RAPPORT ANNUEL 2006 Àvos marques, - transalta.com Annual Report... · Flux de trésorerie...
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RAPPORT ANNUEL 2006 Modèle d’entreprise solide. Actifs de production diversifiés. Compétences techniques et commerciales. Leadership environnemental. Discipline financière. À vos marques,
Transcript of RAPPORT ANNUEL 2006 Àvos marques, - transalta.com Annual Report... · Flux de trésorerie...
R A P P O R T A N N U E L 2 0 0 6
Modèle d’entreprise solide.
Actifs de production
diversifiés. Compétences
techniques et commerciales.
Leadership environnemental.
Discipline financière.
Àvos marques,
Flux de trésorerie importants.
Ratios financiers démontrant
un degré élevé de solvabilité.
Profil de risque modéré.
.
Prêts,
11 Message 13 Nos mesures et objectifs d’exploitation et financiers 21 Communauté
22 Développement durable 24 Lettre de la présidente du conseil 26 Conseil d’administration
26 Gouvernance d’entreprise 28 Tableau récapitulatif des centrales 30 Rapport de gestion
64 États financiers consolidés 102 Résumé des données financières et statistiques sur onze ans
104 Information pour les actionnaires 106 Renseignement sur la société 107 Glossaire
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les.Notre équipe hautem
ent spécialisée d’experts techniques a élaboré des plans relatifs aux cycles de vie pour chacune de nos installations de production. La planification des cycles de vie signifie que nous pouvons prévoir notre
ordonnancement, réduire nos coûts et faire des dépenses en im
mobilisations judicieuses dans nos installations.
Notre objectif est de dépenser l’argent de façon plus efficace sans que les rendements des centrales
ne soient touchés, non seulement pour aujourd’hui m
ais également pour le reste de la durée de l’actif.
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Nous cherchons à maxim
iser les marges et à gérer les risques liés à notre portefeuille en tem
ps réel et à moyen term
e. Dans certains cas, cela signifie que nous devons décider d’« acheter de l’énergie » au lieu de « produire de l’énergie » étant donné que le prix du m
arché est plus abordable. À long terme, nous m
aximiserons la valeur de notre portefeuille
en prenant des décisions stratégiques à l’égard des actifs dans lesquels nous investirons et les actifs que nous achèterons, construirons, détiendrons ou dont nous nous départirons.
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archés, nous somm
es en position de croissance. Une forte croissance économique a lieu en Alberta en
raison de la demande m
ondiale pour les hydrocarbures. L’Australie profite d’une hausse de la demande pour les ressources
produites par nos clients. Dans l’Est du Canada, au Mexique et dans l’Ouest des États-Unis, nous nous adaptons à la croissance
de nos clients et nous répondons à leur demande de solutions de rechange en vue d’obtenir de l’énergie plus propre.
Nous entretenons d’excellentes relations avec nos clients et nous somm
es réputés pour nos activités sécuritaires et fiables.
TransAlta
est prêtepour la croissance.A
u cours des cinq prochaines années, nous prévoyons accroître notre flux de trésorerie et nos bénéfices par une gestion rigoureuse de notre entreprise existante et en augm
entant le nombre de
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atts installés. Nous visons une croissance de la capacité
installée de cinq pour cent en moyenne par année.
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es projets :
• qui s’appuient sur notre connaissance du marché, nos
connaissances techniques et nos forces comm
erciales.• qui sont axés sur des régions dans lesquelles
nous exploitons nos activités, sur des technologies que nous connaissons et les carburants
que nous utilisons actuellement.
• qui maintiennent un rendem
ent total pour les actionnaires de 10 pour cent et un rendem
ent sur le capital utilisé de 10 pour cent à long term
e.
Au cours des années à venir, nous évaluerons les investissements en fonction
de leur valeur sur le plan financier afin de veiller à ce que les projets qui sont approuvés m
aintiennent notre objectif de 10 pour cent de rendement
du capital investi, produisent les plus importantes rentrées de fonds, contribuent
à la croissance et maintiennent notre notation de crédit de qualité élevée.
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es un des plus importants ém
etteurs de gaz à effet de serre au Canada. Cela est inhérent à la nature de nos activités et des produits que nous vendons.
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éliorant l’efficacité des centrales• En augm
entant les investissements dans les ressources renouvelables.
• En participant à des marchés de com
pensation et d’échange de droits d'émission.
• En investissant dans les technologies naissantes.
Pour en savoir plus sur nospratiques en m
atière de développement
durable, veuillez consulter la page 22.
La centrale de 252 MW
de Cam
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exique fait entièrement l’objet
d’engagements contractuels jusqu’en 2028.
Le parc éolien de 75 MW
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portant pour notre entreprise.En 2006, nous avons surpassé
nos objectifs de dépensesétablis tout en réduisant le tem
ps d’arrêt de nosinstallations pour l’entretien.
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Veuillez consulter la page 28 pour de plusam
ples renseignements au sujet de la répartition
de nos élément d’actif.
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pour en savoir plus
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STEPHEN G. SNYDERPrésident et chef de la direction
La priorité de notre équipe est d’atteindre une croissance rigoureuseet soutenue de la capacité au cours des cinq prochaines années.
un mondede possibilités
12 TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006
Il y a trois ans, j’ai établi des objectifs exigeants pour notre société.
Notre industrie venait de traverser une période difficile – faillites,
effondrements des prix, construction excessive de grandes
capacités. Nous avions besoin de remettre notre société sur pied
pour que nous soyons prêts au début du prochain cycle de crois-
sance de l’industrie.
NOS RÉALISATIONSNous avons exposé nos objectifs d'exploitation et financiers pour les
trois dernières années (voir la page 13). Depuis 2004 :
• les bénéfices comparables1 ont augmenté de 76 pour cent,
• les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation ont au-
gmenté de 14 pour cent,
• les notations de crédit se sont améliorées, passant à une notation
de qualité stable,
• la disponibilité des centrales est deme-
urée élevée, soit de 89 à 90 pour cent,
• les objectifs en matière de contrats ont
été atteints et
• le rendement total pour les actionnaires
pendant la période de trois ans a été de
67 pour cent, tandis que le rendement total
pour les actionnaires de l’indice plafonné des
services aux collectivités de la Bourse de
Toronto a été de 61 pour cent.
Aujourd’hui, votre société est en santé. La
situation du marché s’améliore. Et nous
pouvons nous mesurer à plus grand que nous
comme nous l’avons montré en 2006, lorsque
nous avons été confrontés à un grand nombre
de défis qui ont mis notre équipe à l’épreuve. L’équipe a réglé chacun
de ces problèmes avec résilience et dévouement. Chaque événement
comporte la participation d’un employé. Cette participation met en
évidence les valeurs qui nous mènent au succès : la priorité à
l’essentiel et la capacité d’obtenir des résultats par des mesures
rigoureuses, le travail d’équipe et un engagement envers la sécurité.
Un tel événement a eu lieu en août au groupe électrogène 2 de
notre centrale alimentée au charbon Centralia. Nous devions arrêter
le groupe électrogène en raison d’une défaillance des pales d’une
turbine basse pression âgée de cinq ans. Habituellement, ces pales
ont une durée moyenne d’environ 30 ans, alors l’arrêt était totale-
ment imprévu. Nos équipes de réparation ont agi rapidement et ont
travaillé de concert avec nos experts en approvisionnement pour
trouver des nouvelles pales malgré les pénuries dans le milieu. Ils
savaient qu’ils devaient remettre la centrale en état de fonctionne-
ment le plus rapidement possible. L’effort collectif a porté fruit. Nous
aurions pu être hors service pendant des mois, mais 40 jours après
l’incident, le groupe électrogène 2 produisait de l’énergie. Nous avons
également effectué une vérification préventive des pales du groupe
électrogène 1 Centralia. Elles étaient en bon état.
La réponse rapide de nos équipes a contribué à l’obtention d’une
marge brute record de 1,4 milliard de dollars de notre secteur de la
production, ce qui représente une augmentation de 41 millions de
dollars par rapport à 2005. La disponibilité élevée de nos centrales
alimentées au charbon de l’Alberta a également contribué à ces
résultats, la moyenne étant de 89,6 pour cent en 2006, par rapport à
88,1 pour cent en 2005. Les prix élevés en Alberta et l’augmentation
12 TRANSALTA CORPORATION
106
156 16
7
060504
RENDEMENT TOTAL POUR LES ACTIONNAIRES ($) valeur cumulative d’un investissement de 100 $, dans l’hypothèse du réinvestissement des dividendes
Prêtà poursuivre la croissance
MESSAGE
1 Les bénéfices comparables et la marge brute ne sont pas définis dans les PCGRcanadiens. Veuillez consulter la rubrique sur les mesures non-conformes auxPCGR à la page 61 du rapport de gestion pour plus de renseignements au sujetdes bénéfices comparables et de la marge brute, y compris le rapprochementaux bénéfices nets.
MES
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MESSAGE 13
> DISPONIBILITÉ ET PRODUCTIONLa disponibilité est un facteur clé du produit d’exploitation dans bon nombre denos contrats. La disponibilité est la proportion du temps qu’un groupe électrogènepeut fonctionner, peu importe s’il produit de l’électricité ou non. Les centrales onttoutefois besoin d’entretien et tombent parfois en panne, si bien qu’une disponi-bilité à 100 pour cent sur une période prolongée n’est pas réalisable.La production est également un générateur de revenus importants dans certainscontrats. La production est la quantité d’électricité produite et elle se mesure engigawattheures.
04 05 06 Objectif
Disponibilité 89,2 89,4 89,0 90+(%)
Production 51 396 51 810 48 213 Augmentation(GWh)
> MARGE ET PRODUCTIVITÉL’augmentation de la marge brute est essentielle à notre réussite. Nous augmen-tons nos revenus en saisissant les occasions qui s’ouvrent sur le marché par deshausses de prix des contrats et sur le marché au comptant. La gestion de nos coûtsde carburant est également essentielle, bien qu’une grande partie de nos contratspermet de récupérer le carburant. La gestion des coûts d’entretien et d’administration est également essentiellepour améliorer la résultats nets. La productivité se mesure au moyen des chargesd’exploitation, d’entretien et d’administration par mégawatheure installé (MWh).Notre objectif est de compenser les conséquences de l’inflation sur les chargesd’exploitation, d’entretien et d’administration.
04 05 06 Objectif
Marge brute 18,62 19,74 20,35 Augmentation($/MWh installé)
Charges 7,53 8,16 7,93 Augmentation d’exploitation, au mêmed’entretien et niveau que d’administration l’inflation ($/MWh installé)
> CONTRATSLes prix de l’électricité varient d’heure en heure et d’une année à l’autre. Afin deréduire notre exposition à d’importantes fluctuations de prix, nous avons choiside vendre un fort pourcentage de notre capacité prévue aux termes de contratsde durée d’un an ou plus. La durée de vie restante moyenne pondérée de noscontrats est de 12 ans.
04 05 06 Objectif
Production 83 82 81 >=75
par visée des contrats (%)
> DÉPENSES EN IMMOBILISATIONSLes dépenses en immobilisations sont des investissements dans notre entreprise.Nos dépenses en immobilisations visent la croissance ou le maintien. Nos dépensesen immobilisations de maintien comprennent les investissements dans l’équipe-ment pour nos mines, les nouveaux systèmes d’information et les entretiens deroutine et entretiens importants de nos centrales. Notre objectif consiste à rendreles dépenses en immobilisations de soutien prévisibles et conformes à nos plansà long terme. Les dépenses en immobilisations visant la croissance sont discré-tionnaires et varieront au fil du temps.
04 05 06 Objectif
Maintien 204 287 207 Budget 07(Millions de $) 320-340
Croissance 142 42 17 Variable(Millions de $)
> RATIOS D’INVESTISSEMENTLes ratios financiers mesurent notre force et notre souplesse financières globales.Nous mettons l’accent sur les flux de trésorerie à l’intérêt, les flux de trésorerieau total de la dette, et la dette au capital investi. Les agences de notation em-ploient ces ratios pour évaluer la société. Notre objectif consiste à maintenir desnotes de crédit équivalentes à BBB+, ce qui est considérée comme une notationde crédit élevée.Nous mesurons également les rendements pour nos actionnaires et investisseursde deux façons : le rendement sur le capital utilisé (RSCU) et le rendement totalpour les actionnaires (RTA). Le RSCU est une mesure de l’efficacité et de la renta-bilité des investissements de capital. Le RTA est le montant total du rendement auxinvestisseurs pendant une période de conservation précise et comprend les gainsen capital et les dividendes.
04 05 06 Objectif
Flux de trésorerie 4,3 4,7 5,5 4,2à l’intérêt (fois)
Flux de trésorerie 19,1 23,0 26,2 28,0au total de la dette (%)
Dette au 46,4 43,9 40,9 48,0capital investi (%)
RSCU (%) 7,6 7,1 2,5 >=10%
RTA (%) 3,3 47,6 9,2 >=10%
> BÉNÉFICES PAR ACTION ET FLUX DE TRÉSORERIELe bénéfice par action est fréquemment utilisé pour mesurer la rentabilité d’unesociété. Notre objectif consiste à augmenter le bénéfice par action à des fins decomparaison annuellement.Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation sont utilisés pour faire l’entretiende notre équipement, pour nous acquitter de nos obligations de remboursementdes dettes et pour verser des dividendes à nos actionnaires. Notre objectif consisteà produire des flux de trésorerie supérieurs à ces obligations, de façon à ce que nouspuissions investir dans des projets de croissance, réduire la dette ou les retourner ànos actionnaires. Notre objectif antérieur consistait à produire des flux de trésorerieliés aux activités d’exploitation de 550 à 650 millions de dollars. Nous avons atteintcet objectif et, par conséquent, nous avons augmenté notre objectif pour 2007.
04 05 06 Objectif
Bénéfice/action 0,66 0,82 1,16 Augmenter de(aux fins de 6 à 10 %comparaison) annuellement($)
Flux de trésorerie 591 620 675)1 650-760liés aux activités d’exploitation(Millions de $)
1 Comprend la somme à recevoir de 185 millions de dollars du 2 janvier2007 en raison de l’échelonnement des ventes de novembre 2006.
NOS MESURES ET OBJECTIFS D’EXPLOITATION ET FINANCIERS
14 TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006
de la production de nos opérations commerciales
en Alberta ont également favorisé les résultats
d’exploitation élevés.
Toutefois, un problème différent relatif à l’exploi-
tation a eu une incidence négative sur nos résultats
de 2006 : notre décision de cesser l’exploitation des
mines de charbon de Centralia et d’alimenter à 100
pour cent la centrale avec du charbon importé de
Powder River Basin (PRB). Cette décision a été la
plus difficile à prendre récemment. En plus des réper-
cussions financières, nous devions annoncer à environ
600 employés qu’ils n’avaient plus d’emploi. Il n’existe
pas de mots pour décrire comment cette expérience
a été difficile et bouleversante. Toutefois, étant donné
que les mines existantes avaient atteint la fin de leur
durée de vie économique, les faits étaient inévitables :
nous devions cesser l’exploitation minière.
Notre décision d’utiliser du charbon de PRB à
100 pour cent à notre usine alimentée au charbon de
Centralia a apporté des nouveaux défis et de nouvelles
possibilités. Par le passé, nos groupes électrogènes
étaient conçus pour brûler seulement 30 pour cent de
charbon importé. Toutefois, en raison du contenu en
BTU supérieur du charbon de PRB par rapport à notre
charbon local, nous devrons réaménager nos groupes
électrogènes. Jusqu’à ce que nous ayons fait les
changements nécessaires, nous devrons réduire la
capacité nominale de la centrale (produire moins
d’énergie) afin de protéger l’équipement et d’assurer
des activités sécuritaires et fiables.
Une fois que nous aurons repris les taux d’exploi-
tation plus élevés, nous serons capables de produire
plus d’énergie avec moins de charbon.
Alors, quels ont donc été nos résultats en 2006?
RÉSULTATS FINANCIERSÀ l’exclusion des événements ponctuels, le bénéfice
comparable de 2006 a atteint 233,8 millions de dollars
(1,16 $ l’action) en comparaison à 161,1 millions de
dollars (0,82 $ l’action) en 2005, une hausse de 42
pour cent du bénéfice par action. Notre bénéfice com-
parable illustre la force sous-jacente de notre portefeuille
d’actifs, ainsi que le bénéfice continu provenant de notre
secteur des opérations sur les produits énergétiques.
TransAlta a déclaré, en tenant compte des événe-
ments ponctuels, des bénéfices conformes aux PCGR
de 44,9 millions de dollars (0,22 $ l’action) compa-
rativement à 186,5 millions de dollars (0,94 $ l’action)
en 2005. L’importante passation en charge unique après
impôts de 153,6 millions de dollars (0,76 $ l’action)
pour la dépréciation des actifs de la mine Centralia et
les coûts connexes étaient compris dans les béné-
fices conformes aux PCGR pour 2006, ainsi que 84,4
millions (0,42 $ l’action) en raison des changements à
nos hypothèses concernant le marché futur, exigeant
la dépréciation financière de notre centrale alimentée au
gaz de Centralia. Ces montants ont été partiellement
compensés par un gain de 55,3 millions de dollars
(0,28 $ l’action) lié au changement du taux d’imposition
au cours de l’année précédente. Le bénéfice net pour
2005 comprenait un gain unique après impôt s’élevant
à 12 millions de dollars (0,12 $ l’action) et 13 millions
de dollars (0,07 $ l’action) découlant du règlement
fiscal sur une créance reportée.
