les 2 306 GWh produits au deuxième trimestre de 2005. Cette hausse découle principalement du nombre inférieur de jours d'arrêts d'exploitation pour entretien préventif au deuxième trimestre de 2006 comparativement à la même période en 2005 ainsi que de la participation accrue dans les installations de Bruce A. Les prix réalisés par Bruce Power durant le deuxième trimestre de 2006 (exclusion faite des autres produits) se sont situés à 51 $ le MWh, comparativement 53 $ le MWh pour la même période en 2005. Grâce à l'accroissement de la production au deuxième trimestre de 2006, les charges d'exploitation (déduction faite des recouvrements des coûts de combustible) de Bruce Power ont été ramenées de 46 $ le MWh au deuxième trimestre de 2005 à 37 $ le MWh au deuxème trimestre de 2006.

Durant le deuxième trimestre de 2006, pour les six réacteurs en exploitation, les arrêts d'exploitation pour entretien préventif ont totalisé environ 50 jours-réacteur, y compris le prolongement de huit jours d'une des périodes d'arrêt, et les arrêts d'exploitation pour entretien correctif ont été d'environ 24 jours-réacteur. Pendant la même période de l'exercice précédent, il y avait eu pour Bruce Power 81 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien préventif et 61 jours-réacteur d'arrêt d'exploitation pour entretien correctif. Pour le deuxième trimestre de 2006, la capacité disponible moyenne cumulée des réacteurs de Bruce Power a été de 84 %, comparativement à 71 % au deuxième trimestre de 2005.

Pour le semestre terminé le 30 juin 2006, le bénéfice d'exploitation de TransCanada provenant de sa participation cumulée dans Bruce Power s'est établi à 104 millions de dollars, alors qu'il avait été de 43 millions de dollars pour la même période en 2005. Cette hausse de 61 millions de dollars provient surtout de l'augmentation des volumes des ventes en raison de la capacité disponible des centrales et de la participation supérieure dans les installations de Bruce A.

A 51 $ le MWh, les prix cumulés réalisés par Bruce Power durant le semestre terminé le 30 juin 2006 (à l'exclusion des autres produits) sont demeurés inchangés comparativement à ceux de la même période en 2005. Les charges d'exploitation cumulées (déduction faite des recouvrements des coûts de combustible) de Bruce Power ont été ramenées de 42 $ le MWh en 2005 à 35 $ le MWh pour le premier semestre de 2006 en raison principalement de la production supérieure en 2006. Les réacteurs de Bruce ont fonctionné à une capacité disponible moyenne cumulée de 87 % durant le semestre terminé le 30 juin 2006, comparativement à 76 % pendant la même période en 2005.

Dans son ensemble, la capacité disponible moyenne des centrales en 2006 devrait se situer à un peu plus de 90 % pour les quatre réacteurs de Bruce B et à un peu plus de 80 % pour les deux réacteurs en exploitation de Bruce A. Un arrêt d'un mois pour entretien préventif du troisième réacteur de Bruce A durant le premier trimestre de 2006 et un arrêt de deux mois pour ce même type d'entretien du quatrième réacteur de Bruce A ont eu lieu durant le deuxième trimestre de 2006. A Bruce B, un seul arrêt d'exploitation pour entretien préventif d'environ deux mois est prévu pour le huitième réacteur durant le troisième trimestre de 2006.

Le bénéfice tiré de Bruce B dépend directement des fluctuations des prix de l'électricité sur le marché de gros au comptant. Le bénéfice tiré des réacteurs de Bruce A et de Bruce B est directement tributaire de la capacité disponible générale des centrales, qui dépend elle-même des travaux d'entretien préventif et correctif. Aux termes du contrat conclu avec l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO), toute la production de Bruce A durant le premier trimestre de 2006 a été vendue au prix fixe de 57,37 $ le MWh (avant le recouvrement des coûts du combustible auprès de l'OEO) et les ventes de la production des cinquième au huitième réacteurs de Bruce B ont fait l'objet d'un prix plancher de 45 $ le MWh. Ces deux prix de référence sont rajustés annuellement le 1er avril pour tenir compte de l'inflation et de tout autre rajustement prévu au contrat conclu avec l'OEO. Le 1er avril 2006, le prix fixé pour la production de Bruce A passera à 58,63 $ le MWh tandis que le prix plancher pour la production de Bruce B sera de 45,99 $ le MWh. Pour réduire davantage le risque de prix auquel elle est exposée sur le marché au comptant, Bruce B a conclu des contrats à terme de vente à prix fixe pour environ 6 700 GWh de la production pour le reste de 2006 et 6 300 GWh de la production de 2007.

Le coût du programme d'investissement d'une durée de sept ans pour les travaux de redémarrage et de remise à neuf des quatre réacteurs de Bruce A devrait totaliser près de 4,25 milliards de dollars, et la quote-part de TransCanada sera d'environ 2,125 milliards de dollars. Au 30 juin 2006, Bruce A avait engagé 645 millions de dollars dans le cadre du projet de redémarrage et de remise à neuf.
Installations d'énergie de l'Ouest

Aperçu des résultats - Installation d'énergie de l'Ouest

                                Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié)                           les 30 juin        les 30 juin
(en millions de dollars)              2006     2005      2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Produits
 Electricité                           221      151       496      315
 Autres (1)                             38       37       102       79
                                    ------------------------------------
                                       259      188       598      394
                                    ------------------------------------
Coût des marchandises vendues
 Electricité                          (150)     (98)     (340)    (208)
 Autres (2)                            (28)     (22)      (76)     (50)
                                    ------------------------------------
                                      (178)    (120)     (416)    (258)
                                    ------------------------------------
Autres coûts et charges                (30)     (35)      (68)     (68)
Amortissement                           (5)      (5)      (10)     (10)
                                    ------------------------------------
Bénéfice d'exploitation                 46       28       104       58
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------
(1) Comprend Cancarb Thermax et les ventes de gaz naturel.
(2) Comprend le coût du gaz naturel vendu.


Volumes des ventes - Installations d'énergie de l'Ouest

                                Trimestres terminés Semestres terminés
(non vérifié)                           les 30 juin        les 30 juin
(en GWh)                              2006     2005      2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Offre
 Electricité produite                  438      511     1 023    1 147
 Electricité achetée
  CAE de Sundance A et B et de
   Sheerness                         2 846    1 713     6 237    3 544
  Autres achats                        519      614     1 005    1 345
                                    ------------------------------------
                                     3 803    2 838     8 265    6 036
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------
Electricité vendue à contrat et au
 comptant
 Electricité vendue à contrat        2 407    2 462     5 158    5 147
 Electricité vendue au comptant      1 396      376     3 107      889
                                    ------------------------------------
                                     3 803    2 838     8 265    6 036
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------

Au deuxième trimestre de 2006, le bénéfice d'exploitation des installations d'énergie de l'Ouest a progressé de 18 millions de dollars comparativement au deuxième trimestre de 2005 pour atteindre 46 millions de dollars, et ce, principalement en raison du résultat supplémentaire découlant de l'acquisition, le 31 décembre 2005, de la CAE de Sheerness de 756 MW. Cette hausse provient aussi des marges supérieures réalisées au deuxième trimestre de 2006 comparativement au deuxième trimestre de 2005 en raison de l'accroissement des prix de l'électricité réalisés dans leur ensemble et des coûts thermiques sur le marché pour les ventes d'électricité non visées par des contrats. Les coûts thermiques sur le marché sont déterminés en divisant le prix moyen de l'électricité par MWh par le prix moyen du gaz naturel par gigajoule (GJ) pour une période donnée. Les coûts thermiques sur le marché ont affiché une hausse d'environ 29 % durant le trimestre considéré en raison du relèvement de près de 4 % (2,15 $ le MWh) du prix de l'électricité sur le marché au comptant, alors que le prix au comptant moyen du gaz naturel en Alberta a diminué d'environ 18 % (1,25 $ le GJ) entre le deuxième trimestre de 2005 et celui de 2006. Une grande partie des volumes des ventes d'électricité a été vendue sur le marché au comptant durant le deuxième trimestre de 2006 en raison de l'acquisition de la CAE de Sheerness le 31 décembre 2005. TransCanada gère ses ventes d'électricité en fonction de ses portefeuilles. Selon les conditions du marché, TransCanada prendra des engagements de ventes à long terme pour une partie de ses approvisionnements, le reste étant assujetti aux fluctuations des prix du marché au comptant. Cette méthode de gestion permet de réduire au minimum les coûts advenant que TransCanada soit obligée d'acheter de l'électricité sur le marché libre pour s'acquitter de ses engagements de vente contractuels.