Pour nos actionnaires, ces résultats de 2006 ont
produit un rendement total pour les actionnaires de
neuf pour cent, ce qui s’ajoute au rendement de 48
pour cent en 2005. À des fins de comparaison, le
RCSU était de 8,3 pour cent. Bien que notre objectif
à long terme de 10 pour cent pour le RSCU n’est pas
encore atteint, je crois que notre décision de cesser
l’exploitation minière de Centralia, notre progrès au
niveau de la productivité, ainsi que nos initiatives visant
la croissance future nous mettent en position d’attein-
dre et de maintenir nos objectifs à l’égard du rendement
total pour les actionnaires et du RCSU au cours des
années à venir.
Les personnes qui investissent depuis longtemps
dans TransAlta connaissent l’importance que nous
accordons aux flux de trésorerie. En 2006, nos flux de
trésorerie liés à l’exploitation sont passés de 620 mil-
lions de dollars en 2005 à 6751 millions de dollars.
Nous utilisons ces liquidités pour entretenir nos cen-
MESSAGE
La centrale de 245 mégawatts
(MW) de Southern Cross
en Australie occidentale
est située à un emplacement
stratégique, c’est-à-dire
près de nos clients afin de
satisfaire à leur demande
croissante en électricité.
1 Les flux de trésorerie pour 2006 comprennent une somme àrecevoir de 185 millions de dollars reçue le 2 janvier 2007 enraison de l’échelonnement du recouvrement des ventes denovembre 2006.
trales (207 millions de dollars) et pour faire les
remboursements de dette requis (51 millions de
dollars). Les liquidités restantes ont été utilisées pour
verser des dividendes aux actionnaires (121 millions
de dollars) et des distributions (74 millions de dollars)
aux détenteurs d’intérêts minoritaires dans des
filiales. À la fin de l’exercice, il nous restait 217 millions
de dollars en liquidités que nous avons réinvesties
dans notre entreprise.
RÉSULTATS D’EXPLOITATIONJe suis particulièrement fier du fait que nos équipes
soient restées concentrées sur les activités d’exploi-
tation quotidiennes et fondamentales. Notre capacité
de surmonter les problèmes à chaque jour fait en sorte
que nos bénéfices demeureront élevés, même en cas
d’événements ponctuels à grande échelle. Quelques
exemples de la façon dont nos équipes produisent
des bénéfices élevés en se concentrant à chaque jour
sur les « détails » sont présentés ci-dessous :
Notre secteur des OPÉRATIONS SUR LES PRODUITS
ÉNERGÉTIQUES a atteint un rendement remarquable.
Leurs estimations du marché et des tendances des
prix ont été très bien analysées. Le résultat – la marge
brute était de 65,7 millions de dollars comparativement
à 56,9 millions de dollars en 2005. Nous prévoyons un
potentiel accru pour les secteurs des opérations sur
l’électricité, à mesure que le marché évolue et devient
plus liquide. En 2007, nous augmentons nos attentes
à l’égard du revenu annualisé en faisant passer la
marge brute de ce secteur à 50 à 70 millions de dollars,
par rapport aux 30 à 50 millions de dollars que nous
avions prévus.
La planification d’ENTRETIENS MAJEURS est renta-
ble. Nous avons dépassé nos cibles annuelles pour les
dépenses et la durée des pannes au cours de l’année,
tout en atteignant nos objectifs de disponibilité. Nous
avons dépensé un total de 140 millions de dollars en
2006, dont 40 % a été porté aux dépenses. Nous avons
maintenant atteint notre objectif de stabilisation des
dépenses continues dans la fourchette de 150 à 175
millions de dollars par année – une année avant le
plan. La durée des pannes n’a été que de 2 325 GWh
comparativement aux 2 818 GWh initialement prévus.
Les charges D’EXPLOITATION, D’ENTRETIEN ET
D’ADMINISTRATION ont diminué au cours des ans de
14,7 millions de dollars. Les charges d’exploitation,
d’entretien et d’administration étaient de 7,93 $ en
2006 par MWh installé brut, comparativement à 8,16 $
en 2005, ce qui représente un grand accomplissent
étant donné les pressions inflationnistes. Actuellement,
notre objectif consiste à maintenir ces gains au cours
des années à venir.
Notre équipe des FINANCES a atteint notre objectif
de fin d’année d’attester que nous sommes con-
formes à la loi des États-Unis intitulée Sarbanes-Oxley
Act. Cet objectif a demandé énormément de travail de
la part de notre équipe et celle-ci s’est attelée à la
tâche de façon efficace et efficiente. Elle a aussi réduit
les intérêts débiteurs de 20 millions de dollars en
raison de niveaux d’endettement moins élevés et de
règlements favorables d’opérations de couverture de
placements nets.
À VOS MARQUES, PRÊTS, PARTEZDans mon rapport de l’année dernière, je vous ai pré-
senté nos quatre piliers du rendement : l’excellence
opérationnelle, l’entretien des centrales, la planification
des cycles de vie et la gestion et la croissance du porte-
feuille. Collectivement, ces piliers nous donnent un
avantage concurrentiel durable et nous positionnent
en vue d’accroître de manière soutenue notre capacité,
nos gains et nos flux de trésorerie.
EXCELLENCE OPÉRATIONNELLE
Notre objectif consiste à maintenir une exploitation
fiable à un coût optimal à nos installations de
production et dans le cadre de notre production de
charbon. Nous avons maintenu une disponibilité
élevée dans toutes les centrales à des niveaux variant
de 89 à 90 pour cent. Pour ce faire, nos équipes
d’ingénieurs et de production ont systématiquement
évalué les exigences d’entretien des centrales. Ces
équipes ont les connaissances et les ressources pour
être flexibles et agir rapidement en cas de problèmes.
Nous effectuons des entretiens préventifs entre les
interruptions prévues afin d’assurer la fiabilité. Par
MESSAGE 15
MES
SA
GE
46,8
56,9
65,7
060504
MARGE BRUTE DU SECTEUR DES OPÉRATIONS SUR PRODUIS ÉNERGÉTIQUES(En millions de dollars)
060504
MARGE BRUTE DU SECTEUR DE LA PRODUCTION (En millions de dollars)
1 30
6,5
1 38
5,1
1 42
5,7
16 TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006
conséquent, nos interruptions et baisses de capacité
nominale imprévues ne sont maintenant que de six
pour cent en moyenne par année. Il s’agit d’un
excellent rendement dans notre secteur et pour une
combinaison de centrales comme la nôtre.
Les taux et coûts de production de nos mines de
charbon situées en Alberta demeurent relativement
prévisibles et stables, malgré la volatilité et l’inflation
des prix dans l’industrie minière. Les investissements
que nous ferons en 2007 pour l’acquisition de nou-
veaux camions de 400 tonnes réduiront nos coûts de
transport du charbon d’ici la fin de 2008. Évidemment,
notre décision d’approvisionner Centralia avec du
charbon de PRB réduira énormément ces coûts liés
au charbon à compter de la mi-2008.
Sans enlever d’importance à la productivité, nous
nous préoccupons particulièrement de mieux accomplir
chaque tâche et de le faire de façon plus sécuritaire.
Notre objectif est de compenser l’inflation par méga-
wattheure installé. Dans le cadre de cette initiative,
nous avons associé la rémunération à la gestion des
coûts. Nous investissons dans la technologie et nous
élaborons des stratégies plus efficaces à l’égard de la
main d’œuvre afin de réduire les coûts relatifs au
personnel. Cette vision de la productivité s’étend à
toute la société. En 2007, je fonctionnerai avec trois
cadres supérieurs en moins par rapport à 2006. Les
frais généraux de l’entreprise seront également remis
en question, de la même façon que tous les autres
coûts de la société.
Vous savez, en vertu des lettres que j’ai écrites
dans le passé, que je crois que l’excellence opéra-
tionnelle dépend tout autant de la sécurité que de
l’atteinte des objectifs de disponibilité, de la réduction
de nos coûts et de la réduction au minimum de nos
incidences sur l’environnement. Notre objectif dans
toute la société vise à ce qu’il n’y ait aucun rapport
d’incident. En 2006, notre rendement n’a pas été aussi
bon qu’en 2005. Notre taux d’accident avec blessures
pour les employés et les entrepreneurs a été de 1,95
en comparaison à 1,41 pour l’année précédente. Ce
taux doit diminuer. Notre objectif vise à ce que tout le
monde au sein de la société connaisse les principes
de base en matière de prévention des accidents et
que tout le monde soit vigilant. J’espère vous faire part
de meilleurs résultats en 2007.
ENTRETIEN DES CENTRALES
Nous devons entretenir nos éléments d’actif de 5,5
milliards de dollars. Nous visons l’amélioration de la
rentabilité de notre parc actuel d’actifs, tout en instal-
lant les systèmes et en maintenant la rigueur requise
pour tirer la meilleure performance possible de notre
parc futur.
Selon la technologie, nos centrales doivent subir
des entretiens majeurs à tous les deux à quatre ans.
Ces interruptions coûtent jusqu’à 40 millions de dollars
pour la main-d’œuvre et les composantes et peuvent
durer jusqu’à six semaines. Il s’agit d’une importante
perte de revenus. Notre succès dépend de notre capa-
cité à espacer les interruptions à des fins d’entretien
majeur et à effectuer les travaux d’entretien le plus rapi-
dement possible, sans mettre en péril la disponibilité, la
fiabilité et la sécurité de la centrale.
Au cours des dernières années, nous avons ac-
quis une connaissance profonde de l’actif et conçu des
plans d’entretien détaillés pour chaque installation.
Nous avons fait beaucoup de progrès en espaçant
les entretiens de la flotte d’exploitation alimentée au
charbon qui auront maintenant lieu à chaque trois ans,
au lieu de deux. Cette transition sera terminée d’ici la
fin de 2007, ce qui donnera lieu à moins d’interrup-
tions importantes, à des dépenses inférieures au cours
de la vie de l’actif et à un plus grand nombre de méga-
watts transformés en marge brute supplémentaire. La
même rigueur est appliquée afin de maximiser les
dépenses pour nos centrales au gaz. Nous désirons
faire fonctionner celles-ci plus longtemps entre les
interruptions à des fins d’entretien majeur.
En raison de tous ces efforts, la prévisibilité de
notre programme d’entretien majeur a augmenté et les
dépenses liées à l’entretien ont diminué.
PLANIFICATION DES CYCLES DE VIE
Comme une voiture, chaque installation de production
acquiert avec le temps différentes caractéristiques
d’exploitation et différents besoins d’entretien. Nous
voulons trouver la « zone idéale » pour chaque centrale
– afin de dépenser juste assez d’argent pour en tirer
la valeur totale tout au long de sa durée d’exploitation.
L’année dernière, je vous ai expliqué la façon dont
nous recueillons des données à l’égard de l’équipement
et de l’actif d’exploitation de tout notre parc afin que
nous puissions mesurer le rendement de chaque actif
MESSAGE
0
50
100
150
200
060504
$ %
80
85
90
95
100
ENTRETIEN MAJEUR ET DISPONIBILITÉ■ entretien majeur
(millions de $ totaux dépensés)
■ disponibilité (%)
Centrale de 259 MW de
Chihuahua au Mexique
pendant une interruption
à des fins d’entretien.
MESSAGE 17
dans notre portefeuille tout au long de sa durée. Nos équipes ont
achevé cette tâche en 2006.
Maintenant, nous pouvons déterminer en temps utile et de
manière économique quelles centrales doivent être mises hors
service, lesquelles nécessitent des capitaux pour prolonger leur durée
d’exploitation et quelles centrales doivent être agrandies. Notre
succès sera mesuré en fonction des centaines de millions de dollars
que nous prévoyons épargner en réduisant nos dépenses en
immobilisations au cours de la durée de notre parc. Bien que nos
conventions d’achat d’énergie ne commencent à expirer qu’en 2017,
nous nous consacrons déjà à évaluer les meilleures possibilités à long
terme pour notre parc en Alberta.
Notre analyse justifie l’ajout d’environ 50 MW à notre installation
alimentée au charbon de Sundance 4. La demande de pointe d’élec-
tricité en Alberta augmentant d’environ cinq pour cent par année,
notre modeste investissement de 50 millions de dollars dans la hausse
de la capacité nominale de Sundance nous permettra d’ajouter une
production supplémentaire qui produira des rendements futurs
intéressants. Nous prévoyons que cette hausse de capacité nominale
sera terminée d’ici la fin de 2007.
Nous continuons également de porter notre attention sur les
partenariats stratégiques avec des fournisseurs clés. Ceux-ci nous
assurent un accès plus fiable aux matériaux et composantes, nous
font faire des économies en raison d’achats à grande échelle et sont
une source continue de compétences techniques que nous pouvons
mettre à profit au cours des années.
GESTION ET CROISSANCE DU PORTEFEUILLE
Avec la gestion du portefeuille, nous faisons en sorte de prendre des
décisions d’investissement qui assurent la force de notre portefeuille
diversifié d’actifs et de contrats de production. Dans l’immédiat et à
moyen terme, nous devons maximiser nos ratios risques/avantages
lorsque nous prenons des décisions d’achat d’énergie par rapport aux
décisions de production et lors de l’approvisionnement en carburant.
Nous maximisons nos risques et rendements à long terme lorsque
nous décidons quels actifs nous achèterons, construirons, continue-
rons à détenir ou ceux dont nous nous départirons.
Notre portefeuille d’environ 8 800 MW d’actifs de production est
diversifié au niveau de la géographie, du type de carburant, de la tech-
nologie et du statut des contrats. Nous exerçons nos activités dans
quatre pays : au Canada, aux États-Unis, au Mexique et en Australie.
59 pour cent de notre production est alimentée au charbon, 28 pour
cent au gaz naturel et 13 pour cent utilise l’eau et les énergies renou-
velables comme carburant. Nos technologies comprennent des
centrales alimentées au charbon conventionnelles et supercritiques;
des centrales au gaz de pointe et à cycle combiné; des centrales de
cogénération; et des centrales hydroélectriques, éoliennes et
géothermiques. Nous avons conclu des contrats bilatéraux avec des
partenaires de cogénération et des contrats à court, moyen et long
terme avec d’autres acheteurs en gros solvables.
Nous gérons ce portefeuille de façon à réduire l’instabilité de
nos bénéfices et à protéger nos flux de trésorerie. Nos modèles de
MES
SA
GE
Nos plans de croissance comprennent
la hausse de la capacité nominale
de 53 MW à la centrale de 2 020 MW
de Sundance en Alberta, la centrale
alimentée au charbon supercritique
de 450 MW Keephills 3 en Alberta et
un parc éolien de 75 MW au Nouveau-
Brunswick.
Nous voyons des occasions de croissance au sein denos marchés existants là où nous avons l’expertiseen matière d’achat, de construction et de gestion decentrales. La diversité de nos marchés et celle de noscombustibles nous permet d’aborder ces occasionsavec prudence et discipline.
nos marchés – 2006
ALBERTA – 58 %• Petit marché déréglementé –
charge de pointe de 9 600 MW• Croissance de la demande de
pointe de 4,7 % par année, com-primant les marges de réserve
• Possibilité de croissance à longterme offerte par les sablesbitumineux et la technologie ducharbon épuré
ONTARIO – 8 %• Important marché hybride –
charge de pointe de 27 000 MW• Marché axé sur les DDP• Croissance de 3,8 % de la demande• Possibilités à court terme dans
les énergies renouvelables
ÉTATS-UNIS – 25 %• Important marché hybride –
charge de pointe de 28 300 MW• Participation principalement dans
le nord-ouest du Pacifique
• Croissance de la demande d’environ1 % par année
• Possibilités d’expansion de l’actifgéothermique
MEXIQUE - 6 %• Important marché entièrement
réglementé – charge de pointede 32 400 MW
• Forte croissance annuelle de4,8 % de la demande
• Possibilités d’acquisitions etde mises en valeur du gaz
AUSTRALIE – 3%• Nous nous limitons à un marché
à créneau, dans le cadre de projetsde cogénération avec des sociétésexploitant des ressources dansl’ouest de l’Australie
• Les besoins en énergie de notreclientèle s’accroissent avec l’augmentation vertigineuse de la demande de ressourcesnaturelles de l’Asie.
Les pourcentages ci-dessus représentent la capacité installée dans les régions.
18 TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006
planification des cycles de vie nous permettent de
planifier nos investissements dans des actifs nouveaux
et existants tout au long de leur durée de vie prévue.
Nos contrats stratégiques à long terme avec des
fournisseurs soutiennent notre gestion de portefeuille.
Nos antécédents en matière d’activités de négociation
de l’énergie prouvent que nous avons une excellente
compréhension des indicateurs de base du marché.
Nous utilisons notre connaissance du marché pour
prendre des décisions de production à court terme,
ainsi que des décisions d’investissement à long terme.
J’aimerais également vous rappeler que notre
objectif consiste à contracter au moins 75 pour cent
de la disponibilité de nos centrales afin de réduire
notre exposition aux variations des prix sur le marché.
En 2006, nous avons conclu des contrats avec l’Office
de l’Électricité de l’Ontario visant à fournir en moyenne
400 MW à l’aide de notre centrale de cogénération de
Sarnia pour environ cinq ans. Nous avons également
atteint nos objectifs de renouvellement de contrats pour
notre centrale alimentée au charbon de Centralia. Nous
avons conclu des contrats qui sont en vigueur de 2007
à 2009 visant environ 900 MW par année de notre
capacité à un prix moyen de 45 $ US à 55 $ US par
MWh, ce qui représente une hausse importante par
rapport aux contrats initiaux, qui prévoyaient un prix
de 30 $ US par MWh.