Les produits des ventes d'électricité et le coût de l'électricité vendue ont progressé entre le deuxième trimestre de 2005 et celui de 2006, et ce, principalement en raison de l'acquisition de la CAE de Sheerness le 31 décembre 2005 et des prix réalisés supérieurs pour l'électricité vendue au deuxième trimestre de 2006. Les volumes produits au deuxième trimestre de 2006 se sont élevés à 438 GWh, soit 73 GWh de moins qu'au trimestre correspondant de 2005, et ce, principalement en raison des arrêts d'exploitation prévus et de la distribution réduite des centrales de cogénération en Alberta en présence de conditions du marché défavorables. La centrale de Bear Creek devrait être remise en exploitation vers le milieu du troisième trimestre de 2006. Les volumes d'électricité achetée et le pourcentage des volumes de l'électricité produite vendus sur le marché au comptant en Alberta durant le deuxième trimestre de 2006 sont supérieurs à ceux de 2005 en raison de l'acquisition de la CAE de Sheerness. Une grande partie des volumes d'électricité achetés aux termes de la CAE de Sheerness n'a pas été vendue aux termes de contrats et elle a été soumise aux prix du marché au comptant. Par conséquent, environ 37 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant au deuxième trimestre de 2006, comparativement à 13 % pour la période correspondante de 2005. Afin de réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant pour ce qui est des volumes non visés par des contrats, les installations d'énergie de l'Ouest ont conclu, en date du 30 juin 2006, des contrats de vente d'électricité à prix fixe pour environ 5 900 GWh d'électricité pour le reste de 2006 et environ 7 900 GWh d'électricité en 2007.
Installations d'énergie de l'Est

Aperçu des résultats                      Trimestres        Semestres
 - Installation d'énergie de l'Est          terminés         terminés
(non vérifié)                            les 30 juin      les 30 juin
(en millions de dollars)               2006     2005    2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Produits
 Electricité                            174      129     335      244
 Autres (1)                              58       73     175      143
                                   -------------------------------------
                                        232      202     510      387
                                   -------------------------------------
Coût des marchandises vendues
 Electricité                            (89)     (51)   (190)    (113)
 Autres (1)                             (53)     (74)   (149)    (139)
                                   -------------------------------------
                                       (142)    (125)   (339)    (252)
                                   -------------------------------------

Autres coûts et charges                 (40)     (32)    (65)     (81)
Amortissement                            (7)      (6)    (14)     (10)
                                   -------------------------------------

Bénéfice d'exploitation                  43       39      92       44
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------
(1) Comprend le gaz naturel.


Volumes des ventes                        Trimestres        Semestres
 - Installations d'énergie de l'Est         terminés         terminés
(non vérifié)                            les 30 juin      les 30 juin
(en GWh)                               2006     2005    2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Offre
 Electricité produite                   949      962   1 654    1 406
 Electricité achetée                    667      494   1 397    1 305
                                   -------------------------------------
                                      1 616    1 456   3 051    2 711
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------

Electricité vendue à contrat
 et au comptant
 Electricité vendue à contrat         1 503    1 228   2 886    2 417
 Electricité vendue au comptant         113      228     165      294
                                   -------------------------------------
                                      1 616    1 456   3 051    2 711
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------

Au deuxième trimestre de 2006, le bénéfice d'exploitation des installations d'énergie de l'Est a été de 43 millions de dollars, soit 4 millions de dollars de plus que les 39 millions de dollars inscrits au deuxième trimestre de 2005, et ce, principalement en raison des marges généralement plus élevées sur les ventes d'électricité et des profits réalisés sur le gaz naturel acheté puis revendu aux termes des contrats d'approvisionnement en gaz naturel d'OSP. Ces hausses ont été en partie neutralisées par l'incidence négative du fléchissement du dollar américain et de la hausse des coûts totaux de production d'électricité, cette dernière découlant principalement de l'augmentation des coûts du combustible liée à l'accroissement de la distribution de l'installation d'OSP.

Le bénéfice d'exploitation du semestre terminé le 30 juin 2006 a progressé de 48 millions de dollars, passant de 44 millions de dollars au premier semestre de 2005 à 92 millions de dollars. Cette hausse provient avant tout du bénéfice supplémentaire découlant de l'acquisition, le 1er avril 2005, des actifs productifs de TC Hydro, d'un paiement unique de 16 millions de dollars avant impôts (10 millions de dollars après les impôts) au premier trimestre de 2005 au titre d'une restructuration contractuelle versé par OSP à ses fournisseurs de gaz naturel et des marges obtenues au premier trimestre de 2006 sur le transport du gaz combustible inutilisé d'OSP. Ces augmentations ont été en partie neutralisées par l'incidence défavorable du fléchissement du dollar américain.

Entre le deuxième trimestre de 2005 et celui de 2006, les volumes produits ont diminué de 13 GWh pour se situer à 949 GWh. La baisse de la production des actifs productifs de TC Hydro a été principalement atténuée par la distribution d'une production supérieure de la centrale d'OSP.

Entre le deuxième trimestre de 2005 et celui de 2006, les produits des ventes d'électricité ont progressé de 45 millions de dollars pour totaliser 174 millions de dollars. Cet accroissement s'explique par les prix réalisés plus élevés en raison de la hausse des prix contractuels et par les volumes des ventes d'électricité supérieurs. Le coût des marchandises vendues pour l'électricité, soit 89 millions dollars, a augmenté entre le deuxième trimestre de 2005 et celui de 2006 compte tenu de l'incidence qu'a eue la hausse des prix de l'électricité achetée. La hausse des volumes des ventes a fait augmenter les volumes d'électricité achetés qui ont atteint 667 GWh au deuxième trimestre de 2006. Pour cette période, les autres produits d'exploitation et les autres coûts des marchandises vendues ont totalisé respectivement 58 millions de dollars et 53 millions de dollars. Ils ont diminué d'un exercice à l'autre surtout en raison de la production supérieure de la centrale d'OSP, ce qui a réduit les volumes de gaz naturel revendus. Les autres coûts et charges, qui comprennent le gaz combustible utilisé pour produire de l'électricité, se sont établis à 40 millions de dollars au deuxième trimestre de 2006, soit un montant supérieur à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent qui provient principalement de l'augmentation de la production de l'installation d'OSP.

Pour la période visée, environ 7 % des volumes des ventes d'électricité ont été vendus sur le marché au comptant, comparativement à environ 16 % au deuxième trimestre de 2005. Les activités des installations d'énergie de l'Est consistent principalement à vendre la majorité de l'électricité produite aux termes de contrats passés avec des clients des secteurs de gros, commercial et industriel, tout en gérant des approvisionnements d'électricité provenant de leurs installations et d'achats d'électricité en gros. Pour réduire le risque de prix auquel elles sont exposées sur le marché au comptant, les installations d'énergie de l'Est avaient conclu, au 30 juin 2006, des contrats de vente d'électricité à prix fixe pour quelque 2 700 GWh d'électricité pour le reste de 2006 et pour environ 4 400 GWh en 2007. Certains volumes contractuels dépendent cependant du taux d'utilisation des clients.

Stockage de gaz naturel

Le bénéfice d'exploitation des installations de gaz naturel s'est établi à 17 millions de dollars et à 39 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, soit 14 millions de dollars et 28 millions de dollars de plus que pour les périodes correspondantes de 2005. L'augmentation est principalement attribuable à l'apport supérieur de l'installation de stockage de gaz naturel de CrossAlta en raison de la capacité accrue et des écarts supérieurs pour le gaz naturel stocké ainsi qu'au bénéfice provenant de contrats auprès de tierces parties en Alberta.

Frais généraux, administratifs et de soutien

A 35 millions de dollars et à 65 millions de dollars pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, les frais généraux, administratifs et de soutien ont progressé respectivement de 5 millions de dollars et de 2 millions de dollars, comparativement aux mêmes périodes en 2005. Ces hausses s'expliquent surtout par les frais d'expansion des affaires accrus. Au 30 juin 2006, TransCanada avait capitalisé 23 millions de dollars relativement au projet de GNL Broadwater.
Volume des ventes d'électricité et capacité disponible des centrales

Volumes des ventes d'électricité

                                          Trimestres        Semestres
                                            terminés         terminés
(non vérifié)                            les 30 juin      les 30 juin
(en GWh)                               2006     2005    2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power (1)                       3 094    2 306   6 400    4 904
Installations d'énergie de
 l'Ouest (2)                          3 803    2 838   8 265    6 036
Installations d'énergie de
 l'Est (3)                            1 616    1 456   3 051    2 711
Participation dans S.E.C.
 Electricité (4)                          -      723       -    1 420
                                   -------------------------------------
Total                                 8 513    7 323  17 716   15 071
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------
(1) Les volumes des ventes tiennent compte de la quote-part de la
    production de Bruce Power revenant à TransCanada.
(2) Les volumes visés par les CAE de Sheerness sont inclus dans les
    résultats des installations d'énergie de l'Ouest à partir du 31
    décembre 2005.
(3) Les résultats de TC Hydro sont inclus dans les installations
    d'énergie de l'Est depuis le 1er avril 2005.
(4) TransCanada assurait l'exploitation et la gestion de S.E.C.
    Electricité jusqu'au 31 août 2005. Les volumes présentés dans le
    tableau représentent 100 % des volumes des ventes de S.E.C.
    Electricité au 30 juin 2005.