Cette capacité globale de maximiser notre porte-
feuille est l’élément clé pour comprendre notre stratégie
de croissance.
PRÉVISIONS POUR 2007INITIATIVES EN MATIÈRE DE CROISSANCE
La croissance soutenue et dirigée de la capacité est
la priorité de notre équipe. Toutefois, nous main-
tiendrons nos notes de crédit visées et nous nous
concentrerons sur les technologies et les régions que
nous connaissons le mieux.
Nous cherchons à atteindre un équilibre entre
la construction de nouvelles centrales, d’une part, et
l’expansion de l’actif existant et les acquisitions, d’autre
part. Notre objectif est simple et réalisable : atteindre
une croissance annuelle de la capacité moyenne de
5 pour cent au cours des cinq prochaines années.
Qu’il s’agisse d’un actif unique ou d’un portefeuille
d’actifs, chaque nouveau projet et chaque nouvelle
opération seront soumis à notre processus exhaustif
d’affectation des investissements. Ce processus passe
au crible chaque possibilité d’investissement et la
classe selon des critères comme le marché, le montant
de l’investissement, la propriété, la technologie et la
production, les contrats commerciaux, les répercus-
sions sur le portefeuille et les risques environnementaux.
Évidemment, les éléments financiers sont analysés en
détail. Il s’agit d’une sélection rigoureuse.
Nous avons déjà eu un excellent départ en vue
d’atteindre nos objectifs de croissance. En plus de nos
plans antérieurement annoncés visant l’expansion de
notre centrale de Sundance, nous avons annoncé en
janvier 2007 la construction d’une centrale éolienne de
75 MW, qui fournira de l’électricité à Énergie Nouveau-
Brunswick aux termes d’un contrat à long terme d’une
durée de 25 ans. Il est prévu que le coût du parc éolien
sera de 130 millions de dollars et qu’il sera mis en
service d’ici la fin de 2008.
En février 2007, nous avons annoncé notre
décision d’agrandir notre centrale Keephills de
450 MW à l’aide de la technologie supercritique.
Cela se fera dans le cadre d’une coentreprise avec
EPCOR, notre partenaire dans Genesee 3. Mise en
service en 2005, elle a été la première centrale super-
critique à charbon pulvérisé à être construite au
Canada. Étant donné que ce type d’installation brûle
le charbon de façon plus efficace que les centrales
au charbon conventionnelles, il entraîne moins
d’émissions et produit plus de mégawatts par BTU.
Le coût total, estimé à 1,6 milliard de dollars, sera
partagé également par EPCOR et TransAlta. Une fois
qu’elles seront mises en service en 2011, Keephills 3
ainsi que Genesee 3 seront parmi les centrales
alimentées au charbon les plus avancées au monde.
Ces ajouts nous permettront de mettre hors service
MESSAGE
Pour plus de renseignements au sujet de nos secteurs des opérations sur produitsénergétiques et de la commercialisation, visitez www.transalta.com.en
lig
ne
Nous avons conclu un contrat
de transport ferroviaire à
long terme avec BNSF Railway
Company visant la livraison
d’une quantité suffisante de
charbon à notre usine alimentée
au charbon de Centralia
pour combler nos besoins
annuels en carburant. BNSF
construit actuellement une voie
ferrée supplémentaire, tel
qu’illustré ci-dessus, afin
d’augmenter sa capacité de
transport du charbon.
MESSAGE 19
notre plus ancienne centrale au charbon, Wabamum 4, comme nous
prévoyons le faire en 2010.
Des possibilités d’investissements supplémentaires existent
en Alberta en raison de la croissance économique liée aux sables
bitumineux. En Australie, la demande mondiale explosive pour les
marchandises de base crée des occasions. Afin de répondre à la
demande sans cesse croissante dans l’Est du Canada, dans l’Ouest
des États-Unis et au Mexique, des investissements à l’égard de
nouvelles installations de production seront nécessaires. En tirant
profit de nos expériences passées, je suis persuadé que nous
pourrons atteindre nos objectifs de croissance.
DÉFIS LIÉS À LA TRANSITION
AU CHARBON DE PRB À CENTRALIA
Nous mettons en œuvre un plan qui donnera lieu à des coûts du
charbon inférieurs et plus prévisibles pour la centrale alimentée au
charbon de Centralia. En novembre 2006, nous avons conclu avec
BNSF Railway Company un contrat à long terme de transport ferro-
viaire visant la livraison d’une quantité suffisante de charbon pour
combler nos besoins annuels en carburant et pour donner accès à
TransAlta à de nombreuses mines pour une plus grande flexibilité
d’approvisionnement.
Nous avons également conclu des contrats d’approvisionne-
ment en charbon à moyen terme. Les contrats nous permettent de
garder nos coûts prévisibles et conformes aux prix du marché. Étant
donné qu’il y a un grand nombre de fournisseurs dans le PRB et que
nous avons un contrat de transport ferroviaire à long terme, nous
sommes persuadés que nous pourrons continuellement mettre
sous contrat les combinaisons idéales de charbon pour toute la vie
de la centrale.
En 2007 et en 2008, nous prévoyons investir 50 à 60 millions de
dollars canadiens en immobilisations dans notre capacité ferroviaire
sur place pour simplifier la manutention, le déchargement et le
stockage des livraisons de charbon de PRB. Cet investissement sera
réparti également sur les deux années. Lorsque l’investissement sera
réalisé, nous serons capables de combler totalement nos besoins en
carburant pour la centrale alimentée au charbon de Centralia.
Également en 2007, nous travaillerons assidûment au réamé-
nagement de la centrale alimentée au charbon de Centralia afin de
pouvoir utiliser pleinement le charbon du PRB. Au cours des deux
prochaines années, nous prévoyons faire des dépenses en
immobilisations d’environ 50 à 60 millions de dollars canadiens pour
des modifications à la centrale alimentée au charbon de Centralia,
réparties également entre 2007 et 2008.
Comme il a été mentionné plus tôt, jusqu’à ce que nous
terminions notre réaménagement, le charbon de PRB à contenu
calorifique plus élevé nous oblige à diminuer temporairement la
capacité nominale de notre centrale de Centralia. Nous estimons
actuellement que la perte de revenus pour 2007 provenant de la
baisse de la capacité nominale des centrales, est, malheureusement,
à peu près égale à nos économies de coûts de carburant liées à nos
nouveaux approvisionnements en charbon. Cela nous ralentira en
2007, bien que nous bénéficierons de prix supérieurs convenus par
contrat pour les ventes d’électricité de la centrale alimentée au
charbon de Centralia.
Heureusement, nous pourrons tirer avantage de la totalité des
économies de coûts d’ici la mi-2008, et ce qui est plus important, à
chaque année par la suite. Pendant ce temps, en 2007, nos équipes
d’ingénieurs et de production travaillent à réduire au minimum les
baisses de la capacité nominale et à installer notre nouvel équipe-
ment le plus rapidement possible.
LEADERSHIP ENVIRONNEMENTAL
Depuis les 10 dernières années, votre société investit de plus en plus
dans le développement durable, non seulement par obligation et par
souci de l’environnement, mais également parce que cela est une
bonne décision d’affaire pour nous.
En tant que membre fondateur de la Canadian Clean Power
Coalition, notre objectif consiste à réduire de façon rentable nos
incidences sur l’environnement. L’opinion publique, les politiques publi-
ques et notre industrie prennent exemple sur notre leadership en matière
d’environnement. C’est une bonne chose. C’est également pourquoi
ces efforts continueront d’être une pierre angulaire de notre stratégie.
Notre stratégie de gestion de l’environnement comprend les
éléments suivants :
• la participation à l’élaboration d’une politique avec des organi-
sations non gouvernementales et tous les niveaux de gouvernement
afin de veiller à ce que des règlements clairs et raisonnables soient
adoptés et que les coûts relatifs au respect de ceux-ci soient
acceptables pour nos consommateurs,
• l’investissement dans des énergies renouvelables comme
l’énergie éolienne et géothermique, qui composent maintenant 4 %
de notre portefeuille, avec un objectif à long terme qui consiste à ce
que 10 % de notre capacité provienne des énergies renouvelables,
• l’acquisition et la négociation de compensations de carbone et
d’autres émissions, un domaine où nous sommes reconnus comme
innovateurs et chefs de file,
• la gestion du risque environnemental à l’aide de systèmes de
gestion fondés sur la norme ISO-14001 et de mécanismes du marché,
• les investissements dans les technologies avancées comme les
absorbeurs de SO2 à notre centrale alimentée au charbon de Centralia
et dans la technologie de chaudière supercritique à notre centrale
Genesee 3 et au projet Keephills 3, et
• les essais concernant la nouvelle technologie améliorée à injection
de charbon actif à notre centrale de Sundance, qui, à notre avis, réduira
les émissions de mercure de 70 pour cent d’ici 2010.
Nous avons fait de sérieux progrès à l’égard de la gestion de nos
répercussions sur l’environnement. Depuis 2000, nous avons réduit :
• l’intensité du dioxide de soufre de 64 pour cent,
• l’intensité de l’oxyde d’azote de 16 pour cent et,
• l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 4 pour cent.
En 2006, l’indice Dow Jones de développement durable a reconnu
notre performance pour la huitième année consécutive. Dans le présent
rapport annuel, les pages 22 et 23 sont consacrées à notre rapport
MES
SA
GE
RAPPORT ANNUEL 2006
MESSAGE
sur le développement durable aux investisseurs. Nous sommes fiers
de ces réalisations et nous ferons tout en notre pouvoir pour continuer
nos progrès à l’avenir.
NOTRE ÉQUIPE ET NOTRE MISSIONTransAlta est unique. Nous sommes une société de production de
gros et de commercialisation qui verse un dividende aux investis-
seurs. Nous exploitons un portefeuille diversifié d’actifs de production
en grande partie visés par des contrats. De plus, nous avons une
notation de crédit stable de qualité élevée.
Nos équipes assurent notre succès. En 2006, des événements
inhabituels et à grande échelle nous ont mis au défi. Tous les
employés de TransAlta ont réagi rapidement et de façon efficace. En
2007, vous pouvez vous attendre à ce que nous consacrions autant
d’attention aux résultats.
Chaque mois, notre équipe de dirigeants mesure nos progrès par
rapport aux objectifs à court terme et à notre plan quinquennal. Nous
réévaluons notre stratégie avec notre conseil d’administration lors
de chaque réunion. Si la réglementation change ou que de nouvelles
occasions se présentent, nous pouvons modifier notre stratégie en
conséquence. Notre conseil continue de nous fournir d’excellentes
consignes en matière de gouvernance et de gestion. Les membres
du conseil participent activement à l’élaboration de notre stratégie.
Ils établissent et surveillent notre profil global de risques. Leur travail
de gérance comprend l’établissement des plus hautes normes de
comportement éthique.
Aujourd’hui, TransAlta est prête à saisir des occasions lui permet-
tant d’assurer la croissance de la valeur. Nous sommes présents dans
de bonnes régions avec des marges de réserve qui se resserrent.
Nous avons les éléments d’actif, la technologie et les connaissances
nous permettant de maximiser un portefeuille diversifié. Nous
possédons les systèmes de gestion des cycles de vie et nous avons
des relations stratégiques avec des fournisseurs pour rendre nos
dépenses en immobilisations plus prévisibles. Nous sommes des
chefs de file en matière d’environnement et nous atténuons de façon
proactive notre impact sur l’environnement. Nous pouvons maintenir
nos activités commerciales et atteindre des objectifs de croissance
durable grâce à la force de notre bilan et à nos liquidités.
À titre d’actionnaire et de dirigeant de TransAlta, je suis très fier
de cette société. Nous avons été rudement mis à l’épreuve par des
événements au sein de l’industrie au cours des dernières années et
nous en sommes sortis plus forts. Je désire remercier du fond du
cœur chacun de nos employés pour les efforts inlassables qu’ils ont
déployés à tous les jours pour atteindre nos objectifs. Si vous
assistez à notre assemblée des actionnaires en avril à Calgary, vous
aurez la chance d’en rencontrer plusieurs en personne.
Nous serons encore mis à l’épreuve. L’environnement occupera
une place extrêmement importante pour nous. Nous devons tirer le
maximum de nos ressources et de nos idées pour toujours en faire
plus. De nouvelles technologies doivent être choisies. Des décisions
à l’égard de la croissance doivent être prises. Heureusement, les
employés de TransAlta ont la motivation, le ressort et la volonté pour
surmonter ces épreuves à venir. Nous continuerons de chercher à
nous améliorer et à faire mieux que quiconque dans notre industrie.
STEPHEN G. SNYDER
Président et chef de la directionLe 27 février 2007
20 TRANSALTA CORPORATION
debout de gauche à droite, Mike Williams,
vice-président à la direction,
Ressources humaines et communications,
Ken Stickland, vice-président à la direction,
Affaires juridiques, Linda Chambers,
vice-présidente à la direction, Technologie
de la production, Richard Langhammer,
Vice-président à la direction,
Exploitation générale
assis de gauche à droite, Brian Burden,
vice-président à la direction et
chef des finances, Tom Rainwater,
vice-président à la direction,
Développement et commercialisation
21
L’engagement de TransAlta auprès des communautés a cru
cette année grâce à des efforts visant à approfondir les
partenariats existants et à en créer de nouveaux. Plus de
5 millions de dollars ont été versés aux organismes dans les
communautés où nos employés vivent et travaillent.
Une importante partie de nos activités se déroulant dans la région
d’Edmonton, nous nous sommes associés avec la ville d’Edmonton
pour mettre en valeur les richesses artistiques de la ville.
Grâce au programme de subventions TRANSALTA FESTIVAL CITY,
nous promouvons les arts dans la région du grand Edmonton. Géré
par le Edmonton Arts Council, le programme contribue à la croissance
des organismes dans le secteur des arts. Les organismes peuvent
utiliser les subventions pour développer de meilleurs festivals en
ajoutant de nouvelles ressources artistiques ou en sollicitant des
services de mentorat et de consultation.
Parallèlement, le programme TRANSALTA FESTIVAL CITY IN A BOX
reconnaît la forte contribution de la communauté artistique de la
ville dans l’atteinte des objectifs en matière de tourisme et de déve-
loppement économique. Grâce à ce programme, des échantillons
provenant de la communauté artistique d’Edmonton sont emballés
« dans une boîte » dans le but d’attirer les touristes et les congrès.
En 2006, le TRANSALTA FESTIVAL CITY IN A BOX, organisé par la
Edmonton Economic Development Authority, a occupé une place
importante lors d’un événement Alberta Days organisé par le gou-
vernement de l’Alberta de concert avec le Smithsonian Institute à
Washington, D.C.
Nous croyons que les partenariats d’investissement commu-
nautaire sont beaucoup plus que des engagements financiers. La
participation de nos employés, y compris les membres de la haute
direction et les retraités de TransAlta, est un élément essentiel du
succès de nos partenariats. Nos employés ont consacré plus de
12 300 heures bénévolement au soutien de programmes de la société
et de programmes axés sur la communauté, ce qui comprend les
contributions des Community Transformers (TACT) de TransAlta. En
2006, nous avons créé le programme Executive Connection, qui
encourage nos vice-présidents à la direction à participer aux comités
communautaires, offrant leur expérience et leurs connaissances au
soutien de différentes causes. Le groupe de retraités de TransAlta,
Projects Organized With Energetic Retirees (POWER), a pris en charge
une variété de projets l’année dernière, y compris faire pousser des
légumes pour la Calgary Inter-faith Food Bank, le tricotage de vête-
ments et le don d’articles à des hôpitaux pédiatriques locaux ainsi
que la participation au nettoyage d’automne du Ranch Tim Horton
pour les enfants.
Nos relations avec les communautés autochtones se raffermis-
sent grâce à notre participation à des études sur l’utilisation tradition-
nelle des terres effectuées par les Premières nations Paul et Blood.
Le dialogue productif au sujet de nos activités continue d’être au
centre des échanges; nous rencontrons régulièrement la bande de
Paul et nous avons créé un comité consultatif sur la transmission, qui
comprend des représentants des 13 Premières nations où nous
exerçons nos activités.
L’investissement communautaire de TransAlta se concentre sur
un petit nombre d’initiatives où nous pouvons avoir l’impact le plus
significatif à long terme.
COMMUNAUTÉ
ci-dessus Participants
au programme
TransAlta Festival City
in a Box.
à gauche Brian Peters,
retraité de TransAlta,
fait la récolte au jardin
POWER pour la Calgary
Inter-faith Food Bank.
CO
MM
UN
AU
TÉ
S’investir dansles communautés
Pour plus de renseignements au sujet de nos programmes d’investissement communautaire, visitez www.transalta.com.
en l
ign
e
RAPPORT ANNUEL 2006
Depuis longtemps, TransAlta relève les défis du dévelop-
pement durable. Dès les années 90, nous nous sommes
employés à construire une société durable, à équilibrer les
incidences économiques, environnementales et sociales
de nos décisions d’affaires. Aujourd’hui, la durabilité demeure un des
éléments clés de notre manière d’exercer nos activités.
Nous nous efforçons :
• d’exercer nos activités selon les plus hautes normes de sécurité,
• de réduire les incidences environnementales de nos activités et
de développer des plans à long terme visant à établir des normes
environnementales plus audacieuses;
• de recruter et de conserver les meilleurs employés,
• de consulter les gens qui subissent les répercussions de nos
activités et
• d’apporter notre soutien aux communautés où nos employés
vivent et travaillent.
Chaque année, nous visons à améliorer l’exhaustivité et l’exac-
titude des communications relatives à notre performance en matière
de développement durable aux parties intéressées. En 2006, nous
avons examiné nos procédés et contrôles liés à l’évaluation, au calcul,
à la consolidation et à la communication de certaines de nos données
clés en matière de durabilité. Nous les ferons examiner par une partie
externe en 2007.
La communication volontaire n’est qu’une des façons que TransAlta
utilise pour réitérer notre engagement en matière de développement
durable. Nous communiquons ouvertement notre performance en
matière économique, environnementale et sociale puisque cela nous
incite à évaluer avec précision et de façon complète le rendement de
l’année. La communication volontaire met en évidence l’importance
que nous accordons au développement durable dans notre entreprise
– elle influence les décisions et les mesures que nous prenons
DURABILITÉ ÉCONOMIQUENous croyons que notre modèle d’entreprise est durable. Notre
portefeuille diversifié d’actifs de production, combiné à nos
compétences techniques et commerciales, nous permet d’atteindre
une croissance équilibrée, durable et rentable pour nos actionnaires.
En 2006, notre rendement total pour les actionnaires était de neuf
pour cent. Ce rendement a été obtenu malgré d’incroyables défis
commerciaux, comme la décision de cesser l’exploitation minière de
notre mine de charbon Centralia et la transition au charbon de PRB et la
dégradation de la centrale alimentée au gaz de Centralia. À l’exclusion
de ces événements, le bénéfice comparable a augmenté de 41 pour
cent, passant de 0,82 $ l’action en 2005 à 1,16 $ l’action. Les flux de
trésorerie ont augmenté, passant de 620 millions de dollars en 2005
à 675 millions de dollars1. Nous utilisons ces liquidités pour l’entretien
de nos centrales, pour verser des dividendes à nos actionnaires, pour
rembourser la dette et pour réinvestir dans l’entreprise.
Tournés vers le futur, nous profitons d’occasions de croissance
sur les marchés et dans les régions que nous connaissons. Nous
avons annoncé des plans visant la construction d’un parc éolien de
75 MW au Nouveau-Brunswick, l’ajout d’une capacité supplé-
mentaire de 53 MW à notre installation de Sundance et le début de la
construction de la prochaine centrale supercritique alimentée au
charbon en Alberta – Keephills 3.
DURABILITÉ ENVIRONNEMENTALELa réduction des incidences environnementales de nos activités
demeure au cœur de nos préoccupations. En plus de notre partici-
pation active à des discussions au sujet des politiques qui
toucheront notre industrie, nous avons élaboré une stratégie
environnementale exhaustive :
• établir l’efficience interne de nos centrales,
• augmenter nos investissements dans les énergies renouvelables,
• continuer à constituer notre portefeuille de compensation et
notre stratégie d’échange de droits d’émission et
• favoriser la mise au point de nouvelles technologies de production
moins polluantes.
Cette stratégie est utilisée depuis plusieurs années afin de réduire
les risques environnementaux et d’assurer la capacité concurrentielle
de la société. Nous utilisons la norme reconnue internationalement
ISO-14001 pour la gestion de nos risques environnementaux.
Bien que nous ayons fait d’importants progrès à l’égard de la
réduction de notre impact sur l’environnement, nous savons que
nous devons mettre au point des plans à long terme afin de veiller à
ce que nous respections les normes environnementales rigoureuses
qui seront établies dans le futur. Nous sommes prêts pour la nouvelle
22 TRANSALTA CORPORATION
DÉVELOPPMENT DURABLE
La durabilité demeure un des éléments clés
de notre manière d’exercer nos activités
1 Les flux de trésorerie de 2006 comprennent une somme à recevoir de185 millions de dollars reçue le 2 janvier 2007 en raison de l’échelonnementdu recouvrement des ventes de novembre 2006.
Pour plus de renseignements au sujet des actions de TransAlta en matière de durabilité, visitez notre site Web au www.transalta.com.
en l
ign
e
23
réglementation environnementale et nous croyons que notre engagement
continu envers les parties intéressées et les mesures volontaires et
proactives que nous avons prises tôt produiront des bénéfices à long terme.
DURABILITÉ SOCIALE – SÉCURITÉ EN MILIEU DE TRAVAIL ET RELATIONS AVEC LES COMMUNAUTÉSNotre but consiste à offrir un milieu de travail sécuritaire et sain pour tous les
employés et entrepreneurs. Notre objectif zéro est conçu pour améliorer le
rendement à l’égard de la sécurité, de la santé et de l’environnement. Dans
le cadre de l’objectif zéro, un comité de dirigeants se réunit à chaque mois
pour désigner les mesures et élaborer des plans de travail proactifs visant à
améliorer notre performance au moyen de procédés courants et d’initiatives
à l’échelle de la société en matière d’environnement, de santé et de sécurité.
Malheureusement, en 2006, un entrepreneur a été victime d’un accident
mortel à une de nos installations. Nous avons effectué notre enquête interne
et nous collaborons entièrement avec l’Agence pour la santé et la sécurité
au travail dans le cadre de leur enquête. Nous continuons de vouloir faire la
lumière sur les circonstances de l’accident et nous ferons tout en notre
pouvoir pour prévenir des tragédies comme celle-ci à l’avenir.
Nous avons un grand nombre de politiques internes qui régissent notre
façon de faire affaire. Les employés de TransAlta respectent ces politiques
tout en maintenant le plus haut niveau d’éthique et en s’acquittant de leurs
responsabilités en bons citoyens corporatifs.
Étant donné que nos activités ont une incidence sur un grand nombre de
personnes et de groupes de personnes différents, la consultation publique est
une dimension importante de notre entreprise. Dans le cadre de journées
portes ouvertes, d’entretiens individuels et d’autres stratégies d’engagement,
nous écoutons les préoccupations des parties intéressées au sujet du
développement, des activités courantes et des mises hors service, et nous y
répondons. Des bonnes relations avec les parties touchées nous permettent
de continuer à exploiter nos installations. Alors que nous mettons hors service
notre installation de Wabamum et que nous débutons la construction de la
centrale énergétique de 450 MW Keephills 3, nous continuerons à impliquer
des représentants des gouvernements locaux, des entreprises locales, des
organismes de réglementation et d’autres parties intéressées provenant des
communautés avoisinantes.
L’investissement communautaire fait partie de notre engagement social.
TransAlta s’est engagée à aider les communautés à demeurer vivantes et
saines et à préserver l’environnement pour aujourd’hui et pour demain. Pour
plus de renseignements au sujet de nos activités liées à l’investissement
communautaire, veuillez consulter la page 21.
La communauté financière est de plus en plus sensible à la façon dont
les sociétés gèrent les pressions environnementales et sociales et à la façon
dont cette gestion des risques se traduit en rendement économique. Nous
croyons que ces facteurs constitueront un avantage concurrentiel distinctif
pour TransAlta. C’est pourquoi nous continuons de discuter avec la
communauté financière de nos progrès dans ce domaine. Nous croyons que
la durabilité est une partie intégrante de notre entreprise.
DU
RA
BLE
DÉVELOPPMENT DURABLE
Danielle Stuart, spécialiste de l’environnement et Don Wharton, directeur du développement durable,
contribuent à équilibrer les incidences économiques environnementales et sociales des décisions d’affaires.
ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE ■ émissions (millions de tonnes) ■ intensité (kg/MWh)
0
10
30
20
40
50
0
250
750
500
1000
1 250
06050403020100
ÉMISSIONS DE MERCURE ■ émissions (kg) ■ intensité (mg/MWh)
0
200
600
400
800
1 000
0
5
15
10
20
25
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ÉMISSIONS DE DIOXYDE D’AZOTE ■ émissions (milliers de tonnes) ■ intensité (kg/MWh)
0
15
45
30
60
75
0
0,5
1,5
1,0
2,0
2,5
06050403020100
ÉMISSIONS DE DIOXYDE DE SOUFRE ■ émissions (milliers de tonnes) ■ intensité (kg/MWh)
0
30
90
60
120
150
0
1
3
2
4
5
06050403020100
Dans notre secteur d’activités, les émissionsatmosphériques liées à la production d’élec-tricité représentent un enjeu environnementalfondamental. Les tableaux* suivants indiquentcomment nous gérons les émissions primairesliées à notre entreprise :
* Les données ci-dessus représentent seulement les installationspour lesquelles TransAlta détient les permis d’exploitation.
Comme vous pouvez le constater dans
le présent rapport annuel, TransAlta a
obtenu d’excellents résultats financiers
et d’exploitation en 2006 tout en sur-
montant d’importants défis commerciaux. Cette
performance reflète la résilience de votre société. Au
nom du conseil d’administration, je félicite l’équipe de
direction de TransAlta et les employés dévoués à
travers la société pour un travail bien fait.
Au cours de mon mandat au conseil de TransAlta,
j’ai été témoin d’un grand nombre de changements
dans l’industrie, dans la société et dans les attentes
des actionnaires. Tout au long de ces changements, la
priorité du conseil est demeurée la construction d’une
société durable – une société qui continuera de vous
offrir une croissance rentable au fil du temps. Dans ce
but, votre conseil participe pleinement à l’élaboration
d’un plan stratégique, a établi les paramètres de
risque appropriés, a surveillé les progrès et a exigé
des résultats. Nous avons veillé à ce que TransAlta
fonctionne de façon éthique et rentable et qu’elle soit
respectueuse de l’environnement et socialement
responsable.
Les administrateurs de TransAlta reconnaissent
que les sociétés doivent faire plus qu’atteindre des
résultats économiques favorables. La société voit d’un
bon œil les entreprises qui tiennent compte des risques
et bénéfices sociaux et environnementaux et les
investisseurs reconnaissent en ces entreprises un mo-
dèle d’entreprise durable. Je suis heureuse de vous
annoncer que les efforts de votre société pour dévelop-
per une telle vision des affaires sont toujours reconnus.
Pour la huitième année consécutive, TransAlta a été
inscrite à l’indice Dow Jones de développement
durable. Cet indice représente la tranche supérieure de
dix pour cent des sociétés engagées en matière de
développement durable partout dans le monde. Nous
sommes enchantés de faire partie de cette liste, non
seulement parce qu’il s’agit d’un grand honneur, mais
également parce qu’il a été démontré que les sociétés
qui y sont inscrites surclassent financièrement les
autres sociétés de façon constante.
La performance de TransAlta en matière de déve-
loppement durable est due en grande partie au
leadership de M. Bob Page, qui a quitté TransAlta pour
prendre sa retraite en janvier 2007 et pour devenir le
premier professeur TransAlta à l’Institute for Sustain-
able Energy, Environment and Economy de l’Université
de Calgary. J’aimerais, au nom du conseil, remercier
Bob d’avoir contribué sans relâche aux efforts de
TransAlta en matière de développement durable.
Le développement durable et une bonne gouver-
nance contribuent au rendement de l’entreprise. Votre
conseil participe pleinement à la création et au maintien
24 TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006
LETTRE DE LA PRÉSIDENTE
DU CONSEIL
Le fait d’aborder la supervision de l’entreprise d’un point de vue économique,environnemental etsocial est pleinementjustifié sur le plancommercial.DONNA SOBLE KAUFMANPrésidente du conseil
LETTRE DE LA PRÉSIDENTE DU CONSEIL 25
de la valeur pour l’actionnaire et se consacre à la
bonne gérance de la société. Au cours de 2006, le
conseil et ses comités ont consacré énormément
de temps et d’efforts pour veiller à ce que nous
exercions les meilleures pratiques en matière de
gouvernance d’entreprise.
De plus, à chaque année, nous organisons une
réunion de deux jours pendant laquelle nous discutons
du plan stratégique de la société avec notre équipe
de direction. Cette année, une partie importante de la
discussion était axée sur les plans de la société en
matière de croissance durable.
Les plans de croissance de TransAlta étant expri-
més clairement, les administrateurs ont voulu savoir
comment la direction évalue et traite les risques liés à
ces plans. À cette fin, le conseil a modifié sa structure
de comités antérieure pour assurer une surveillance
plus directe des risques et de l’environnement. Le
comité de vérification et des risques et le comité de
gouvernance et de l’environnement ont des mandats
clairs pour étudier attentivement leurs domaines
respectifs, examiner les décisions de la direction et
faire rapport au conseil régulièrement. Notre conseil
croit que ces modifications harmoniseront les priorités
et feront en sorte que les questions environnementales
et relatives à la gestion des risques soient traitées de
façon diligente.
L’engagement de notre conseil à maintenir une
culture de normes éthiques et professionnelles des plus
élevées ainsi qu’une gouvernance d’entreprise fiable
a été reconnu par le Report on Business du The
Globe and Mail sur la gouvernance d’entreprise.
Pour la cinquième année consécutive, TransAlta a été
classée parmi les sociétés les mieux gérées au Canada.
La composition du conseil est un élément important
de cette décision. Notre conseil est hautement
qualifié et indépendant, et ses membres proviennent
de différentes régions du monde. En plus d’apporter
une perspective et des compétences régionales,
chaque membre contribue à la profondeur du conseil
et à la diversité des expériences qui y sont réunies.
En juillet, nous avons accueilli Mme Martha Piper à
notre conseil. Universitaire et chercheure boursière
hors pair, Martha est Officier de l’Ordre du Canada,
récipiendaire de l’Order of British Columbia et a fait des
contributions extraordinaires partout dans le monde.
Elle a récemment été nommée membre de la
Commission trilatérale – un centre d’étude et de
recherche international axé sur une coopération plus
étroite entre les démocraties industrialisées du monde.
Son expérience en tant qu’administratrice principale
d’université et dans les relations internationales sera
profitable au conseil.
En tant que présidente, j’ai énormément apprécié
les conseils judicieux de mes collègues au conseil au
cours d’une année qui a été extrêmement exigeante
pour TransAlta.
Le conseil d’administration de TransAlta est con-
vaincu que le fait d’aborder la supervision de l’entreprise
d’un point de vue économique, environnemental et
social est pleinement jusitifié sur le plan commercial.
Nous sommes conscients que nos actionnaires nous
ont confié cette tâche et nous sommes déterminés à
continuer de mériter leur confiance. Les fondations
que nous avons posées au cours des années jusqu’en
2007, tant au niveau du conseil qu’au niveau de
l’exploitation, nous ont placé en position de créer une
croissance rentable. En tant que conseil, nous avons
entièrement confiance dans l’équipe de direction et les
employés de TransAlta pour offrir une telle croissance
à nos actionnaires.
Nous vous remercions de la confiance que vous
nous témoignez.
DONNA SOBLE KAUFMAN
Présidente du conseil
LETTRE
26 TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006
WILLIAM D. ANDERSON Administrateur depuis 2003et résident de Toronto (Ontario). M. Anderson a été prési-dent de BCE Investissements, filiale de BCE Inc., de 2001à 2005 et chef de la direction financière de BCE Inc. de1998 à 2000. Il est aussi administrateur de Bell CanadaInternational Inc., des Hôtels Quatre-Saisons Inc., de Lesvêtements de sports Gildan Inc. et de MDS Inc. Il estmembre de l’Institut des Comptables Agréés de l’Ontario.
STANLEY J. BRIGHT Administrateur depuis 1999 etrésident d’Oxford, au Maryland. M. Bright a été prési-dent du conseil et chef de la direction de MidAmericanEnergy Company de 1997 à 1999 et président, chef dela direction et président du conseil et chef de la directionde sociétés devancières de 1991 à 1997. Il a été admi-nistrateur de MidAmerican Energy Holdings Company,filiale de Berkshire Hathaway Inc., de 1999 à février2006 et il est administrateur de sociétés devancières deMidAmerican Energy depuis 1987.
TIMOTHY W. FAITHFULL Administrateur depuis 2003et résident d’Oxford, au Royaume-Uni. M. Faithfull a étéprésident et chef de la direction de Shell Canada Limitéede 1999 à 2003, aux termes d’une carrière interna-tionale de 36 ans dans le secteur pétrolier et gazierauprès du Royal Dutch/Shell Group. Il est administrateurde Chemins de fer Canadien Pacifique Limitée, de ShellPension Trust Limited et d’AMEC plc au Royaume-Uni.Il est membre du conseil du Colloque Canada Royaume-Uni et fiduciaire du Starehe Endowment Fund (R.-U.).
GORDON D. GIFFIN Administrateur depuis 2002 etrésident d’Atlanta, en Géorgie. M. Giffin est associéprincipal chez McKenna Long & Aldrige LLP. Il estadministrateur de Bowater, Inc., de Compagnie dechemins de fer nationaux du Canada, de la BanqueCanadienne Impériale de Commerce, de Canadian
Natural Resources Ltd. et d’Ontario Energy SavingsCorp. Il est membre du Council of Foreign Relations,membre du conseil consultatif du Conseil des affairescanadiennes-américaines et siège au conseil desfiduciaires du Carter Center en Géorgie. De 1997 à 2001,M. Giffin été ambassadeur des États-Unis au Canada.
C. KENT JESPERSEN Administrateur depuis janvier2004 et résident de Calgary (Alberta). M. Jespersen estprésident du conseil et chef de la direction de La JollaResources International Ltd. depuis 1998. Il a occupéauprès de NOVA Corporation pendant plus de 20 ansdifférents postes de haute direction, notamment celuide président de NOVA International. Il est président duconseil de North American Oilsands Ltd., président duconseil et administrateur de CCR Technologies Ltd., etadministrateur de Matrikon Inc. et de Axia NetMediaCorporation.