Capacité disponible moyenne pondérée des centrales (1)

                                          Trimestres        Semestres
                                            terminés         terminés
                                         les 30 juin      les 30 juin
(non vérifié)                          2006     2005    2006     2005
------------------------------------------------------------------------
Bruce Power                              84 %    71 %    87 %     76 %
Installations d'énergie de
 l'Ouest (2)                             74 %    81 %    82 %     85 %
Installations d'énergie de
 l'Est (3)                               98 %    74 %    97 %     81 %
Participation dans S.E.C.
 Electricité (4)                          -      86 %     -       92 %

Toutes les centrales, exclusion
 faite de Bruce Power                    93 %     79 %   93 %     85 %
Toutes les centrales                     85 %     76 %   88 %     82 %
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------
(1) La capacité disponible d'une centrale représente le pourcentage du
    temps, durant la période, pendant lequel la centrale est disponible
    pour produire de l'électricité, qu'elle soit en exploitation ou non,
    duquel les arrêts d'exploitation pour entretien préventif et
    correctif sont soustraits.
(2) La capacité disponible des installations d'énergie de l'Ouest a été
    de 74 % pour le trimestre terminé le 30 juin 2006, ce qui reflète
    les arrêt d'exploitation prévus et imprévus aux centrales de
    cogénération de MacKay River, de Bear Creek et de Carseland.
(3) Les résultats de TC Hydro sont inclus dans les installations
    d'énergie de l'Est depuis le 1er avril 2005.
(4) Les résultats de S.E.C. Electricité sont inclus jusqu'au 30 juin
    2005.

Siège social

Les charges nettes ont été de néant et de 12 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, alors que des charges nettes de 7 millions de dollars et de 16 millions de dollars avaient été constatées pour les périodes correspondantes de 2005.

Le recul de 7 millions de dollars des charges nettes au deuxième trimestre de 2006, comparativement à la période correspondante de 2005, s'explique avant tout par l'incidence favorable de 10 millions de dollars sur les impôts futurs en raison de la réduction des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada durant le deuxième trimestre de 2006. En outre, la hausse des intérêts créditeurs et autres produits pour l'exercice à ce jour ainsi que l'incidence favorable du fléchissement de dollar américain ont été en grande partie annulées par la hausse des charges financières.

Le recul de 4 millions de dollars des charges nettes du semestre terminé le 30 juin 2006, comparativement à la période correspondante de 2005, s'explique avant tout par l'incidence favorable de 10 millions de dollars sur les impôts futurs au deuxième trimestre de 2006, annulée en partie par les remboursements d'impôts sur les bénéfices supérieurs et par les rajustements fiscaux positifs constatés durant le semestre terminé le 30 juin 2005. De plus, la hausse des intérêts créditeurs et autres produits pour l'exercice à ce jour ainsi que l'incidence favorable du fléchissement du dollar américain ont été atténuées principalement par l'accroissement des charges financières.

Liquidités et ressources en capital

Fonds provenant de l'exploitation

Les fonds provenant de l'exploitation se sont élevés à 539 millions de dollars et à 1 056 millions de dollars respectivement pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, alors qu'ils avaient été respectivement de 498 millions de dollars et de 918 millions de dollars pour les mêmes périodes en 2005.

TransCanada estime que sa capacité de générer, à court et à long terme, des liquidités suffisantes pour répondre à ses besoins et de préserver les ressources et la souplesse financières lui permettant d'assurer sa croissance prévue demeure pratiquement inchangée depuis le 31 décembre 2005.

Activités d'investissement

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, les dépenses en immobilisations ont totalisé respectivement 327 millions de dollars (135 millions de dollars en 2005) et 630 millions de dollars (243 millions de dollars en 2005). Elles se rapportent principalement au redémarrage et à la remise à neuf des premier et deuxième réacteurs de Bruce A, à la construction de nouvelles centrales électriques, à la construction du pipeline Tamazunchale et des installations de stockage de gaz naturel d'Edson ainsi qu'à l'entretien et à la capacité d'autres pipelines de l'entreprise de pipelines.

Durant le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, la cession d'actifs a permis de générer respectivement 23 millions de dollars (1 million de dollars en 2005) et 23 millions de dollars (102 millions de dollars en 2005), déduction faite des impôts sur les bénéfices exigibles. La cession ayant eu lieu en 2006 était liée à la vente de la participation de commandité de 17,5 % détenue par TransCanada dans Northern Border Partners, L.P. La cession ayant eu lieu en 2005 avait trait à la vente de parts de PipeLines LP.

La société a conclu, pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006 des acquisitions totalisant 358 millions de dollars (632 millions de dollars en 2005). L'acquisition en 2006 était liée à l'achat, par PipeLines LP, d'une participation de commandité supplémentaire de 20 % dans Northern Border. Les acquisitions effectuées en 2005 étaient liées à l'achat des actifs productifs de TC Hydro et d'une participation supplémentaire de 3,52 % dans Iroquois.

Activités de financement

Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, TransCanada a affecté respectivement 208 millions de dollars et 348 millions de dollars au remboursement de sa dette à long terme. Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, TransCanada a émis respectivement 372 millions de dollars et 1 250 millions de dollars de titres de créance à long terme. L'encours des billets à payer a augmenté de 180 millions de dollars pour le trimestre terminé le 30 juin 2006, tandis qu'il a diminué de 453 millions de dollars pour le semestre terminé le 30 juin 2006. Pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2006, l'encaisse et les placements à court terme ont respectivement diminué de 47 millions de dollars et augmenté de 102 millions de dollars.

Dividendes

Le 27 juillet 2006, le conseil d'administration de TransCanada a déclaré, pour le trimestre se terminant le 30 septembre 2006, un dividende trimestriel de 0,32 $ par action ordinaire en circulation. Il s'agit du 171e dividende trimestriel consécutif versé par TransCanada et sa filiale sur les actions ordinaires. Le dividende est payable le 31 octobre 2006 aux actionnaires inscrits à la fermeture des bureaux le 29 septembre 2006.

Obligations contractuelles

Entre le 31 décembre 2005 et le 30 juin 2006, il n'y a eu aucun changement important dans les obligations contractuelles de TransCanada, y compris les paiements exigibles au cours des cinq prochains exercices et par la suite. Pour un complément d'information sur ces obligations contractuelles, il y a lieu de consulter le rapport de gestion de TransCanada dans le rapport annuel 2005 de TransCanada.

Instruments financiers et autres instruments

Les changements importants dans les instruments financiers de la société depuis le 31 décembre 2005 sont présentés ci-après.

Gestion du risque lié au prix de l'énergie

Pour les besoins de la gestion de son portefeuille d'actifs, la société conclut des contrats d'instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel. La juste valeur et les volumes de référence des contrats sur écarts ainsi que des swaps, des contrats à terme et des options sont présentés dans le tableau ci-après.
Actif (passif)                               30 juin 2006   31 décembre
(en millions de dollars)                     (non vérifié)         2005
------------------------------------------------------------------------
                             Traitement
                             comptable       Juste valeur  Juste valeur
                             -------------------------------------------
Electricité - swaps et
 contrats sur écarts
 (échéant entre 2006 et 2011) Eléments de
                              couverture              (79)         (130)
 (échéant entre 2006 et 2010) Eléments
                              autres que de
                              couverture                -            13
Gaz - swaps, contrats à
 terme et options
 (échéant entre 2006 et 2016) Eléments de
                              couverture              (33)           17
 (échéant entre 2006 et 2008) Eléments
                              autres que de
                              couverture               18           (11)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Volumes de référence
30 juin 2006                                 Electricité
(non vérifié)                                   (GWh)       Gaz (Gpi(3))
------------------------------------------------------------------------
                              Traitement
                              comptable     Achats Ventes Achats Ventes
                             -------------------------------------------
Electricité - swaps et
 contrats sur écarts
 (échéant entre 2006 et 2011) Eléments de
                              couverture     3 732  9 008      -      -
 (échéant entre 2006 et 2010) Eléments
                              autres que de
                              couverture     1 631    972      -      -
Gaz - swaps, contrats à
 terme et options
 (échéant entre 2006 et 2016) Eléments de
                              couverture         -      -     87     62
 (échéant entre 2006 et 2008) Eléments
                              autres que de
                              couverture         -      -     15     21
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Volumes de référence                         Electricité
31 décembre 2005                                (GWh)       Gaz (Gpi(3))
------------------------------------------------------------------------
                              Traitement
                              comptable     Achats Ventes Achats Ventes
                             -------------------------------------------
Electricité - swaps et
 contrats sur écarts          Eléments de
                              couverture     2 566  7 780      -      -
                              Eléments
                              autres que de
                              couverture     1 332    456      -      -

Gaz - swaps, contrats à
 terme et options             Eléments de
                              couverture         -      -     91     69
                              Eléments
                              autres que de
                              couverture         -      -     15     18
------------------------------------------------------------------------
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Gestion des risques

Les risques de marché, les risques financiers et les risques de contreparties auxquels TransCanada est exposée demeurent essentiellement inchangés depuis le 31 décembre 2005. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2005 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les risques.

Contrôles et procédés

Au 30 juin 2006, la direction de TransCanada, notamment le président et chef de la direction ainsi que le chef des finances, a évalué l'efficacité de la conception et du fonctionnement des contrôles et procédés de communication de l'information de la société. Cette évaluation a permis au président et chef de la direction ainsi qu'au chef des finances de TransCanada de conclure que les contrôles et procédés de communication de l'information sont efficaces.

Au cours du trimestre considéré, il ne s'est produit aucun changement quant au contrôle interne à l'égard de l'information financière qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière de TransCanada.

Convention comptable d'importance critique

La convention comptable d'importance critique de TransCanada, qui n'a pas été modifiée depuis le 31 décembre 2005, concerne le fait que le mode de comptabilisation de ses activités réglementées est prescrit par réglementation. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2005 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur cette convention comptable d'importance critique.

Estimations comptables d'importance critique

Etant donné que la détermination des montants relatifs à de nombreux actifs, passifs, produits et charges dépend d'événements futurs, l'établissement des présents états financiers consolidés exige le recours à des estimations et à des hypothèses qui requièrent un degré élevé de jugement. Depuis le 31 décembre 2005, l'estimation comptable d'importance critique de TransCanada demeure la dotation aux amortissements. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2005 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur cette estimation comptables critiques.

Perspectives

En 2006, TransCanada prévoit que son bénéfice net sera supérieur aux prévisions en raison de l'incidence favorable des réductions des taux d'imposition fédéraux et provinciaux des sociétés au Canada et du bénéfice net découlant des activités abandonnées à la suite des règlements obtenus dans le cadre de la faillite de Mirant. Ces incidences mises à part, les perspectives de la société sont essentiellement inchangées depuis le 31 décembre 2005. Le rapport de gestion, dans le rapport annuel 2005 de TransCanada, renferme des renseignements complémentaires sur les perspectives.

En 2006 TransCanada continuera d'orienter ses ressources vers les occasions de croissance à long terme qui lui permettront de consolider son rendement financier et de créer de la valeur à long terme pour les actionnaires. Grâce à son bénéfice net, à ses flux de trésorerie ainsi qu'à son bilan solide, la société continue de jouir de la souplesse financière nécessaire pour investir judicieusement dans ses entreprises essentielles, soit les pipelines et l'énergie.

La cote d'émetteur accordée à TransCanada par Moody's Investors Service (Moody's) est A3, avec perspectives stables. Les cotes de crédit que Dominion Bond Rating Service Limited (DBRS), Moody's et Standard & Poor's accordent aux titres d'emprunt de premier rang non garantis de TransCanada PipeLines Limited (TCPL) demeurent respectivement A, A2 et A-. DBRS et Moody's continuent de considérer les perspectives d'avenir comme étant stables, et Standard & Poor's, comme étant négatives.

Autres faits nouveaux

Pipelines

Pipelines détenus en propriété exclusive

Réseau principal au Canada

En mars 2006, TransCanada a conclu un règlement avec ses clients et les autres intéressés au sujet des droits de 2006 pour le réseau principal au Canada. Le 15 mars 2006, TransCanada a déposé auprès de l'ONE sa demande d'approbation de ce règlement et des droits connexes. Le 28 avril 2006, l'ONE a approuvé la demande déposée sans la modifier, confirmant ainsi les droits provisoires en vigueur en tant que droits définitifs pour 2006.

Réseau de l'Alberta

En février 2006, l'EUB a rendu sa décision sur la deuxième phase de la demande tarifaire générale de 2005, qui portait sur la ventilation des coûts approuvés pour 2005 entre les services de transport et la tarification. Aux termes de cette décision, la tarification de 2005 a été approuvée sans modification.

En mars 2006, TransCanada a déposé, auprès de l'EUB, les documents pour les droits définitifs de 2005 et les droits définitifs de 2006. Les droits définitifs de 2005 déposés sont les mêmes que les droits provisoires de 2005 puisque l'EUB n'a demandé aucun changement tarifaire dans sa décision sur la deuxième phase de la demande tarifaire générale de 2005. Les droits définitifs de 2006 déposés auprès de l'EUB sont fondés sur les besoins en produits de 2006, y compris les reports de 2005, selon le règlement de trois ans conclu pour le réseau de l'Alberta, les prévisions révisées en ce qui a t rait au débit et à la tarification approuvée. L'EUB a approuvé les droits définitifs de 2005 et de 2006. Les droits définitifs de 2006 sont entrés en vigueur le 1er avril 2006.

Réseau de Gas Transmission Northwest

En juin 2006, le réseau de Gas Transmission Northwest a déposé un dossier tarifaire auprès de la FERC. Ce dossier détaillé demande un certain nombre de modifications tarifaires, y compris une majoration des droits pour certains services. Les droits actuels sont fondés sur le dernier dossier tarifaire déposé en 1994. En raison des changements fondamentaux auxquels le marché a été soumis depuis ce temps, une importante capacité demeure sans preneur.

Dans son dossier, le réseau de Gas Transmission Northwest sollicite auprès de la FERC l'autorité de partager les coûts liés à la capacité sans preneur avec les expéditeurs de capacité garantie sous contrats à long terme en apportant un certain nombre de modifications à ses tarifs. Elles comprennent :

- Une majoration des droits pour le service garanti à long terme pleine distance pour le faire passer de 26 cents le décatherme (Dth) à 45 cents le Dth. Cependant, les droits payés par les expéditeurs utilisant le service garanti à long terme pourraient être inférieurs si le réseau de Gas Transmission Northwest réussit à commercialiser la capacité pour laquelle il n'y a pas preneur.

- De nouveaux droits pour les services de transport garanti à long terme saisonniers et les services de transport à court terme.

- Des droits fondés sur les prix du marché pour le service de transport interruptible pleine distance.

Les droits proposés comprennent un taux de rendement de l'avoir réputé des actionnaires ordinaires de 14,5 %, un ratio réputé des actionnaires ordinaires de 62,99 % et un taux d'amortissement des installations de transport de 2,76 %.

Autres pipelines

En avril 2006, PipeLines LP a réalisé l'acquisition d'une participation de commandité supplémentaire de 20 % dans Northern Border au prix de 307 millions de dollars US, ce qui porte sa participation de commandité totale à 50 %. Dans le cadre de cette acquisition, PipeLines LP a indirectement pris en charge la dette de Northern Border d'environ 120 millions de dollars US. Du prix d'achat total, 114 millions de dollars US ont été attribués à l'écart d'acquisition, et le reste a été ventilé principalement aux immobilisations corporelles. Northern Border est devenue une entité contrôlée conjointement, et TransCanada a commencé à consolider proportionnellement et prospectivement sa participation dans Northern Border à partir d'avril 2006. Aux termes de cette opération, une filiale de TransCanada deviendra, au début du deuxième trimestre de 2007, l'exploitant de Northern Border, société actuellement exploitée par une filiale d'ONEOK.

Parallèlement à cette opération, TransCanada a réalisé la vente de sa participation de commandité de 17,5 % dans Northern Border Partners, L.P. à une filiale d'ONEOK pour un produit net d'environ 30 millions de dollars US, ce qui a donné lieu à un gain après les impôts de 13 millions de dollars. Le gain net a été constaté dans les résultats du secteur des pipelines, et, à la suite de cette opération, la société a inscrit une charge fiscale de 10 millions de dollars, y compris une charge de 12 millions de dollars au titre des impôts exigibles.

Mise en valeur des régions nordiques

Les audiences sur le projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie devraient prendre fin en avril 2007. Elles sont tenues par une commission mixte d'examen, qui évalue les incidences environnementales et socio-économiques, alors que l'ONE examine tous les autres aspects du projet, y compris l'ingénierie, la sécurité, les besoins et la faisabilité économique.

En juin 2006, TransCanada a déposé auprès de l'EUB une demande d'approbation de la construction d'infrastructures de transport de gaz naturel dans le nord de l'Alberta qui permettraient de raccorder la production de gaz naturel provenant du projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie au réseau de l'Alberta. Le calendrier de construction des infrastructures proposées dépendra du choix du moment pour la réalisation du projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie.

Pipeline Keystone

En avril 2006, TransCanada a déposé auprès du Département d'Etat des Etats-Unis une demande de permis présidentiel pour la construction, l'exploitation et l'entretien du pipeline Keystone.

En juin 2006, TransCanada et TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. (Keystone Ltd.) ont déposé auprès de l'ONE une demande pour faire approuver le transfert d'une partie du réseau principal au Canada au pipeline Keystone afin de transporter du pétrole brut de l'Alberta à destination des raffineries du Midwest américain. Dans le cadre de cette demande de transfert, TransCanada souhaite également faire approuver une réduction de la base tarifaire d'un montant correspondant à la valeur comptable nette (VCN) des installations transférées, et Keystone Ltd. veut faire approuver l'ajout de la VCN des installations à la base tarifaire du pipeline Keystone. La demande de transfert est la première de deux importantes demandes réglementaires requises en vue d'obtenir les approbations nécessaires pour construire le tronçon canadien du pipeline Keystone. Le projet est également assujetti aux approbations de divers organismes de réglementations américains. L'ONE a prévu que les témoignages de vive voix dans le cadre de la demande commenceront le 23 octobre 2006.