MICHAEL M. KANOVSKY Administrateur depuisjanvier 2004 et résident de Victoria (C.-B.). M. Kanovskyest président de Sky Energy Corporation depuis 1993.Il travaille dans les secteurs pétrolier, gazier et del’électricité depuis plus de 30 ans. Il est administrateurd’Accrete Energy Corporation, de Devon EnergyCorporation, d’ARC Energy Trust, de Bonavista EnergyTrust et de Pure Technologies Inc.
DONNA SOBLE KAUFMAN Administratrice depuis1989 et résidente de Toronto (Ontario). Mme Kaufmanest présidente du conseil de TransAlta Corporation. Elleest administratrice de BCE Inc., de Bell Canada et deTelesat Canada. Elle est également administratrice deHistorica et de The Baycrest Centre, membre de l’Institutdes administrateurs de sociétés et membre du Conseilcanadien des conseillers de Catalyst.
COMITÉ DE VÉRIFICATION ET DE L’ENVIRONNEMENTCe comité est chargé de revoir les questions touchant laprésentation de l’information financière, les contrôlesfinanciers, les questions de vérification interne, les risquesfinanciers inhérents à l’industrie et les risques et laréglementation en matière d’environnement qui ont uneincidence sur les activités de la société. Ce comité s’estréuni 11 fois en 2006. Président : William D. Anderson.Membres : Stanley J. Bright, Timothy W. Faithfull, MichaelM. Kanovsky, Gordon S. Lackenbauer et Donna SobleKaufman (en tant que membre d’office).
COMITÉ DES RESSOURCES HUMAINESCe comité doit passer en revue et recommander la rému-nération des dirigeants, les plans de relève, la rémunérationet le rendement du chef de la direction et superviser lerégime de retraite de la société. Ce comité a siégé à sixreprises au cours de l’exercice 2006. Président : Stanley
Les administrateurs de TransAlta sont des leaders expérimentés en affairesqui représentent diverses régions et dont les antécédents professionnelsenglobent le monde des affaires, la finance, le droit et la fonction publique.Au nom des actionnaires de TransAlta, le conseil d’administration estresponsable de la gérance de la société, de l’établissement de l’ensembledes politiques et normes et de la révision des plans stratégiques. Au coursde l’exercice 2006, les administrateurs se sont réunis en 11 occasions, ycompris une réunion spéciale consacrée uniquement à la stratégie généraleet à la direction de TransAlta.
Après un examen détaillé des relations entre chacun des administrateurs etTransAlta, le conseil a conclu que 10 des 11 membres actuels du conseilsont indépendants, à l’exception de Stephen Snyder, président et chef de ladirection de la société. La totalité des membre de chaque comité du conseilsont indépendants. En 2006, le conseil avait trois comités, brièvementdécrits ci-après. La circulaire de procurations de la direction 2006 renfermedes informations plus détaillées relativement à la démarche de TransAlta enmatière de gouvernance d’entreprise.
gouvernance d’entreprise
CONSEIL D’ADMIN ISTRAT ION
CONSEIL D’ADMINISTRATION 27
GORDON S. LACKENBAUER Administrateur depuisseptembre 2005 et résident de Calgary (Alberta).M. Lackenbauer a été vice-président du conseil deBMO Nesbitt Burns Inc. de 1990 à 2004. Il est membredu conseil de Tembec Inc., de NAL Oil & Gas Trust etde CTV Glomedia Inc. M. Lackenbauer est égalementgouverneur du Mount Royal College.
MARTHA C. PIPER Administratrice depuis 2006 etrésidente de Vancouver (C.-B.). Mme Piper étaitprésidente et vice-chancelière de la University of BritishColumbia de 1997 à 2006. Elle est administratrice de laBanque de Montréal, du B.C. Progress Board, de laFondation Pierre-Elliot Trudeau et du Conseil desacadémies canadiennes.
STEPHEN G. SNYDER Administrateur depuis 1996 etrésident de Calgary (Alberta). M. Snyder est présidentet chef de la direction de TransAlta Corporation depuis1996. Il est président de la Calgary Stampede Foundationet il est administrateur du Calgary Exhibition andStampede, de la Banque Canadienne Impériale deCommerce et de l’Alberta College of Art + Design.M. Snyder est fiduciaire du Conference Board du Canada.
LUIS VÁSQUEZ SENTIES Administrateur depuis 2001et résident de Mexico, au Mexique. Il est président etchef de la direction de Group Diavaz, société de servicesd’infrastructure pétrolière et de distribution de gaz naturelqu’il a fondée avec des associés en 1973. M. Vásquezest président du conseil de Compania Mexicana de Gas,S.A. de C.V. et de la Mexican Natural Gas Association.
CO
NS
EIL
gauche à droite Michael Kanovsky, Stephen Snyder, Bill Anderson
gauche à droite Kent Jesperson, Stanley Bright, Tim Faithfull
gauche à droite Gordon Giffin, Luiz Vásquez Senties,Donna Soble Kaufman, Martha Piper, Gordon Lackenbauer
Les membres du conseil sont hautement qualifiés, sont indépendants et possèdent diverses expériences professionnelles.
une source inépuisabled’expérience
J. Bright. Membres : Timothy W. Faithfull, C. KentJespersen, Martha C. Piper, Luis Vásquez Senties etDonna Soble Kaufman (en tant que membre d’office).
COMITÉ DE MISE ENCANDIDATURE ET DE GOUVERNANCECe comité est chargé d’examiner la composition duconseil d’administration et la rémunération desadministrateurs et met au point les règles en matièrede gouvernance de la société. Ce comité s’est réuniquatre fois en 2006. Président : Gordon D. Giffin.Membres : C. Kent Jespersen, Michael M. Kanovsky,Gordon S. Lackenbauer et Donna Soble Kaufman (entant que membre d’office).
CHANGEMENTS SURVENUS EN 2006Louis D. Hyndman a quitté le conseil pour prendre saretraite en avril 2006. Martha C. Piper s’est jointe auconseil en juillet 2006.
RAPPORT ANNUEL 2006TRANSALTA CORPORATION28
TABLEAU RÉCAPITULATIF DES CENTRALES
CapacitéExploitée détenue ou Date
Capacité Propriété par exploitée Source de d'expiration Installation (MW) (%) TransAlta (MW) Combustible produits* des contrats
Genesee 3 450 50 Non 225 Charbon Marchands –
Keephills 766 100 Oui 766 Charbon AAÉ de l’Alberta 2020
Keephills 3 1 450 50 Oui 225 Charbon Marchands –
Sheerness 770 25 Non 193 Charbon AAÉ de l’Alberta 2020
Sundance 2 2 073 100 Oui 2 073 Charbon AAÉ de l’Alberta 2017, 2020
Wabamun 3 279 100 Oui 279 Charbon Marchands –
Fort Saskatchewan 118 30 Oui 35 Gaz Contrat à long terme 2019
Meridian 220 25 Oui 55 Gaz Contrat à long terme 2024
Poplar Creek 356 100 Oui 356 Gaz Contrat à long terme 2024et marchands
Actifs hydrauliques 4 801 100 Oui 801 Eau AAÉ de l’Alberta 2013 – 2020
Castle River 46 100 Oui 46 Vent Contrat à long terme 2011
McBride Lake 75 50 Oui 38 Vent Contrat à long terme 2022
Summerview 68 100 Oui 68 Vent Marchands –
Total pour l’Ouest du Canada 6 472 5 160
Kent Hills 5 75 100 Oui 75 Vent Contrat à long terme 2033
Mississauga 108 50 Oui 54 Gaz Contrat à long terme 2017
Ottawa 68 50 Oui 34 Gaz Contrat à long terme 2012
Sarnia 575 100 Oui 575 Gaz Contrat à long terme 2022et marchands
Windsor-Essex 68 50 Oui 34 Gaz Contrat à long terme 2016et marchands
Total pour l’Est du Canada 894 772
Centralia 1 404 100 Oui 1 404 Charbon Marchands –
Binghamton 47 100 Oui 47 Gaz Marchands –
Centralia Gaz 248 100 Oui 248 Gaz Marchands –
Power Resources 200 50 Non 100 Gaz Marchands –
Saranac 240 37.5 Non 90 Gaz Contrat à long terme 2009
Yuma 50 50 Non 25 Gaz Contrat à long terme 2024
Actifs géothermiques 327 50 Non 163 Géothermique Contrat à long terme 2016 – 2035Imperial Valley 6 et marchands
Skookumchuck 1 100 Oui 1 Eau Marchands –
Wailuku 10 50 Oui 5 Eau Contrat à long terme 2023
Total des États-Unis 2 527 2 083
Campeche 252 100 Oui 252 Gaz Contrat à long terme 2028
Chihuahua 259 100 Oui 259 Gaz Contrat à long terme 2028
Total du Mexique 511 511
Parkeston 110 50 Oui 55 Gaz Contrat à long terme 2016
Southern Cross 7 245 100 Oui 245 Gaz et diesel Contrat à long terme 2016
Total de l'Australie 355 300
Total 10 759 8 826
1 Installation actuellement en construction. Mise en service prévue pour 20112 Comprend une hausse de capacité nominale de 53 MW prévue pour 20073 Mise hors service d'ici 20104 Comprend 13 installations5 Construction devant commencer d'ici la fin de 2007. Mise en service prévue pour 20086 Comprend 10 installations7 Comprend neuf installations* On entend par « marchands » les ventes contractuelles à court terme et au comptant Détails au 1er mars 2007.
Résultats
Le présent rapport de gestion doit être lu avec les états financiers consolidés contenus dans le présent rapport annuel et le communiqué de presseportant sur le quatrième trimestre daté du 26 janvier 2007. Les états financiers consolidés ont été préparés selon les principes comptablesgénéralement reconnus (PCGR) du Canada. L’effet des principales différences entre les PCGR du Canada et les PCGR des États-Unis est présentéà la note 30 afférente aux états financiers consolidés. Tous les montants présentés dans les tableaux du rapport de gestion qui suit sont en millionsde dollars canadiens, à moins d’indication contraire. Le présent rapport de gestion est daté du 27 février 2007. Des renseignements supplémen-taires sur TransAlta Corporation («TransAlta», «nous», «notre» ou «nos» ou la «société»), y compris la notice annuelle, sont disponibles sur SEDARà l’adresse www.sedar.com et sur notre site Web à www.transalta.com.
TRANSALTA CORPORATION
(Canada)
TRANSALTA DíÉNERG IE CORPORATION
(Canada)
TRANSALTA UTILITIES CORPORATION
(Canada)
TRANSALTA COGENERATION LTD.
(Canada)
ACTIVITÉS AMÉRICAINESACTIVITÉS MEXICAINES
ACTIVITÉS AUSTRALENNES
S .E.C.TRANS ÉNERG IE
(Ontario)
TRANSALTA COGENERATION, L.P.
(Ontario)
Participation de 100 %
Participation decommanditaire de 0,01 %
Participation decommanditaire
de 50 %Participation decommanditaire
de 49,99 %
Participation de 100 %
> RÉSULTATS D’EXPLOITATION
Les résultats d’exploitation sont présentés sous la forme de résultats consolidés et par secteur d’activité. TransAlta compte deux secteursd’activité : les secteurs Production et Expansion de l’entreprise et commercialisation. Les secteurs de TransAlta sont soutenus par un groupe dusiège social qui fournit des services financiers et juridiques, des services de trésorerie, des services de santé et de sécurité environnementales,des services de développement durable, des services de communications de l’entreprise, des services de relations avec les gouvernements, desservices de technologie de l’information et de ressources humaines ainsi que d’autres services administratifs.
Certaines conventions comptables de TransAlta exigent que la direction fasse des estimations ou formule des hypothèses qui, dans certains cas,peuvent avoir trait à des questions de nature essentiellement incertaine. Les conventions comptables et estimations critiques comprennent laconstatation des produits, l’évaluation et la durée de vie utile des immobilisations corporelles, les obligations liées à la mise hors serviced’immobilisations, l’évaluation de l’écart d’acquisition, les impôts sur les bénéfices et les avantages sociaux futurs. Pour de plus amplesrenseignements, se reporter à la rubrique «Conventions et estimations comptables critiques» du présent rapport de gestion.
Dans le présent rapport de gestion, l’incidence des fluctuations des taux de change sur les opérations et les soldes en devises est abordée en mêmetemps que les postes pertinents de l’état des résultats et du bilan. Bien que les postes du bilan subissent les répercussions des fluctuations destaux de change, l’incidence nette de la conversion de chacun des postes est reflétée dans le compte de l’écart de conversion du bilan consolidé.
> FAITS SAILLANTS ET SOMMAIRE DES RÉSULTATS
Au cours de 2006, la société :• a dégagé un bénéfice net de 44,9 millions de dollars comparativement à 186,3 millions de dollars en 2005 et à 169,2 millions de dollars en 2004.• a présenté un bénéfice comparable* de 233,8 millions de dollars comparativement à 161,3 millions de dollars en 2005 et à 127,1 millions de
dollars en 2004. • a généré des flux de trésorerie d’exploitation de 489,6 millions de dollars comparativement à 619,8 millions de dollars en 2005 et à 591,2 millions
de dollars en 2004. En outre, des paiements prévus par contrat d’environ 185 millions de dollars liés aux services rendus en 2006 ont été reçusle 2 janvier 2007.
• a investi 223,7 millions de dollars dans de nouvelles centrales et dans des centrales existantes comparativement à 325,9 millions de dollars en2005 et à 345,7 millions de dollars en 2004.
• a remboursé 48,6 millions de dollars de créances nettes contre 262,9 millions de dollars en 2005 et 367,4 millions de dollars en 2004. • Le bénéfice comparable n’est pas défini selon les PCGR. Se reporter à la rubrique «Mesures non-conformes aux PCGR» à la page 61 pour une
analyse plus détaillée des résultats, sur une base de comparaison, y compris un rapprochement avec le bénéfice net.
Le tableau suivant présente les principaux résultats financiers et données d’exploitation :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Disponibilité (%) 89,0 89,4 89,2Production (GWh) 48 213 51 810 51 396
Produits 2 796,5 $ 2 838,5 $ 2 586,2 $Marge brute1 1 491,4 $ 1 442,0 $ 1 353,3 $
Bénéfice d’exploitation avant les charges liées à la fermeture de la mine et les imputations pour dépréciation d’actifs1 478,5 $ 456,8 $ 467,4 $
Charges liées à la fermeture de la mine (191,9) – –Imputations pour dépréciation d’actifs (130,0) (36,2) –
Bénéfice d’exploitation1 156,6 $ 420,6 $ 467,4 $
Bénéfice tiré des activités poursuivies 44,9 $ 174,3 $ 159,6 $Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes – 12,0 9,6
Bénéfice net 44,9 $ 186,3 $ 169,2 $
Résultat de base et dilué par action ordinaire :Bénéfice tiré des activités poursuivies 0,22 $ 0,88 $ 0,83 $Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes – 0,06 0,05
Résultat de base et dilué par action ordinaire 0,22 $ 0,94 $ 0,88 $
Total de l’actif 7 460,1 $ 7 693,1 $ 8 000,3 $Total du passif financier à long terme 3 094,1 $ 3 463,1 $ 3 601,5 $Dividendes en espèces déclarés par action 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $Flux de trésorerie d’exploitation 489,6 $ 619,8 $ 591,2 $
1 La marge brute, le bénéfice d’exploitation avant les charges liées à la fermeture de la mine et les imputations pour dépréciation d’actifs de même que le bénéfice net ne sontpas définis aux termes des PCGR du Canada. Se reporter à la rubrique «Mesures non-conformes aux PCGR» à la page 61 du présent rapport de gestion pour une analyseplus détaillée sur le bénéfice d’exploitation et la marge brute, y compris un rapprochement avec le bénéfice net.
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RAPPORT DE GESTION 31
RAPPORT DE GESTION
> STRATÉGIE ET MESURES CLÉS
TransAlta est un producteur de gros et un négociant en électricité. Nous détenons, exploitons et gérons un portefeuille d’actifs en grande partieassujettis à des contrats et diversifiés géographiquement et possédons de l’expérience en matière de combustibles de production, notamment lecharbon, le gaz naturel, l’énergie hydraulique et les énergies renouvelables. À long terme, deux de nos principaux objectifs financiers visent à offrirun rendement total pour les actionnaires de plus de 10 % et un rendement sur le capital investi de 10 %.
Outre les mesures classiques comme le bénéfice par action, le rendement total pour les actionnaires et le rendement sur le capital investi, nouscomptons sur six ensembles de mesures clés qui, à notre avis, sont critiques pour atteindre notre objectif. Ces mesures clés comportent unecombinaison de mesures de l’exploitation, de la gestion des risques et des finances en comparaison desquelles nous pouvons mesurer notrerendement. Chacune de ces mesures est décrite ci-dessous.
1. Disponibilité et productionNos centrales doivent être prêtes à répondre aux besoins des clients qui ont mis notre capacité sous contrat ou à saisir les possibilités d’affairessur le marché. Notre objectif à long terme est de faire en sorte que nos centrales soient disponibles au moins 90 % du temps.
La disponibilité peut être restreinte par la nécessité d’effectuer des travaux d’entretien planifié à intervalles réguliers ou par des interruptions ou desdéclassements occasionnés par des problèmes techniques mineurs. Bien que nous prévoyions qu’il y aura un certain nombre de ces interruptionsou déclassements non planifiés, notre objectif consiste à minimiser ces incidents en contrôlant et en évaluant constamment le matériel, en mettanten œuvre des programmes d’entretien exhaustifs et en tissant des liens stratégiques avec les fournisseurs. Au cours des trois dernières années,nous avons maintenu une disponibilité moyenne de 89,2 %, laquelle est conforme à notre objectif à long terme d’une disponibilité de 90 %.