TransCanada prévoit déposer auprès de l'ONE une demande de certificat de commodité et de nécessité publiques pour construire les nouvelles installations plus tard cette année, lorsque les évaluations environnementales auront été terminées. Le 10 juillet 2006, TransCanada a déposé auprès de l'ONE un dossier d'information préliminaire sur les nouvelles installations requises.

TransCanada a poursuivi, en mai et en juin 2006, ses consultations avec les parties prenantes le long du tracé proposé pour le pipeline Keystone. Les consultations publiques comprenaient plusieurs journées portes ouvertes au sujet du prolongement proposé du pipeline Keystone jusqu'à Cushing, en Oklahoma. TransCanada prévoit lancer, plus tard cette année, un appel de soumissions exécutoires pour le prolongement de Cushing.

Energie

Bruce Power

Le projet de redémarrage et de remise à neuf de Bruce A a franchi une étape critique en juillet 2006 lorsque la Commission canadienne de sûreté nucléaire a accepté l'évaluation environnementale qui avait été présentée à l'occasion d'une audience publique le 19 mai 2006. L'évaluation environnementale étant achevée, il est maintenant possible de passer à l'étape suivante des travaux de redémarrage. Le projet de redémarrage et de remise permettra de fournir une capacité de production supplémentaire d'électricité de 1 500 MW au réseau de l'Ontario à partir de la fin de 2009. Les premier et deuxième réacteurs sont actuellement conservés en état de vidange et d'arrêt garanti.

Cartier énergie

En juin 2006, Cartier énergie éolienne a entrepris la construction d'un parc éolien de 100,5 MW à Anse-à-Valleau. Il s'agit du deuxième de six parcs éoliens constituant le projet de Cartier énergie éolienne dans la région de Gaspé au Québec. Le parc éolien d'Anse-à-Valleau devrait alimenter le réseau d'Hydro-Québec d'ici décembre 2007. La construction se poursuit en vue de l'aménagement du parc éolien de 109,5 MW à Baie-des-Sables, et les travaux devraient se terminer en décembre 2006 tel que prévu. TransCanada détient une participation de 62 % dans le projet de Cartier énergie éolienne, auquel Hydro-Québec Distribution a octroyé, en octobre 2004, six projets représentant une capacité de production totale de 739,5 MW.

Portlands Energy Centre

En avril 2006, le Portlands Energy Centre (PEC) a commencé les travaux préliminaires de préparation du chantier en vue de la construction d'une centrale à cycle combiné à haut rendement d'une capacité de 550 MW au centre-ville de Toronto. PCE est un partenariat entre TransCanada et Ontario Power Generation. Les partenaires continuent de négocier une convention d'achat d'électricité à long terme auprès de l'Office de l'électricité de l'Ontario.

Bécancour

La construction de la centrale de cogénération de 550 MW à Bécancour est presque achevée. Les essais et les autres activités liées au démarrage se sont terminés avec succès vers la fin du deuxième trimestre de 2006. La centrale devrait être mise en exploitation commerciale à l'automne 2006. La centrale, située près de Trois-Rivières, au Québec, fournira de l'électricité à Hydro-Québec Distribution aux termes d'un contrat à long terme et produira à prix concurrentiels de la vapeur pour les procédés industriels adjacents.

Gaz naturel liquéfié

Au début d'avril 2006, Energie Cacouna, partenariat entre TransCanada et Petro-Canada, a attribué le contrat des travaux d'ingénierie préliminaires à un consortium international formé de grandes sociétés d'ingénierie et de construction possédant de l'expérience en aménagement de terminaux de réception de GNL. Un autre jalon important du projet a été franchi le 15 juin 2006, lorsqu'ont pris fin les audiences devant une commission mixte d'examen formée de représentants de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale et du Bureau d'audiences publiques sur l'environnement du Québec. Les décisions réglementaires devraient être obtenues d'ici la fin de 2006. La construction devrait commencer par la suite, et les installations devraient être mises en exploitation vers la fin de 2009 ou le début de 2010.

En avril 2006, le projet Broadwater a progressé avec le dépôt d'une demande, présentée à l'Etat de New York en vertu de la Coastal Zone Mangement Act, relativement au projet de GNL que propose Broadwater dans le détroit de Long Island. Sous réserve des approbations réglementaires, le projet de Broadwater devrait être mis en exploitation vers la fin de 2010.

Stockage de gaz naturel

Les travaux de construction se poursuivent à l'installation de stockage de gaz naturel d'Edson, en Alberta. L'installation d'Edson aura une capacité de stockage aménagée d'environ 60 petajoules et sera raccordée au réseau de l'Alberta. Elle devrait commencer à accueillir du gaz plus tard cette année.

Renseignements sur les actions

Au 30 juin 2006, TransCanada avait 487 812 778 actions ordinaires émises et en circulation. En outre, elle avait en circulation 9 946 581 options permettant d'acheter des actions ordinaires, dont 6 989 842 options pouvaient être exercées au 30 juin 2006.

Principales données financières trimestrielles consolidées (1)

(non vérifié)
(en millions de dollars,        2006                   2005
 sauf les montants
 par action)                 T2     T1      T4      T3      T2      T1
------------------------------------------------------------------------

Produits                  1 685  1 894   1 771   1 494   1 449   1 410
Bénéfice net
 Activités poursuivies      244    245     350     427     200     232
 Activités abandonnées        -     28       -       -       -       -
------------------------------------------------------------------------
                            244    273     350     427     200     232
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Données sur les actions
Bénéfice net par action -
 de base
 Activités poursuivies     0,50 $ 0,50 $  0,72 $  0,88 $  0,41 $  0,48 $
 Activités abandonnées        -   0,06       -       -       -       -
------------------------------------------------------------------------
                           0,50 $ 0,56 $  0,72 $  0,88 $  0,41 $  0,48 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net par action -
 dilué
 Activités poursuivies     0,50 $ 0,50 $  0,71 $  0,87 $  0,41 $  0,48 $
 Activités abandonnées        -   0,06       -       -       -       -
------------------------------------------------------------------------
                           0,50 $ 0,56 $  0,71 $  0,87 $  0,41 $  0,48 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Dividendes déclarés
 par action ordinaire      0,32 $ 0,32 $ 0,305 $ 0,305 $ 0,305 $ 0,305 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(non vérifié)
(en millions de dollars,           2004
 sauf les montants
 par action)                    T4       T3
---------------------------------------------

Produits                     1 480    1 311
Bénéfice net
 Activités poursuivies         185      193
 Activités abandonnées           -       52
---------------------------------------------
                               185      245
---------------------------------------------
---------------------------------------------

Données sur les actions
Bénéfice net par action -
 de base
 Activités poursuivies        0,38 $   0,40
 Activités abandonnées           -     0,11
---------------------------------------------

                              0,38 $   0,51 $
---------------------------------------------

Bénéfice net par action -
 dilue
 Activités poursuivies        0,38 $   0,39 $
 Activités abandonnées           -     0,11
---------------------------------------------
                              0,38 $   0,50 $
---------------------------------------------
---------------------------------------------

Dividendes déclarés
 par action ordinaire         0,29 $   0,29 $
---------------------------------------------
---------------------------------------------

(1) Les principales données financières trimestrielles consolidées ont
    été établies selon les PCGR du Canada. Certains chiffres
    correspondants ont été réagencés afin d'en permettre la comparaison
    avec ceux de la période a l'étude. On trouve, à la note 1, à la
    note 2 et à la note 23 afférentes aux états financiers consolidés
    vérifiés de 2005 de TransCanada, des renseignements détaillés au
    sujet des facteurs influant sur la comparabilité des données
    financières, y compris celles sur les activités abandonnées.

Facteurs influant sur l'information financière trimestrielle

L'entreprise de pipelines est principalement constituée des participations de la société dans des pipelines réglementés et ses produits ainsi que son résultat net annuels fluctuent à long terme en fonction des décisions des organismes de réglementation et des règlements négociés avec les expéditeurs. En règle générale, les produits et le résultat net sont relativement stables d'un trimestre à l'autre au cours d'un exercice donné et les fluctuations découlent de rajustements constatés par suite de décisions des organismes de réglementation et de règlements négociés avec les expéditeurs, de même qu'en raison d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Principalement, l'entreprise d'énergie construit, détient et exploite des centrales électriques, vend de l'électricité et investit dans des installations de stockage du gaz narurel et ses produits ainsi que son résultat net fluctuent d'un trimestre à l'autre en raison des conditions climatiques, de la demande des consommateurs, des prix du marché, des arrêts d'exploitation prévus et imprévus ainsi que d'éléments hors du cours normal de l'exploitation.

Les principaux éléments ayant influé sur le résultat net des huit derniers trimestres s'établissent comme suit:

- Au troisième trimestre de 2004, les décisions rendues par l'EUB sur les coûts en capital généraux et la première phase de la demande tarifaire générale de 2004 ont entraîné une baisse du résultat du réseau de l'Alberta comparativement au résultat des trimestres précédents. De plus, les résultats du troisième trimestre de 2004 comprenaient un rajustement de 12 millions de dollars après les impôts lié à l'annulation de provisions pour la restructuration établies préalablement et à la constatation de 8 millions de dollars au titre de reports prospectifs de pertes autres qu'en capital.

- Au quatrième trimestre de 2004, TransCanada a réalisé l'acquisition de GTN et a constaté dans le résultat net un montant de 14 millions de dollars depuis la date d'acquisition, soit le 1er novembre 2004. L'entreprise d'énergie a constaté un montant de 16 millions de dollars avant les impôts qui illustre l'incidence d'une opération de restructuration ayant trait à des contrats d'achat d'électricité entre OSP et Boston Edison relativement aux installations d'énergie de l'Est.

- Le résultat net du premier trimestre de 2005 comprend un gain de 48 millions de dollars après les impôts lié à la vente de parts de PipeLines LP. Les résultats de l'entreprise d'énergie tiennent compte de coûts de 10 millions de dollars après les impôts pour la restructuration par OSP de contrats d'approvisionnement en gaz naturel. De plus, le bénéfice de participation de Bruce Power a diminué comparativement à celui des trimestres antérieurs en raison de l'incidence des arrêts d'exploitation pour entretien préventif et de l'accroissement des charges d'exploitation attribuable à l'exploitation de six réacteurs.

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2005 comprend un montant de 21 millions de dollars (13 millions de dollars en rapport avec 2004 et 8 millions de dollars en rapport avec le semestre terminé le 30 juin 2005), en raison de la décision de l'ONE au sujet de la demande tarifaire (deuxième phase) de 2004 pour le réseau principal au Canada. Le 1er avril 2005, TransCanada a conclu l'acquisition auprès de USGen New England, Inc. des actifs de production hydroélectrique de TC Hydro. Le bénéfice de participation de Bruce Power a diminué comparativement à celui des trimestres antérieurs en raison de l'incidence des arrêts d'exploitation prolongés pour entretien préventif et de travaux d'entretien correctif à la suite d'une panne du sixième réacteur du fait qu'un transformateur a pris feu.

- Le résultat net du troisième trimestre de 2005 comprend un gain de 193 millions de dollars après les impôts lié à la vente de la participation de la société dans S.E.C. Electricité. En outre, le bénéfice de participation de Bruce Power s'est accru comparativement à celui des trimestres antérieurs en raison de la hausse des prix réalisés pour l'électricité et d'une légère augmentation des volumes de production.

- Le résultat net du quatrième trimestre de 2005 comprend un gain de 115 millions de dollars après les impôts lié à la vente de Paiton Energy. De plus, compte tenu de la création de Bruce A, les résultats de Bruce Power ont été consolidés sur une base proportionnelle à partir du 31 octobre.

- Le résultat net du premier trimestre de 2006 comprend un règlement de 18 millions de dollars après les impôts reçu par le réseau de Gas Transmission Northwest à la suite d'une réclamation soumise dans le cadre d'une faillite. De plus, le résultat net de l'entreprise d'énergie comprend la contribution découlant de la CAE de Sheerness de 756 MW, acquise le 31 décembre 2005.

- Le résultat net du deuxième trimestre de 2006 comprend 33 millions de dollars au titre de l'incidence favorable sur les impôts futurs (23 millions de dollars pour le secteur de l'énergie et 10 millions de dollars pour le secteur du siège social) découlant de la réduction des taux fédéraux et provinciaux d'imposition des sociétés au Canada. Le résultat du secteur des pipelines comprend un gain de 13 millions de dollars après les impôts lié à la vente de la participation de commandité de 17,5 % détenue par la société dans Northern Border Partners, L.P.
Etats consolidés des résultats

                                       Trimestres            Semestres
(non vérifié)                            terminés             terminés
(en millions de dollars, sauf         les 30 juin          les 30 juin
 les montants par action)           2006     2005      2006       2005
------------------------------------------------------------------------

Produits                           1 685    1 449     3 579      2 859

Charges d'exploitation
Coût des marchandises vendues        337      250       842        515
Autres coûts et charges              566      419     1 103        841
Amortissement                        266      254       523        505
                                   -------------------------------------
                                   1 169      923     2 468      1 861
                                   -------------------------------------

Autres charges (produits)
Charges financières                  207      208       409        415
Charges financières des
 coentreprises                        24       16        45         33
Bénéfice de participation             (6)     (26)      (24)       (76)
Intérêts créditeurs et autres
 produits                            (15)      (4)      (64)       (28)
Gain à la vente de la participation
 dans Northern Border Partners, L.P. (23)       -       (23)         -
Gain à la vente de parts de
 PipeLines LP                          -       (2)        -        (82)
                                   -------------------------------------
                                     187      192       343        262
                                   -------------------------------------
Bénéfice découlant des activités
 poursuivies avant les impôts sur
 les bénéfices et les
 participations sans contrôle        329      334       768        736

Impôts sur les bénéfices
Exigibles                             37       79       247        240
Futurs                                37       38        (4)        26
                                   -------------------------------------
                                      74      117       243        266
                                   -------------------------------------
Participations sans contrôle
Dividendes sur les actions
 privilégiées d'une filiale            5        5        11         11
Participation sans contrôle dans
 PipeLines LP                          8       12        21         21
Autres                                (2)       -         4          6
                                   -------------------------------------
                                      11       17        36         38
                                   -------------------------------------
Bénéfice net découlant des
 activités poursuivies               244      200       489        432
Bénéfice net découlant des
 activités abandonnées                 -        -        28          -
                                   -------------------------------------
Bénéfice net                         244      200       517        432
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------
Bénéfice net par action
Activités poursuivies               0,50 $   0,41 $    1,00 $     0,89 $
Activités abandonnées                  -        -      0,06          -
                                   -------------------------------------
De base et dilué                    0,50 $   0,41 $    1,06 $     0,89 $
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------

Nombre moyen d'actions en
 circulation - de base
 (en millions)                     487,7    485,9     487,6      485,6
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------
Nombre moyen d'actions en
 circulation - dilué (en millions) 490,1    488,4     490,0      488,1
                                   -------------------------------------
                                   -------------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Etats consolidés des flux de trésorerie

                                       Trimestres            Semestres
                                         Terminés             terminés
(non vérifié)                         les 30 juin          les 30 juin
(en millions de dollars)            2006     2005      2006       2005
------------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés à
 l'exploitation
Bénéfice net découlant des
 activités poursuivies               244      200       489        432
Amortissement                        266      254       523        505
Gain à la vente de parts de
 PipeLines LP, déduction faite des
 impôts exigibles                      -       (1)        -        (31)
Gain à la vente de la participation
 dans Northern Border partners,
 L.P., déduction faite des impôts
 exigibles                           (11)       -       (11)         -
Bénéfice de participation en deça
 (en excédent) des distributions
 reçues                               (3)      14        (7)       (17)
Impôts futurs                         37       38        (4)        26
Participations sans contrôle          11       17        36         38
Capitalisation des avantages
 sociaux futurs supérieure aux
 charges                             (13)     (10)      (15)       (17)
Autres                                 8      (14)       45        (18)
                                    ------------------------------------
Fonds provenant de l'exploitation    539      498     1 056        918
Augmentation du fonds de roulement
 d'exploitation                      (91)    (177)      (93)      (263)
                                    ------------------------------------
Rentrées nettes provenant de
 l'exploitation                      448      321       963        655
                                    ------------------------------------
Activités d'investissement
Dépenses en immobilisations         (327)    (135)     (630)      (243)
Acquisitions, déduction faite de
 l'encaisse acquise                 (358)    (632)     (358)      (632)
Cession d'actifs, déduction des
 impôts exigibles                     23        1        23        102
Montants reportés et autres           (7)      10       (16)        50
                                    ------------------------------------
Sorties nettes liées aux activités
 d'investissement                   (669)    (756)     (981)      (723)
                                    ------------------------------------
Activités de financement
Dividendes sur les actions
 ordinaires                         (156)    (149)     (305)      (289)
Distributions versées aux
 participations sans contrôle        (15)     (23)      (31)       (38)
Billets à payer émis (remboursés),
 montant net                         180      289      (453)       533
Dette à long terme émise             372      499     1 250        799
Réduction de la dette à long terme  (208)    (623)     (348)      (952)
Dette à long terme émise par des
 coentreprises                        22        -        24          5
Réduction de la dette à long terme
 des coentreprises                   (15)     (13)      (21)       (17)
Actions ordinaires émises              5       18        13         29
                                    ------------------------------------
Rentrées (sorties) nettes liées aux
 activités de financement            185       (2)      129         70
                                    ------------------------------------
Incidence des modifications du taux
 de change sur l'encaisse et les
 placements à court terme            (11)      20        (9)        22
                                    ------------------------------------
(Diminution) augmentation de
 l'encaisse et des placements à
 court terme                         (47)    (417)      102         24
Encaisse et placements à court
 terme
Au début de la période               361      632       212        191
                                    ------------------------------------
Encaisse et placements à court
 terme
A la fin de la période               314      215       314        215
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------
Renseignements supplémentaires sur
 les flux de trésorerie
Impôts sur les bénéfices payés       151      115       368        307
Intérêts payés                       224      246       434        455
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Bilans consolidés