La production est touchée par notre capacité de production totale, la disponibilité de notre matériel et la conjoncture du marché. Au cours de 2006,la production a diminué à notre centrale alimentée au charbon de Centralia (centrale au charbon de Centralia) de même qu’à nos centrales hydrauliques.Cette diminution de la production a été en partie contrebalancée par une baisse des interruptions planifiées et non planifiées aux centrales thermiquesde l’Alberta, par une production accrue à Genesee 3 et par une hausse de la production à la centrale au gaz de Centralia et à celle de Poplar Creek.
La production avait augmenté en 2005 par rapport à 2004 grâce à la mise en service de Genesee 3 et à la production d’une année entièreprovenant du parc éolien de Summerview. Cette augmentation avait été en partie contrebalancée par la mise hors service des unités un et deuxde la centrale de Wabamun en décembre 2004. La production avait aussi souffert des interruptions causées par le déraillement d’un train duCanadien National (CN) à Lake Wabamun et de la diminution de la production à notre centrale de Poplar Creek.
2. ContratsNotre stratégie consiste à engager par contrat un minimum de 75 % de notre débit disponible chaque année afin de réduire notre exposition à lavolatilité des prix du gaz et de l’électricité sur les marchés où nous exerçons nos activités. Cette stratégie fondée sur les contrats nous permet demaintenir un équilibre entre la stabilité des flux de trésorerie et notre capacité de saisir les occasions d’affaires à court terme sur le marché.
Les contrats peuvent être structurés comme suit :• des engagements de capacité comme les contrats d’achat d’électricité (CAÉ) de l’Alberta qui permettent à TransAlta de réduire son exposition
aux coûts du combustible en relayant une grande partie de ces coûts au client;• une combinaison de production, de disponibilité et d’autres services, comme dans les centrales au gaz de l’Ontario et de l’Alberta, en vertu
desquels TransAlta reçoit une indemnité pour la disponibilité, l’électricité et la production de vapeur;• des contrats bilatéraux à long terme directement avec nos clients comme à la centrale au charbon de Centralia.
Le reste de notre production est vendu sur les marchés, soit en vertu de ventes au comptant ou de contrats de moins d’un an. Au cours de 2006,environ 95 % des produits d’exploitation tirés du secteur Production provenaient de contrats ayant une durée supérieure à un an. Ce pourcentage estcomparable à celui des années antérieures. Les stratégies de contrats font l’objet d’une analyse plus détaillée à la page 38 du présent rapport de gestion.
3. Marge et productivitéL’accroissement de notre base de production conjugué à l’augmentation de notre marge brute est essentiel à notre succès. Nous gérons desmarges au moyen de notre stratégie de contrats et de la gestion des coûts du combustible. Les centrales alimentées au charbon font l’objet deCAÉ ou de contrats à long terme. Nous gérons les coûts du combustible grâce aux réserves de charbon que nous détenons ou à la conclusionde contrats visant un approvisionnement régulier et à faibles coûts.
Les marges brutes de nos centrales au gaz faisant l’objet de contrat sont généralement gérées en relayant les coûts du combustible aux clientsou en signant des contrats de gaz à long terme qui établissent une correspondance entre les conditions des ventes d’électricité et celles desventes d’énergie thermique. Dans nos centrales de gaz marchandes, les marges sont induites par le coefficient des prix du gaz sur les prix del’électricité (rendement thermique sur le marché) et par notre capacité à produire de l’électricité à un rendement thermique supérieur au rendementthermique sur le marché.
En 2006, nos marge brutes ont augmenté grâce à la production accrue de Genesee 3, à des marges électricité-combustible et une productionavantageuses à Poplar Creek, à une hausse des prix et à une diminution des interruptions non planifiées aux centrales thermiques de l’Alberta, àune hausse des prix sous contrat et à des gains découlant de contrats comptabilisés à la juste valeur marchande (évaluation à la valeur du marché)à Centralia, à une augmentation des marges brutes à Sarnia et à une hausse des marges de négociation, le tout en partie contrebalancé par unebaisse de la production à la centrale au charbon de Centralia, par une hausse des coûts du charbon, par une dépréciation des stocks de la centraleau charbon de Centralia et par une diminution de la production hydraulique.
Au cours de 2005, nos marges s’étaient accrues en raison d’une hausse des prix du gaz qui, à son tour, avait influé sur les prix de l’électricité.Ces prix plus élevés de l’électricité avaient eu une incidence importante sur les marges de nos centrales au charbon. Les marges avaient égalementaugmenté par suite de l’ajout de Genesee 3 et de la hausse de la production hydraulique. Ces hausses étaient en partie atténuées par uneaugmentation des coûts du charbon.
En 2006, la marge brute par mégawatt-heure (MWh) installé1 s’est accrue par rapport à 2005, surtout en raison des prix avantageux aux centralesthermiques de l’Alberta et à la centrale au charbon de Centralia, de même que de l’accroissement des produits d’exploitation à Sarnia. En 2005,l’augmentation de la marge brute par MWh installé par rapport à celle de 2004 s’expliquait par la hausse de la production hydraulique et par
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200632
1) Nous avons traditionnellement présenté les marges brutes et d’autres éléments clés de l’état des résultats par MW produit. Bien que dans le cas de certains types de contratprécis cette mesure de rentabilité soit efficace entre les périodes, les niveaux de production et les produits et charges d’exploitation connexes ne sont pas nécessairementcomparables d’un secteur à l’autre. Pour mieux évaluer le rendement de l’ensemble des centrales et le rendement sur le capital investi dans les actifs, nous avons présentéles résultats globaux par MW installé, ce qui constitue une mesure de la capacité de l’ensemble des centrales. Nous utilisons cette mesure pour la première fois dans le présentrapport de gestion et continuerons à y avoir recours par la suite.
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Nl’accroissement de la capacité marchande provenant des centrales au charbon qui avaient bénéficié de la hausse des tarifs de l’électricité. Cesgains avaient été en partie contrebalancés par une hausse des coûts du charbon. Nos charges d’exploitation, d’entretien et d’administrationreflètent les frais d’exploitation de nos centrales. Ces frais peuvent fluctuer selon l’échéancier et la nature des activités d’entretien planifiées. Lesautres charges d’exploitation, d’entretien et d’administration reflètent le coût des activités d’exploitation quotidiennes. Notre but est de réduire auminimum l’influence de l’inflation sur nos frais d’exploitation récurrents au moyen de diverses mesures visant à accroître la productivité et d’évaluernotre aptitude à y parvenir par le coût de la capacité par MWh installé.
En 2006, nos charges d’exploitation, d’entretien et d’administration ont reculé de 14,7 millions de dollars, alors qu’elles ont diminué de 0,23 $ parMWh installé par rapport à la période correspondante de 2005, du fait de la diminution des interruptions planifiées et de la baisse générale des coûts.
Au cours de 2005, nos charges d’exploitation, d’entretien et d’administration étaient passées de 547,5 à 596,0 millions de dollars par suite del’ajout de Genesee 3 et de la hausse des coûts liés aux salaires, aux contrats et aux matières premières résultant de la demande du marché pourla main-d’œuvre et les marchandises de base.
4. Dépenses en immobilisationsNous évoluons dans un secteur hautement capitalistique assorti d’un long cycle. En 2006, nous avons consacré 123 millions de dollars auxdépenses en immobilisations courantes et en immobilisations liées aux mines, 84 millions de dollars à l’entretien planifié et 17 millions de dollarsà la croissance. En 2007, nous prévoyons consacrer entre 320 et 340 millions de dollars aux dépenses de maintien, soit de 100 à 110 millions dedollars aux dépenses en immobilisations courantes, 80 millions de dollars au matériel minier, 55 millions de dollars aux modifications du matérielde la centrale au charbon de Centralia et de 85 à 95 millions de dollars à l’entretien planifié.
5. Flux de trésorerieNotre objectif en 2007 consiste à générer des flux de trésorerie d’exploitation de 650 à 750 millions de dollars pour répondre aux besoins d’entretiende notre matériel, réduire notre dette, maintenir notre dividende et détenir les liquidités nécessaires pour investir dans des initiatives de croissance.
En 2006, la diminution des flux de trésorerie d’exploitation de 130,2 millions de dollars, en raison du calendrier de recouvrement de débiteurstotalisant 185 millions de dollars, a été en partie contrebalancée par une hausse du bénéfice en trésorerie. Ces créances, issues de ventes effectuéesen novembre 2006, ont été recouvrées le 2 janvier 2007, conformément aux modalités contractuelles prévues. Ces rentrées de fonds serontprésentées dans nos états de 2007. En 2005, les paiements prévus par contrat pour novembre avaient été versés le 30 décembre 2005.
En 2005, les flux de trésorerie d’exploitation avaient augmenté, passant de 591,2 (en 2004) à 619,8 millions de dollars, en raison de la hausse dubénéfice en trésorerie.
6. Ratios financiersTransAlta tient à maintenir un bilan solide ainsi que des notations de crédit élevées. Notre stabilité financière nous garantit un accès continuel àdes capitaux et nous confère une plus grande souplesse dans l’adjudication de contrats pour le débit de nos centrales. À long terme, notresituation financière dictera notre capacité de croître. Notre objectif consiste à maintenir une notation de qualité élevée nous permettant decontracter de nouvelles dettes ou d’émettre des titres de capitaux propres.
Au 31 décembre 2006, notre dette totale (y compris la dette sans recours) sur le capital investi représentait 40,9 % (37,0 %, exclusion faite de ladette sans recours) en regard de 43,9 % au 31 décembre 2005 et de 46,4 % au 31 décembre 2004. Les flux de trésorerie ont représenté 5,5 foisl’intérêt alors qu’ils les représentaient 4,7 fois en 2005 et 4,3 fois en 2004. Les flux de trésorerie sur le total de la dette ont été de 26,2 % parrapport à 23,0 % en 2005 et à 19,1 % en 2004.
> BÉNÉFICE DÉCLARÉ
En 2006, le bénéfice déclaré a diminué pour s’établir à 44,9 millions de dollars, alors qu’il avait été de 186,3 millions de dollars en 2005 et de169,2 millions de dollars en 2004, comme le présente le tableau ci-dessous :
Bénéfice net de l’exercice terminé le 31 décembre 2004 169,2 $Augmentation des marges brutes du secteur Production 78,6Augmentation des marges brutes du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation 10,1Augmentation des charges d’exploitation, d’entretien et d’administration (48,5)Augmentation de la dotation aux amortissements (10,4)Augmentation des imputations pour dépréciation d’actifs (36,2)Diminution des intérêts débiteurs, montant net 18,8Diminution de la quote-part des résultats des sociétés satellites 7,6Diminution des participations sans contrôle 27,5Diminution de la charge d’impôts 7,0Augmentation du bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes 2,4Gain à la vente de la centrale de cogénération de Meridian (2004) (17,7)Gain à la vente de parts de société en commandite de TransAlta Énergie (2004) (44,8)Décision réglementaire d’une période antérieure (2004) 22,9Divers (0,2)
Bénéfice net de l’exercice terminé le 31 décembre 2005 186,3 $Augmentation des marges brutes du secteur Production avant la dépréciation des stocks de charbon 85,0Augmentation des marges brutes du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation 8,8Diminution des charges d’exploitation, d’entretien et d’administration 14,7Augmentation de la dotation aux amortissements (42,4)Dépréciation des stocks de charbon à la valeur marchande lorsqu’elle est inférieure au coût (2006) (44,4)Charges liées à la fermeture de la mine Centralia (2006) (191,9)Augmentation des imputations pour dépréciation d’actifs (93,8)Diminution des intérêts débiteurs, montant net 20,1Augmentation de la quote-part des résultats des sociétés satellites (16,1)Augmentation des participations sans contrôle (33,0)Diminution de la charge d’impôts 165,4Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes (2005) (12,0)Divers (1,8)
Bénéfice net de l’exercice terminé le 31 décembre 2006 44,9 $
RAPPORT DE GESTION 33
En 2006, nos marges brutes avant la dépréciation des stocks de la centrale au charbon de Centralia étaient supérieurs de 93,8 millions de dollarsà celles de 2005, en raison de l’augmentation de la production à Genesee 3, des écarts électricité-combustible et de la production favorables àPoplar Creek, de la hausse des prix et de la diminution des interruptions non planifiées aux centrales thermiques de l’Alberta, de la hausse desprix sous contrat et des gains d’évaluation à la valeur du marché à la centrale de Centralia, des marges brutes accrues à Sarnia et del’augmentation des marges de négociation. Ces augmentations ont été en partie neutralisées par l’accroissement des interruptions non planifiéeset des déclassements à la centrale au charbon de Centralia, par la hausse des coûts du charbon et par la diminution de la production hydraulique.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005, nos marges brutes avaient augmenté de 88,7 millions de dollars par rapport à 2004 en raison del’ajout de Genesee 3, de l’augmentation de la production hydraulique, de la hausse des prix à notre centrale au charbon de Centralia et auxcentrales thermiques de l’Alberta, des hausses des prix contractuels à certaines de nos centrales au gaz et des marges de négociation. Ceshausses ont été contrebalancées par celles des coûts du charbon et des pénalités nettes à nos centrales thermiques de l’Alberta par suite de nosactivités d’entretien planifié, et par la mise hors service des unités un et deux de la centrale de Wabamun.
En 2006, les charges d’exploitation, d’entretien et d’administration ont diminué de 14,7 millions de dollars par rapport à 2005, du fait de laréduction des travaux d’entretien planifié et des frais généraux. Les charges d’exploitation, d’entretien et d’administration s’étaient accrues de 48,5millions de dollars en 2005 en regard de la période correspondante de 2004, en raison de l’ajout de Genesee 3, des indexations des coûts desmatières premières, des hausses de la charge de rémunération incitative et de l’accroissement des coûts de main-d’œuvre. Ces augmentationsont été en partie compensées par la baisse des charges d’entretien planifié.
En 2006, l’amortissement s’est accru de 42,4 millions de dollars, en raison de la perte de valeur des turbines détenues en stocks, d’une révisiondes taux d’amortissement aux centrales d’Ottawa, de Mississauga, de Windsor-Essex, de Fort Saskatchewan et de Meridian et du rajustement del’estimation des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations aux centrales thermiques de l’Alberta. L’augmentation de l’amortissementde 10,4 millions de dollars en 2005 par rapport à la période correspondante de 2004 s’expliquait surtout par l’ajout de Genesee 3.
Les intérêts débiteurs ont reculé de 20,1 millions de dollars en regard de 2005 par suite de la baisse du degré d’endettement, du dénouement deswaps de devises, des taux de change favorables et du règlement des couvertures de placements nets, le tout en partie contrebalancé par lahausse des taux d’intérêt variables. En 2005, les intérêts débiteurs avaient décliné de 18,8 millions de dollars en regard de 2004 du fait de la baissedu degré d’endettement.
En 2006, les participations sans contrôle ont progressé de 33,0 millions de dollars par rapport à 2005 en raison d’une imputation pour dépréciationattribuable à la participation de S.E.C. TransAlta Énergie (TA Énergie) dans la centrale d’Ottawa en 2005, tel qu’il est décrit à la rubrique «Événementsimportants» du présent rapport de gestion. Exclusion faite de cette imputation pour dépréciation, les participations sans contrôle ont diminué de3,2 millions de dollars.
Les participations sans contrôle avaient baissé de 27,5 millions de dollars en 2005 en raison de la dépréciation de l’installation d’Ottawa. Exclusionfaite de ce montant, les participations sans contrôle s’étaient accrues de 8,7 millions de dollars en 2005 en regard de 2004 puisque que nousnous étions défaits de notre participation restante dans TA Énergie en 2004.
Par suite de la décision de mettre fin à l’extraction du charbon à la mine Centralia, nous avons réduit la valeur des stocks restants du charbon produità la mine détenus à Centralia à la juste valeur marchande et constaté diverses charges liées à la fermeture, lesquelles font l’objet d’une analyse plusdétaillée à la rubrique «Événements importants» du présent rapport de gestion.
Au cours du quatrième trimestre de 2006, nous avons comptabilisé une imputation pour dépréciation pour la centrale au gaz de Centralia, puisqu’ilétait improbable que la valeur comptable totale de cette centrale soit recouvrée au moyen des flux de trésorerie futurs. En 2005, la valeur de lacentrale d’Ottawa dans TransAlta Cogeneration, L.P. (TA Cogen) avait été réduite à sa juste valeur. L’imputation pour dépréciation de la centraled’Ottawa en 2005 avait été compensée par une diminution du bénéfice attribuable aux actionnaires sans contrôles.
> ÉVÉNEMENTS IMPORTANTS
Nos résultats financiers consolidés comprennent les événements importants suivants.
2006
Mine de charbon Centralia Le 27 novembre 2006, nous avons mis fin à l’extraction du charbon à notre mine Centralia en raison de la croissance des coûts et de conditionsgéologiques défavorables. Les stocks qui ont été extraits jusqu’à la cessation de l’exploitation seront utilisés tout au long de 2007. Les besoinsen charbon pour l’avenir prévisible devraient être comblés par le charbon importé du bassin fluvial de Powder. En 2007, nous ralentirons laproduction de la centrale de 2 500 gigawattheure (GWh) jusqu’à ce que les modifications nécessaires puissent être apportées au matériel en vuede brûler le charbon provenant du bassin fluvial de Powder. Les modifications au matériel de la centrale au charbon de Centralia devraient êtreachevées après le cycle d’entretien de 2008 qui est prévu pour le deuxième trimestre de 2008.