                                        30 juin 2006        31 décembre
(en millions de dollars)                (non vérifié)              2005
------------------------------------------------------------------------

ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à court terme             314                212
Débiteurs                                        741                796
Stocks                                           249                281
Autres                                           205                277
                                        --------------------------------
                                               1 509              1 566
Placements à long terme                           74                400
Immobilisations corporelles                   20 778             20 038
Autres éléments d'actif                        2 205              2 109
                                        --------------------------------
                                              24 566             24 113
                                        --------------------------------
                                        --------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Billets à payer                                  509                962
Créditeurs                                     1 244              1 494
Intérêts courus                                  232                222
Tranche de la dette à long terme échéant
 à moins de un an                                313                393
Tranche de la dette à long terme des
 coentreprises échéant à moins de un an          136                 41
                                        --------------------------------
                                               2 434              3 112
Montants reportés                              1 168              1 196
Impôts futurs                                    691                703
Dette à long terme                            10 411              9 640
Dette à long terme des coentreprises           1 157                937
Titres privilégiés                               513                536
                                        --------------------------------
                                              16 374             16 124
                                        --------------------------------
Participations sans contrôle
Actions privilégiées d'une filiale               389                389
Participation sans contrôle dans PipeLines LP    307                318
Autres                                            77                 76
                                        --------------------------------
                                                 773                783
                                        --------------------------------
Capitaux propres
Actions ordinaires                             4 768              4 755
Surplus d'apport                                 273                272
Bénéfices non répartis                         2 474              2 269
Ecart de conversion                              (96)               (90)
                                        --------------------------------
                                               7 419              7 206
                                        --------------------------------
                                              24 566             24 113
                                        --------------------------------
                                        --------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.



Etats consolidés des bénéfices non répartis

                                                              Semestres
(non vérifié)                                      terminés les 30 juin
(en millions de dollars)                        2006               2005
------------------------------------------------------------------------

Solde au début de la période                   2 269              1 655
Bénéfice net                                     517                432
Dividendes sur les actions ordinaires           (312)              (297)
                                        --------------------------------
                                               2 474              1 790
                                        --------------------------------
                                        --------------------------------

Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.


Notes afférentes aux états financiers consolidés
(non vérifié)

1. Principales conventions comptables

Les états financiers consolidés de TransCanada Corporation (TransCanada ou la société) ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada. Les conventions comptables utilisées sont conformes à celles qui sont présentées dans les états financiers consolidés vérifiés annuels de TransCanada pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005. Ces états financiers consolidés tiennent compte de tous les rajustements récurrents habituels qui, de l'avis de la direction, sont requis pour donner une image fidèle de la situation financière et des résultats d'exploitation des périodes respectives. Les présents états financiers consolidés ne comprennent pas toutes les informations devant être fournies dans les états financiers annuels, et ils doivent être lus à la lumière des états financiers consolidés vérifiés de 2005 compris dans le rapport annuel 2005 de TransCanada. Les montants sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Certains chiffres correspondants ont été reclassés pour en permettre le rapprochement avec ceux de la période considérée.

Etant donné que la détermination des montants relatifs à de nombreux actifs, passifs, produits et charges dépend d'événements futurs, l'établissement des présents états financiers consolidés exige le recours à des estimations et à des hypothèses. De l'avis de la direction, ces états financiers consolidés ont été convenablement dressés en fonction d'un seuil d'importance relative raisonnable, et ils cadrent avec les principales conventions comptables de la société.

2. Informations sectorielles

Le 1er juin 2006, TransCanada a révisé la composition et la désignation de ses secteurs d'exploitation isolables, qui sont désormais les pipelines et l'énergie. Le secteur des pipelines comprend principalement les pipelines de la société au Canada, aux Etats-Unis et au Mexique. Le secteur de l'énergie regroupe les entreprises d'exploitation de centrales électriques, de stockage de gaz naturel et de gaz naturel liquéfié (GNL) de la société au Canada et aux Etats-Unis. Par conséquent, la structure d'organisation interne de la société a été modifiée en fonction de ces secteurs. Les informations sectorielles ont été retraitées rétroactivement pour tenir compte de la modification des secteurs d'exploitation isolables. Ces changements n'ont eu aucune incidence sur le bénéfice net consolidé.

Les incidences sur le bénéfice net des secteurs des pipelines et de l'énergie pour chacun des trimestres de 2005 et pour le premier trimestre de 2006 sont indiqués ci-dessous.
                                                 2005              2006
(en millions de dollars)              T1    T2    T3    T4  Total    T1
------------------------------------------------------------------------

Pipelines
Bénéfice net - antérieurement
 déclaré sous Transport de gaz       211   165   148   160    684   168
Reclassements :
 Stockage de gaz naturel              (4)   (1)   (2)   (9)   (16)  (13)
 Coûts liés aux GNL                    2     2     3     4     11     2
                                    ------------------------------------
Bénéfice net - révisé                209   166   149   155    679   157
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------

Energie
Bénéfice net - antérieurement
 déclaré sous Electricité             30    42   292   197    561    89
Reclassements :
 Stockage de gaz naturel               4     1     2     9     16    13
 Coûts liés aux GNL                   (2)   (2)   (3)   (4)   (11)   (2)
                                    ------------------------------------
Bénéfice net -- révisé                32    41   291   202    566   100
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------


Bénéfice net

                                                 Siège
                     Pipelines     Energie      social         Total
                    ----------------------------------------------------
Trimestres
 terminés
 les 30 juin
(non vérifié - en
 millions de
 dollars)           2006   2005   2006  2005  2006  2005    2006   2005
------------------------------------------------------------------------
Produits             969  1 008    716   441     -     -   1 685  1 449
Coût des
 marchandises
 vendues               -      -   (337) (250)    -     -    (337)  (250)
Autres coûts et
 charges            (326)  (296)  (236) (122)   (4)   (1)   (566)  (419)
Amortissement       (235)  (233)   (31)  (21)    -     -    (266)  (254)
                    ----------------------------------------------------
                     408    479    112    48    (4)   (1)    516    526
Charges
 financières
 et participations
 sans contrôle      (184)  (194)     -     -   (34)  (31)   (218)  (225)
Charges
 financières
 des coentreprises   (19)   (13)    (5)   (3)    -     -     (24)   (16)
Bénéfice de
 participation         6     13      -    13     -     -       6     26
Intérêts
 créditeurs
 et autres
 produits              2     (1)     1     -    12     5      15      4
Gain à la vente de
 la participation
 dans Northern
 Border
 Partners, L.P.       23      -      -     -     -     -      23      -
Gain à la vente de
 parts de
 PipeLines LP          -      2      -     -     -     -       -      2
Impôts sur les
 bénéfices           (89)  (120)   (11)  (17)   26    20     (74)  (117)
                    ----------------------------------------------------
 Activités
  poursuivies        147    166     97    41     -    (7)    244    200
                    -------------------------------------
                    -------------------------------------
 Activités
  abandonnées                                                  -      -
                                                          --------------
Bénéfice net                                                 244    200
                                                          --------------
                                                          --------------


                                                 Siège
                     Pipelines     Energie      social         Total
                    ----------------------------------------------------
Semestres terminés
 les 30 juin
(non vérifié - en
 millions de
 dollars)           2006   2005   2006  2005  2006  2005    2006   2005
------------------------------------------------------------------------
Produits           1 946  1 988  1 633   871     -     -   3 579  2 859
Coût des
 marchandises
 vendues               -      -   (842) (515)    -     -    (842)  (515)
Autres coûts et
 charges            (643)  (589)  (455) (249)   (5)   (3) (1 103)  (841)
Amortissement       (461)  (465)   (62)  (40)    -     -    (523)  (505)
                    ----------------------------------------------------
                     842    934    274    67    (5)   (3)  1 111    998
Charges
 financières et
 participations
 sans contrôle      (376)  (390)     -    (2)  (69)  (61)   (445)  (453)
Charges
 financières
 des coentreprises   (33)   (28)   (12)   (5)    -     -     (45)   (33)
Bénéfice de
 participation        24     33      -    43     -     -      24     76
Intérêts
 créditeurs
 et autres
 produits             34     13      3     3    27    12      64     28
Gain à la vente de
 la participation
 dans Northern
 Border
 Partners, L.P.       23      -      -     -     -     -      23      -
Gain à la vente de
 parts de
 PipeLines LP          -     82      -     -     -     -       -     82
Impôts sur les
 bénéfices          (210)  (269)   (68)  (33)   35    36    (243)  (266)
                    ----------------------------------------------------
 Activités
  poursuivies        304    375    197    73   (12)  (16)    489    432
                    -------------------------------------
                    -------------------------------------
 Activités
  abandonnées                                                 28      -
                                                          --------------
Bénéfice net                                                 517    432
                                                          --------------
                                                          --------------


Total de l'actif

                                           30 juin 2006     31 décembre
(en millions de dollars)                   (non vérifié)           2005
------------------------------------------------------------------------
Pipelines                                        18 007          17 857
Energie                                           5 422           5 318
Siège social                                      1 137             938
                                         -------------------------------
                                                 24 566          24 113
                                         -------------------------------
                                         -------------------------------

3. Gestion des risques et instruments financiers

Les changements importants dans les instruments financiers de la société depuis le 31 décembre 2005 sont présentés ci-après.

Gestion du risque lié au prix de l'énergie

Pour les besoins de la gestion de son portefeuille d'actifs, la société conclut des contrats d'instruments dérivés liés à l'électricité et au gaz naturel. La juste valeur et les volumes de référence des contrats sur écarts ainsi que des swaps, des contrats à terme et des options sont présentés dans le tableau ci-après.
Electricité

Actif (passif)                               30 juin 2006   31 décembre
(en millions de dollars)                      (nonvérifié)         2005
------------------------------------------------------------------------
                                    Traitement      Juste         Juste
                                     comptable     valeur        valeur
                               -----------------------------------------
Electricité - swaps et
 contrats sur écarts
 (échéant entre 2006 et 2011)      Eléments de
                                    couverture        (79)         (130)
 (échéant entre 2006 et 2010)  Eléments autres
                             que de couverture          -            13

Gaz - swaps, contrats à
 terme et options
 (échéant entre 2006 et 2016)      Eléments de
                                    couverture        (33)           17
 (échéant entre 2006 et 2008)  Eléments autres
                             que de couverture         18           (11)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Volumes de référence
30 juin 2006                                 Electricité
(non vérifié)                                   (GWh)       Gaz   (Gpi3)
------------------------------------------------------------------------
                                Traitement
                                 comptable Achats  Ventes Achats Ventes
                               -----------------------------------------
Electricité - swaps et
 contrats sur écarts
 (échéant entre 2006 et 2011)  Eléments de
                                couverture  3 732   9 008      -      -
 (échéant entre 2006 et 2010)     Eléments
                                autres que
                             de couverture  1 631     972      -      -

Gaz - swaps, contrats à
 terme et options
 (échéant entre 2006 et 2016)  Eléments de
                                couverture      -       -     87     62
 (échéant entre 2006 et 2008)     Eléments
                                autres que
                             de couverture      -       -     15     21
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Volumes de référence                        Electricité
31 décembre 2005                                (GWh)       Gaz (Gpi(3))
------------------------------------------------------------------------
                                Traitement
                                 comptable Achats  Ventes Achats Ventes
                               -----------------------------------------
Electricité - swaps et
 contrats sur écarts           Eléments de
                                couverture  2 566   7 780      -      -
                           Eléments autres
                         que de couverture  1 332     456      -      -

Gaz - swaps, contrats
 à terme et options            Eléments de
                                couverture      -       -     91     69
                           Eléments autres
                         que de couverture      -       -     15     18
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

4. Dette à long terme

En janvier 2006, la société a émis des billets à moyen terme échéant en 2011 comportant un taux d'intérêt de 4,3 % pour une valeur de 300 millions de dollars et, en mars 2006, elle a émis des billets de premier rang non garantis échéant en 2036 comportant un taux d'intérêt de 5,85 % pour une valeur de 500 millions de dollars US.

En avril 2006, TC PipeLines, LP (PipeLines LP) a prélevé 307 millions de dollars US sur sa facilité de crédit non garantie afin d'acquitter la tranche au comptant du prix d'achat de l'acquisition d'une participation supplémentaire de 20 % dans Northern Border Pipeline Company (Northern Border). La facilité de crédit est assortie d'une durée de deux ans et tous les montants impayés seront exigibles le 31 mars 2008. Les emprunts aux termes de la facilité portent intérêt, selon le choix de PipeLines LP, au taux interbancaire offert à Londres ou au taux de base majoré, dans l'un et l'autre cas, de la marge qui s'applique.

5. Activités abandonnées

Le bénéfice net de TransCanada pour le semestre terminé le 30 juin 2006 comprend le bénéfice net découlant des activités abandonnées de 28 millions de dollars (0,06 $ par action), ce qui reflète les règlements, reçus durant le premier trimestre de 2006, à la suite de réclamations soumises dans le cadre de faillites liées à l'entreprise de commercialisation du gaz dont TransCanada s'est dessaisie en 2001.

6. Acquisitions et cessions

En avril 2006, PipeLines LP a réalisé l'acquisition d'une participation de commandité supplémentaire de 20 % dans Northern Border au prix de 307 millions de dollars US, ce qui porte sa participation de commandité totale à 50 %. Le prix d'achat a été ventilé aux immobilisations. Dans le cadre de cette acquisition, PipeLines LP a aussi indirectement pris en charge la dette de Northern Border d'environ 120 millions de dollars US. Du total du prix d'achat, une tranche de 114 millions de dollars US a été attribuée à l'écart d'acquisition et le reste, essentiellement aux immobilisations corporelles. Northern Border est devenue une entité contrôlée conjointement, et TransCanada a commencé à consolider proportionnellement et prospectivement sa participation dans Northern Border à partir d'avril 2006. Aux termes de cette opération, une filiale de TransCanada deviendra, au début du deuxième trimestre de 2007, l'exploitant de Northern Border, société actuellement exploitée par une filiale d'ONEOK Inc. (ONEOK).

Parallèlement à cette opération, TransCanada a réalisé la vente de sa participation de commandité de 17,5 % dans Northern Border Partners, L.P. à une filiale d'ONEOK pour un produit net d'environ 30 millions de dollars US, ce qui a donné lieu à un gain de 13 millions de dollars après les impôts. Le gain net a été constaté dans les résultats du secteur des pipelines, et, à la suite de cette opération, la société a inscrit une charge fiscale de 10 millions de dollars, y compris une charge de 12 millions de dollars au titre des impôts exigibles.

7. Impôts sur les bénéfices

Au deuxième trimestre de 2006, TransCanada a inscrit 33 millions de dollars au titre d'économies d'impôts futures (23 millions de dollars pour le secteur de l'énergie et 10 millions de dollars pour le secteur du siège social) à la suite de la réduction, entrée en vigueur durant le deuxième trimestre de 2006, des taux fédéraux et provinciaux d'imposition des sociétés au Canada.

8. Avantages sociaux futurs

La charge nette au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et des autres régimes d'avantages postérieurs à l'emploi de la société pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin se présente comme suit :
                                                         Autres régimes
Trimestres terminés les 30 juin       Régimes de          d'avantages
(non vérifié - en millions de          retraite             sociaux
 dollars)                           2006      2005       2006      2005
------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours
 de la période                         9         8          1         1
Intérêts débiteurs                    16        16          2         2
Rendement prévu des actifs des
 régimes                             (17)      (16)        (1)        -
Amortissement de la perte
 actuarielle nette                     7         4          -         -
Amortissement des coûts au titre
 des services passés                   1         -          1         -
                                    ------------------------------------

Coût net constaté au titre des
 avantages sociaux                    16        12          3         3
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------


                                                        Autres régimes
Semestres terminés les 30 juin        Régimes de          d'avantages
(non vérifié -- en millions de         retraite             sociaux
 dollars)                           2006      2005       2006      2005
------------------------------------------------------------------------
Coût des services rendus au cours
 de la période                        18        15          1         1
Intérêts débiteurs                    33        32          4         3
Rendement prévu des actifs des
 régimes                             (35)      (32)        (1)        -
Amortissement de l'obligation
 transitoire liée à l'entreprise
 réglementée                           -         -          1         1
Amortissement de la perte
 actuarielle nette                    14         8          1         1
Amortissement des coûts au titre
 des services passés                   2         1          1         -
                                    ------------------------------------

Coût net constaté au titre des
 avantages sociaux                    32        24          7         6
                                    ------------------------------------
                                    ------------------------------------

TransCanada est heureuse de répondre aux questions des actionnaires et des investisseurs éventuels. Renseignements :

Relations avec les investisseurs, au 1 800 361-6522 (Canada et Etats continentaux des Etats-Unis). Numéro d'accès direct : David Moneta/Myles Dougan au (403) 920-7911. Télécopieur pour les investisseurs : (403) 920-2457. Relations avec les médias : Jennifer Varey au (403) 920-7859.

Site Internet de TransCanada : http://www.transcanada.com


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Communiqué envoyé le 27 juillet 2006 à 14:35 et diffusé par :