Nous avons contracté une charge après impôts de 153,6 millions de dollars (0,76 $ l’action) découlant de la dépréciation des actifs et des stocks,des obligations au titre des remises en état, des indemnités de départ et d’autres frais.
Comme l’exigent les PCGR, les imputations de restructuration sont présentées aux postes appropriés dans les états des résultats. Elles sont décritesci-dessous et résumées dans le tableau suivant :
Dépréciation des stocks de charbon 44,4 $
Incidence sur la marge brute (44,4)
Charges liées à la fermeture de la mineDépréciation du matériel et de l’infrastructure de la mine 72,1Dépréciation découlant des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations 81,3Indemnités de départ et autres frais 38,5
Total des charges liées à la fermeture de la mine 191,9
Perte avant impôts sur les bénéfices (236,3) $
Recouvrement d’impôts sur les bénéfices 82,7
Incidence de l’événement sur la perte nette (153,6) $
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NDépréciation des stocks de charbon Étant donné que les besoins en charbon sont maintenant comblés par une source externe, les stocks de charbon existants produits à l’interneont été dépréciés à la juste valeur marchande, soit au coût actuel du charbon provenant du bassin fluvial de Powder.
Dépréciation du matériel et de l’infrastructure de la mine Le matériel minier utilisé à la mine a été évalué à la valeur comptable nette actuelle ou à la juste valeur, si elle était inférieure. La plus grande partiede ce matériel devrait être vendue en 2007. L’infrastructure de la mine, notamment les installations de traitement, a également été dépréciée à sajuste valeur prévue.
Dépréciation découlant des obligations liées à la mise hors service d’immobilisationsLa fraction non amortie du coût des charges de remise en état future a été constatée immédiatement.
Indemnités de départ et autres fraisCeci comprend les salaires à verser aux employés, les obligations estimatives au titre des prestations, d’autres paiements de transition découlantde l’arrêt de l’exploitation de la mine, les montants cumulés aux fins des amendes estimatives liées aux résiliations de contrats, la dépréciation desfournitures et des approvisionnements et divers autres montants.
En outre, comme la centrale au charbon de Centralia ne sera plus exploitée à pleine capacité en 2007 et 2008, certains contrats ne seront plusavalisés par la production physique de la centrale, si bien qu’ils ne seront plus admissibles à la comptabilité de couverture. Par conséquent, selonles PCGR, nous avons comptabilisé les gains d’évaluation à la valeur du marché de ces contrats. De plus, nous avons conclu d’autres contratsen vue de compenser quelque peu ce risque, évalué à la valeur du marché. Aussi, selon les estimations actuelles des cours à terme, nous avons,au net, comptabilisé des gains d’évaluation à la valeur du marché de 35,5 millions de dollars en 2006. Ces rajustements d’évaluation à la valeurdu marché, qui ne sont pas présentés dans le tableau ci-dessus, n’ont aucune incidence sur la trésorerie dans les états financiers de 2006, alorsque la juste valeur marchande continuera de varier selon l’évolution des cours jusqu’au règlement qui surviendra aux cours des périodes futures.
Dépréciation de la centrale au gaz de Centralia Au cours du test de dépréciation annuel, nous avons conclu que la valeur comptable totale de notre centrale au gaz de Centralia ne seraitprobablement pas recouvrée au moyen des flux de trésorerie futurs en raison de la variation de la rentabilité de la centrale prévue par TransAlta,selon les taux d’acheminement sur le marché et les valeurs de négociation. Par conséquent, nous avons comptabilisé une imputation pourdépréciation après impôts de 84,4 millions de dollars (0,42 $ l’action) pour diminuer la juste valeur de la centrale.
Avis de rachat des titres privilégiésLe 22 novembre 2006, nous avons annoncé notre intention de racheter la totalité de nos titres privilégiés à 7,75 % d’un capital total de 175,0 millionsde dollars. Nous avons racheté ces titres le 2 janvier 2007.
Désignation de dividendes admissiblesSelon le projet de loi déposé par le ministère des Finances, les résidents canadiens ont droit à une majoration et à un crédit d’impôt pourdividendes en 2006 et pour les exercices ultérieurs, s’ils reçoivent des dividendes admissibles. Selon le projet de loi, les dividendes que nous avonsversés en 2006 sont des dividendes admissibles. Les dividendes qui devraient être versés en 2007 devraient également être admissibles.
Modification du régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions Le 20 octobre 2006, nous avons annoncé que le régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions serait modifié à compter du 1er janvier2007. Par conséquent, après le 31 décembre 2006, l’escompte de 5 % sur le prix des actions acquises dans le cadre du régime de réinvestisse-ment de dividendes et d’achat d’actions et émises à partir de la trésorerie sera suspendu. Après le 31 décembre 2006, les actions acquises envertu du régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions seront acquises sur le marché libre au prix moyen pondéré total des actionsordinaires acquises à la Bourse de Toronto aux dates de placement. Les actions pouvant être émises en vertu du régime de réinvestissement dedividendes et d’achat d’actions n’ont été inscrites sous aucune loi fédérale ou relative aux valeurs mobilières des États-Unis, et les citoyens ou lesrésidents américains ne sont pas admissibles au régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions.
Interruption à WabamunEn 2005, un déversement accidentel au Lac Wabamun, en Alberta, a forcé la fermeture de l’unité quatre de notre centrale alimentée au charbonde Wabamun pendant 39 jours. Au cours du quatrième trimestre de 2006, nous avons reçu une juste indemnité pour une partie de notre demanded’indemnisation à l’égard de la marge perdue et de l’accroissement des charges. Les modalités du règlement sont assujetties à un accordconfidentiel. Le règlement est compris dans les produits des marchands.
Centrale électrique de SarniaLe 15 février 2006, nous avons signé un contrat de cinq ans avec l’Office de l’électricité de l’Ontario relativement à notre centrale de cogénérationde Sarnia visant l’approvisionnement de 400 MW d’électricité en moyenne du marché de l’électricité ontarien. Le contrat est entré en vigueur le1er janvier 2006.
Réduction de la production et acheminement économique à la centrale au charbon de CentraliaEn raison des précipitations de pluie abondantes dans la région du nord-ouest du Pacifique au cours du premier trimestre de 2006, nous avonsprocédé au déclassement de la centrale au charbon de Centralia et avons commencé à reconstituer nos stocks de charbon. L’incidence dudéclassement de la centrale au cours de cette période a été partiellement contrebalancée par l’augmentation des importations de charbon et l’achatd’énergie de remplacement. Au cours du premier trimestre de 2006, nous avons connu une baisse de 875 GWh de la production comparativementà celle atteinte au cours du trimestre correspondant de l’exercice précédent.
Au cours du deuxième trimestre de 2006, la réduction des prix du marché nous a permis d’acheter de l’énergie à un prix inférieur à nos coûtsvariables de production. Par conséquent, la centrale au charbon de Centralia n’a pas été exploitée pendant la majeure partie du deuxième trimestre.Nous avons connu une baisse de 1 936 GWh de la production au cours du deuxième trimestre comparativement à la période correspondante de 2005.
Au troisième trimestre de 2006, en raison d’une défaillance des aubes de turbine survenue à l’unité deux d’une capacité de 702 MW, la productiontotale a diminué de 727 GWh. Également au troisième trimestre de 2006, une augmentation des interruptions non planifiées a entraîné une baissede 232 GWh de la production.
RAPPORT DE GESTION 35
Au cours du quatrième trimestre de 2006, la centrale au charbon de Centralia a subi une perte de production de 358 GWh en raison des essaisde brûlage du charbon du bassin fluvial de Power à la centrale.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, par suite des événements susmentionnés, la production totale de Centralia a subi une baisse de4 128 GWh par rapport à 2005.
Achat de Wailuku River Hydroelectric L.P.Le 17 février 2006, nous avons acquis une participation de 50 % dans Wailuku River Hydroelectric L.P. par l’intermédiaire de Wailuku HoldingCompany, LLC (Wailuku) pour une contrepartie au comptant de 1,0 million de dollars américains (1,2 million de dollars canadiens). Wailuku avaitune dette de 19,2 millions de dollars américains (22,3 millions de dollars canadiens) au moment de l’acquisition. Se reporter à la note 20 afférenteaux états financiers consolidés pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006 relativement à la répartition du prix d’acquisition. Wailuku détient unecentrale hydraulique au fil de l’eau ayant une capacité de production de 10 MW. La société MidAmerican Energy Holdings (MidAmerican) détientl’autre participation de 50 % dans Wailuku.
Modification du taux d’amortissementAu cours du premier trimestre de 2006, nous avons modifié la méthode d’amortissement utilisée pour les centrales de Windsor-Essex, deMississauga, d’Ottawa, de Meridian et de Fort Saskatchewan. Auparavant, l’amortissement de ces centrales était établi au moyen de la méthodeproportionnelle au rendement sur la durée de vie des centrales. Après avoir passé en revue la durée de vie estimative et tenu compte del’incertitude quant à la poursuite des activités des centrales au-delà des durées des contrats de vente actuels, nous avons établi qu’il était plusraisonnable de répartir la valeur comptable nette résiduelle des centrales selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée restante descontrats respectifs. Cette augmentation de l’amortissement est contrebalancée par une diminution du bénéfice attribuable aux participations sanscontrôle dans notre état des résultats consolidé.
Projet Keephills 3Le 14 mars 2006, nous avons conclu un accord de mise en valeur avec EPCOR Utilities Inc. (EPCOR) en vue d’examiner conjointement la miseen valeur du projet électrique Keephills 3, un projet de centrale alimentée au charbon de 450 MW utilisant une technologie supercritique, adjacenteà notre installation existante de Keephills.
Budget fédéral et budget de l’Alberta pour 2006Le 24 mai 2006, le budget de l’Alberta recevait la sanction royale. Par conséquent, l’impôt général sur le revenu des sociétés a été réduit de 11,5à 10 % à compter du 1er avril 2006. Le budget fédéral a reçu la sanction royale le 22 juin 2006. L’impôt général sur le revenu des sociétés seradonc réduit, pour passer de 21 % à 19 % d’ici le 1er janvier 2010. La surtaxe des sociétés a été éliminée pour les années d’imposition terminéesaprès le 31 décembre 2007, et l’impôt fédéral sur le capital a été éliminé à compter du 1er janvier 2006. La période de report pour les pertes autresqu’en capital subies et les crédits d’impôt à l’investissement gagnés après 2005 a été prolongée, pour passer de 10 à 20 ans. Ainsi, la société aréduit, au cours du deuxième trimestre, sa charge d’impôts de 55,3 millions de dollars, ce qui reflète l’incidence de ces changements sur lebénéfice des exercices antérieurs.
2005
Mise en service de Genesee 3Le 1er mars 2005, de concert avec EPCOR Utilities Inc. (EPCOR), nous avons mis en service la troisième unité de l’installation alimentée au charbonde Genesee. Nous détenons une participation de 50 % dans cette troisième unité.
Interruption à WabamunLe 3 août 2005, le déraillement d’un train du CN a entraîné un déversement de pétrole à Lake Wabamun, en Alberta. En conséquence, nous avonsdû fermer l’unité quatre de notre centrale au charbon de Wabamun. L’installation a été remise en opération le 11 septembre 2005.
Dépréciation de l’installation d’OttawaAu cours du quatrième trimestre de 2005, après avoir effectué nos tests de dépréciation, nous sommes parvenus à la conclusion que la valeurcomptable de l’installation de cogénération d’Ottawa dépassait sa juste valeur dans les registres de TA Cogen, filiale de TransAlta Corporation. Parconséquent, TA Cogen a comptabilisé une provision pour moins-value de 78,3 millions de dollars au cours du quatrième trimestre de 2005. Dansles comptes de la société, cependant, la valeur comptable de l’installation d’Ottawa était inférieure à celle de TA Cogen. TA Cogen a acheté cetteinstallation auprès de la société à un prix qui était supérieur au coût que la société avait versé pour sa construction. Nous avons constaté uneimputation de 36,2 millions de dollars dans les comptes afin de refléter la différence des valeurs comptables entre les comptes de la société etceux de TA Cogen. Cette imputation a été contrebalancée par une réduction du bénéfice attribuable aux participations sans contrôle dans notreétat des résultats consolidé. En fin de compte, la baisse de valeur de la centrale dans les comptes de TA Cogen n’a eu aucune incidence sur lebénéfice net de la société.
2004
Mise hors service de la centrale de WabamunAu cours du quatrième trimestre de 2002, nous avons entrepris une mise hors service graduelle de l’installation de Wabamun en mettant horsservice l’unité trois de 139 MW en 2002 et nous avons fait de même pour les unités un et deux (respectivement 62 MW et 57 MW) le 31 décembre2004. Nous prévoyons mettre hors service l’unité quatre (279 MW) en 2010, à l’expiration de son permis d’exploitation. Le CAÉ de la centrale aexpiré le 31 décembre 2003, si bien que toute la production est vendue sur le marché au comptant.
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NVente de l’installation de cogénération de MeridianLe 1er décembre 2004, nous avons conclu la vente de notre participation de 50 % dans l’installation de cogénération de 220 MW de Meridiansituée à Lloydminster, en Saskatchewan, à TA Cogen pour une juste valeur de 110,0 millions de dollars. TA Cogen a financé l’acquisition en puisantdans ses liquidités à raison de 50,0 millions de dollars, en émettant des parts pour 30,0 millions de dollars à TransAlta Énergie et autant àCorporation d’Énergie TransAlta (CET), et en émettant une avance de 30 millions de dollars à CET. Nous avons comptabilisé un gain avant impôtset taxes de 17,7 millions de dollars (11,5 millions de dollars après impôts et taxes) ou de 0,06 $ par action ordinaire.
Vente de parts de TransAlta ÉnergiePour l’exercice terminé le 31 décembre 2004, nous avons constaté des gains de dilution de 44,8 millions de dollars à l’exercice de bons desouscription et à la vente de parts qui a suivi.
Le 3 décembre 2004, nous avons vendu les 7,1 millions de parts restantes de TransAlta Énergie au prix de 9,00 $ la part pour un produit net de64,0 millions de dollars, ce qui a donné lieu à un gain de 20,6 millions de dollars (un gain de 13,4 millions de dollars après impôts et taxes), et ycompris un gain de dilution de 11,6 millions de dollars. Nous avons acheté ces parts dans le cadre de la vente de la centrale de Sheerness àTA Cogen en 2003.
Parc éolien de SummerviewAu troisième trimestre de 2004, nous avons mis en service le parc éolien de 68 MW de Summerview.
Décision réglementaire d’une période antérieureEn réponse à la plainte déposée par la San Diego Gas & Electric Company en vertu du chapitre 206 de la Federal Power Act (FPA), la FederalEnergy Regulatory Commission (FERC) a établi une obligation de remboursement d’environ 46 millions de dollars américains pour TransAlta pourdes ventes qu’elle a effectuées sur les marchés organisés du California Power Exchange (PX) et du California Independent System Operator (ISO)au cours de la période allant du 2 octobre 2000 au 20 juin 2001 (opérations de remboursement principales). TransAlta a comptabilisé 46 millionsde dollars américains à titre d’obligations relativement aux opérations de remboursement principales.
TransAlta a déposé une requête fondée sur le coût des services rendus afin d’être exonérée de ces obligations de remboursement. La FERC arejeté la requête d’exonération de TransAlta. Le 1er décembre 2006, TransAlta a demandé une nouvelle audience concernant le refus de la FERC.La FERC n’a pas encore statué sur cette nouvelle audience.
Au cours des négociations en vue d’un règlement, les plaignants ont tenté d’obtenir des remboursements pour deux groupes d’opérationsindépendantes des opérations de remboursement principales. Le premier groupe d’opérations comprend des ventes effectuées par les vendeurssur les marchés du PX et de l’ISO au cours de la période allant du 1er mai au 1er octobre 2001 (les opérations de la saison estivale). L’autre grouped’opérations comprend des opérations bilatérales entre tous les vendeurs et une composante du California Department of Water Resources(CDWR), désigné sous le nom de CERS (les opérations du CERS). La FERC a rejeté précisément les tentatives d’obtention de remboursementspour les opérations de la saison estivale et celles du CERS. Toutefois, les parties de la Californie ont présenté une requête pour obtenir une nouvelleaudience concernant le refus de la FERC et en ont appelé du refus auprès de la U.S. Court of Appeals for the Ninth Circuit. À l’heure actuelle,TransAlta ne croit pas que les parties de la Californie réussiront à obtenir les remboursements allégués pour les opérations de la saison estivale etcelles du CERS. TransAlta n’a pas constitué de provision au titre de ces remboursements allégués à ce jour.
> ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DU BILAN
Centrale électrique Keephills 3 Le 14 février 2007, l’Alberta Energy and Utilities Board a approuvé la mise en valeur de la centrale électrique alimentée au charbon de 450 MWKeephills 3. La centrale sera mise en valeur conjointement par EPCOR et TransAlta. Le 26 février 2007, TransAlta et EPCOR ont annoncé la miseen chantier du projet de construction de Keephills 3. Le coût en capital du projet devrait s’élever à environ 1,6 milliard de dollars.
Contrat d’achat d’électricité conclu avec Énergie Nouveau-BrunswickLe 19 janvier 2007, nous avons annoncé la signature d’un contrat à long terme de 25 ans avec la Corporation de distribution et service à la clientèleÉnergie Nouveau-Brunswick visant la production de 75 MW d’énergie éolienne. Nous construirons, détiendrons et exploiterons une centraled’énergie éolienne au Nouveau-Brunswick dont le coût estimatif s’élève à 130 millions de dollars. Natural Forces Technologies Inc. est copromoteurde ce projet de concert avec nous et l’exploitation commerciale doit débuter à la fin de 2008.
> RÉSULTATS SECTORIELS
Production Ce secteur détient et exploite des centrales hydrauliques, des centrales éoliennes, des centrales géothermiques et des centralesalimentées au charbon et au gaz, de même que des activités minières connexes au Canada, aux États-Unis et en Australie. Au 31 décembre 2006,le secteur Production affichait une capacité de production brute en exploitation de 8 366 MW (participation nette de 7 962 MW) et de 353 MWnet en construction.
Nous avons conclu des alliances stratégiques avec EPCOR, ENMAX Corporation (ENMAX) et MidAmerican. L’alliance avec EPCOR nous a donnéla possibilité d’acquérir une participation de 50 % dans le projet de 450 MW Genesee 3 et dans la mise en valeur actuellement en cours du projetKeephills 3. ENMAX et TransAlta détiennent chacune une participation de 50 % dans le projet éolien de McBride Lake. MidAmerican détient l’autreparticipation de 50 % dans CE Generation LLC (CE Gen) et Wailuku.
Nos résultats sont à caractère saisonnier en raison de la nature du marché de l’électricité et des coûts du combustible connexes. Les coûtsd’entretien sont généralement plus élevés au cours des deuxième et troisième trimestres, période durant laquelle les prix de l’électricité sont censésêtre inférieurs étant donné qu’ils augmentent habituellement durant les mois d’hiver sur le marché canadien. Les marges sont également plustouchées de manière générale durant le deuxième trimestre en raison du volume de production hydraulique provenant de l’écoulement printanieret des précipitations dans les marchés canadiens et américains.
RAPPORT DE GESTION 37
Les résultats du secteur Production se présentent comme suit :
2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Par MWh Par MWh Par MWh
Exercices terminés les 31 décembre Total produit Total produit Total produit
Produits 2 611,9 $ 54,17 $ 2 607,5 $ 50,33 $ 2 341,7 $ 45,56 $Combustible et achats d’électricité (1 186,2) (24,60) (1 222,4) (23,59) (1 035,2) (20,14)
Marge brute 1 425,7 29,57 1 385,1 26,73 1 306,5 25,42
Exploitation, entretien et administration 458,3 9,51 481,1 9,29 450,0 8,76Amortissement 396,9 8,23 354,9 6,85 343,5 6,68Impôts et taxes autres que les impôts sur les bénéfices 21,1 0,44 21,3 0,41 20,5 0,40Répartition des coûts intersectoriels 27,8 0,58 26,0 0,50 26,0 0,51
Charges d’exploitation 904,1 18,75 883,3 17,05 840,0 16,34
Charges liées à la fermeture de la mine 191,9 3,98 – – – –Imputations pour dépréciation d’actifs 130,0 2,70 36,2 0,70 – –Gain à la vente de l’installation de cogénération de Meridian – – – – 17,7 0,34Gain à la vente de parts de société en commandite de TransAlta Énergie – – – – 44,8 0,87
Bénéfice d’exploitation 199,7 $ 4,14 $ 465,6 $ 8,99 $ 529,0 $ 10,29 $
Production (GWh) 48 213 51 810 51 396Disponibilité (%) 89,0 89,4 89,2
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, notre disponibilité a légèrement reculé à 89,0 %, alors qu’elle était à 89,4 % en 2005 et à 89,2 %en 2004. En 2006, nous avons connu une hausse des interruptions non planifiées et des déclassements à la centrale au charbon de Centralia,lesquels ont été surtout contrebalancés par une baisse des interruptions planifiées à Poplar Creek, aux centrales thermiques de l’Alberta et àGenesee 3, de même que par une baisse des interruptions planifiées et non planifiées à Sarnia par rapport à 2005.
Les produits du secteur Production sont tirés de la production d’électricité et de vapeur ainsi que de services accessoires, comme le soutien duréseau. En 2006, les installations alimentées au gaz et les installations alimentées au charbon ont été exposées aux fluctuations du marché pource qui est des prix des produits de base liés à l’énergie. Ces installations représentent respectivement 6 % et 23 % de notre capacité de productiontotale. Nous surveillons de près les risques auxquels les variations de prix des produits de base exposent nos activités futures et, le cas échéant,nous avons recours à divers instruments prévoyant la livraison et instruments financiers pour protéger la valeur de nos actifs et de nos activités.Ces contrats sont désignés comme positions de couverture efficaces des flux de trésorerie futurs ou de la juste valeur des extrants et de laproduction de nos actifs. Selon les PCGR du Canada, la comptabilisation au règlement est utilisée pour les opérations qui sont admissibles à lacomptabilité de couverture. Selon les PCGR des États-Unis, les activités de couverture sont comptabilisées conformément au Financial AccountingStandards Board (FASB) Statement 133.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, 95 % de notre production totale a été assujettie à des prix contractuels (91 % en 2005; 89 % en 2004),le reste de la production étant assujettie aux prix du marché. Les produits tirés des arrangements contractuels ne sont pas touchés par les variationsà court terme du prix au comptant de l’électricité.
Les produits du secteur Production proviennent des sources suivantes :
Les CAÉ de l’Alberta sont des arrangements en vertu desquels nous tirons des produits mensuels fondés sur la capacité qui visent à recouvrerles coûts fixes et à fournir un rendement sur le capital investi pour nos centrales et nos mines. Nous recevons également des paiements d’énergiepour le recouvrement de coûts variables prédéterminés liés à la production d’électricité, des paiements incitatifs (ou des pénalités) si les résultatssont supérieurs (ou inférieurs) aux objectifs de disponibilité fixés et des paiements relatifs à l’énergie excédentaire qui sont fondés sur la productiond’électricité dépassant la capacité convenue. Ce secteur comprend nos centrales de Sundance, de Keephills, de Sheerness et la partie de notrecentrale hydraulique en Alberta faisant l’objet de contrats.
Les contrats à long terme s’apparentent aux CAÉ. Pour nous, un contrat à long terme est un contrat dont la durée initiale est de 10 à 25 ans.Les contrats à long terme visent généralement les centrales de cogénération alimentées au gaz et visent de un à quatre clients par centrale. Lesproduits proviennent des paiements relatifs à la capacité ainsi que de la production d’énergie électrique et de vapeur. Les résultats de nos centralesde Mississauga, de Windsor-Essex, de Wailuku, d’Ottawa, de Fort Saskatchewan et de Meridian ainsi que la partie de Sarnia, de Poplar Creek etde TransAlta Wind faisant l’objet de contrats sont inclus dans cette catégorie.
Les produits marchands découlent uniquement de la vente de l’énergie produite, et proviennent de plusieurs clients par centrale. La productionest vendue soit par la vente de contrats à moyen terme (généralement de deux à dix ans), soit par la négociation de titres à court terme adossésà des titres de créance, soit sur les marchés à terme au comptant ou à court terme (moins d’un an). Sont en outre inclus dans cette catégorie,les résultats de la centrale au charbon de Centralia, de la centrale alimentée au gaz de Centralia, de Genesee 3, de Wabamun et de Binghamton,les ventes d’énergie excédentaire de Sundance, de Keephills, de Sheerness et de nos centrales hydrauliques, ainsi que les parties de TransaltaWind, de Poplar Creek et de Sarnia ne faisant pas l’objet de contrats.
CE Gen tire ses produits de dix centrales géothermiques et de trois installations alimentées au gaz. Huit des centrales géothermiques vendent leurproduction en vertu de contrats à long terme arrivant à échéance entre 2016 et 2035. Une installation est en partie visée par des contrats et vendle reste de sa production sur le marché au comptant. Elle a cependant la possibilité de vendre sa production en vertu d’un contrat de 35 ans fondésur les prix du marché. Les installations alimentées au gaz vendent leur production en vertu de contrats à prix fixes d’une durée résiduelle de 3 à18 ans arrivant à échéance entre 2009 et 2024. Les trois centrales disposent d’arrangements d’approvisionnement en gaz pour la durée descontrats de vente d’électricité.
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NNos volumes de production, les produits tirés de la production d’électricité et de vapeur et les coûts du combustible et des achats d’électricité deces quatre sources du secteur Production se présentent comme suit :
Combustible Combustible et achats
Exercice terminé Production et achats Produits d’électricité Marge brute le 31 décembre 2006 (GWh) Produits d’électricité Marge brute par MWh par MWh par MWh
CAÉ de l’Alberta 25 343 736,8 $ 228,0 $ 508,8 $ 29,07 $ 9,00 $ 20,07 $Contrats à long terme 6 908 635,4 357,8 277,6 91,98 51,80 40,18Produits marchands 13 140 964,3 535,7 428,6 73,39 40,77 32,62CE Gen 2 822 275,4 64,7 210,7 97,59 22,93 74,66
48 213 2 611,9 $ 1 186,2 $ 1 425,7 $ 54,17 $ 24,60 $ 29,57 $
Combustible Exercice terminé Combustible et achats le 31 décembre 2005 Production et achats Produits d’électricité Marge brute (retraité, note 1) (GWh) Produits d’électricité Marge brute par MWh par MWh par MWh
CAÉ de l’Alberta 25 279 682,1 $ 202,8 $ 479,3 $ 26,98 $ 8,02 $ 18,96 $Contrats à long terme 6 947 647,9 392,7 255,2 93,26 56,53 36,73Produits marchands 16 630 983,2 554,6 428,6 59,12 33,35 25,77CE Gen 2 954 294,3 72,3 222,0 99,63 24,48 75,15
51 810 2 607,5 $ 1 222,4 $ 1 385,1 $ 50,33 $ 23,59 $ 26,74 $
Combustible Exercice terminé Combustible et achats le 31 décembre 2004 Production et achats Produits d’électricité Marge brute (retraité, note 1) (GWh) Produits d’électricité Marge brute par MWh par MWh par MWh
CAÉ de l’Alberta 25 836 679,2 $ 187,3 $ 491,9 $ 26,29 $ 7,25 $ 19,04 $Contrats à long terme 7 183 581,9 341,9 240,0 81,01 47,60 33,41Produits marchands 15 676 799,5 439,3 360,2 51,00 28,02 22,98CE Gen 2 701 281,1 66,7 214,4 104,07 24,69 79,38
51 396 2 341,7 $ 1 035,2 $ 1 306,5 $ 45,56 $ 20,14 $ 25,42 $
CAÉ de l’AlbertaEn 2006, la production de 25 343 GWh provenant de nos installations assujetties à des CAÉ a été supérieure de 64 GWh à celle de 2005, en raisonde la diminution des interruptions planifiées et non planifiées aux centrales thermiques de l’Alberta, en partie contrebalancée par une baisse de lademande des consommateurs.
En 2005, la production de 25 279 GWh provenant de nos installations assujetties à des CAÉ était inférieure de 557 GWh à celle de 2004, surtout àcause d’une hausse des interruptions planifiées.
Pour l’exercice 2006, les produits, qui ont atteint 54,7 millions de dollars (2,09 $ par MWh), ont été supérieurs à ceux de 2005, en raison de ladiminution des interruptions planifiées et non planifiées et d’une hausse des prix nets.
Les produits de 2005 n’avaient pratiquement pas varié comparativement à ceux de 2004, l’incidence de la hausse des prix ayant été contre-balancée par les pénalités nettes versées au cours des interruptions planifiées et non planifiées.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les coûts du combustible ont augmenté de 25,2 millions de dollars (0,98 $ par MWh) par rapport àceux de 2005, en raison d’une augmentation du coût du charbon imputable à un accroissement des frais d’enlèvement des morts-terrains et àune hausse des coûts des intrants.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005, les coûts du combustible avaient augmenté de 15,5 millions de dollars (0,77 $ par MWh) par rapportà ceux de 2004, en raison d’une augmentation du coût du charbon imputable à un accroissement des frais d’enlèvement des morts-terrains et àune hausse des coûts des intrants.
Contrats à long termeEn 2006, les volumes des contrats à long terme ont diminué de 39 GWh par rapport à ceux de 2005 en raison d’une baisse de la production àOttawa découlant principalement de notre décision de vendre du gaz provenant de cette installation plutôt que de produire de l’électricité. Cettebaisse a été en partie contrebalancée par l’augmentation de la production provenant d’autres installations au gaz.
En 2005, les volumes des contrats à long terme avaient diminué de 236 GWh par rapport à 2004 pour s’établir à 6 947 GWh, du fait d’une haussedes interruptions planifiées et d’une baisse de la demande des consommateurs à certaines installations alimentées au gaz.
En 2006, les produits ont reculé de 12,5 millions de dollars (1,28 $ par MWh) en comparaison de 2005, en raison de l’incidence sur les produitsde la baisse des prix du gaz naturel relayés aux clients, en partie contrebalancée par l’accroissement des produits tirés de la vente de gaz à Ottawa.
En 2005, les produits avaient augmenté de 66,0 millions de dollars (12,25 $ par MWh) par rapport à 2004 du fait de l’incidence sur les produitsde la hausse des prix du gaz naturel relayés aux clients, de l’accroissement des volumes thermiques à Sarnia et de la révision des prix contractuelsdans d’autres centrales au gaz.
Les coûts du combustible et des achats d’électricité ont reculé de 34,9 millions de dollars (4,73 $ par MWh) pour l’exercice terminé le 31 décembre2006 par rapport à la période correspondante de 2005, par suite de la baisse des prix du gaz naturel, en partie contrebalancée par unaccroissement des achats de gaz naturel à Ottawa.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005, les coûts du combustible et des achats d’électricité avaient augmenté de 50,8 millions de dollars(8,93 $ par MWh) en regard de 2004 surtout en raison de la hausse des prix du gaz naturel.
RAPPORT DE GESTION 39
Production marchandeEn 2006, les prix de l’électricité au comptant ont augmenté en Alberta, mais diminué dans le nord-ouest du Pacifique et en Ontario. Les prix dugaz ont diminué sur les trois marchés, entraînant une hausse des marges électricité-combustible en Alberta, tandis qu’elles ont baissé en Ontarioet dans le nord-ouest du Pacifique.
Alberta Nord-ouest du Pacifique Ontario
Marges Marges Marges Prix de électricité- Prix de électricité- Prix de électricité-
l’électricité combustible l’électricité combustible l’électricité combustible
2006 80,58 $ 34,95 $ 45,40 $ 3,31 $ 46,41 $ (7,93)$2005 70,01 8,91 58,52 6,82 68,40 (5,23)2004 54,59 8,71 42,34 6,31 49,96 (5,39)
En 2006, la production marchande a chuté de 3 490 GWh pour s’établir à 13 140 GWh par suite d’une baisse de la production à la centrale aucharbon de Centralia et d’une diminution de la production hydraulique, lesquelles ont été contrebalancées par une augmentation de la productionprovenant de Genesee 3, de la centrale au gaz de Centralia et de Poplar Creek.
En 2005, la production marchande avait augmenté de 954 GWh pour s’établir à 16 630 GWh du fait de la mise en service de Genesee 3, de l’aug-mentation de la production hydraulique et de la baisse des interruptions planifiées aux centrales thermiques de l’Alberta. Ces augmentationsavaient été en partie contrebalancées par une perte de la production aux centrales thermiques de l’Alberta découlant du déraillement d’un traindu CN, de la mise hors service des unités un et deux de notre centrale de Wabamun et d’une réduction de la production à Poplar Creek.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les marges brutes sont restées stables (augmentation de 6,85 $ par MWh) par rapport à 2005. Lesmarges brutes par MWh se sont accrues en 2006, en raison de la baisse de la production, comme il a été mentionné ci-dessus.
Les marges de la centrale au charbon de Centralia ont diminué en raison de la hausse du coût du charbon, de la réduction de valeur des stocksde charbon, d’une augmentation des interruptions non planifiées et des déclassements, et du raffermissement du dollar canadien, le tout en partiecontrebalancé par une hausse des prix contractuels, des gains d’évaluation à la valeur du marché latents sur des contrats qui ne sont plusadmissibles à la comptabilité de couverture et des avantages tirés de l’acheminement économique.
Les marges marchandes ont également diminué en raison de la baisse de la production hydraulique, en partie compensée par l’accroissement desproduits à Sarnia, l’amélioration des marges électricité-combustible et la hausse de la production à Poplar Creek de même que par une productionfavorable à Genesee 3.
En 2005, les marges brutes marchandes avaient augmenté de 68,4 millions de dollars (2,79 $ par MWh) par rapport à 2004 en raison de l’ajoutde Genesee 3, de la diminution des interruptions planifiées aux centrales thermiques de l’Alberta et de la hausse de la production et des prix à lacentrale au charbon et à la centrale hydraulique de Centralia. Ces augmentations avaient été neutralisées par la hausse des coûts du combustibleà la centrale au charbon de Centralia, par la perte de marge occasionnée par le déraillement d’un train du CN à la centrale de Wabamun et par lamise hors service des unités un et deux de la centrale de Wabamun.
CE GenAu cours de 2006, la production provenant de CE Gen a reculé de 132 GWh pour s’établir à 2 822 GWh par rapport à 2005, du fait de la haussedes interruptions planifiées aux centrales d’Imperial Valley, de Power Resources et d’Yuma.
Au cours de 2005, la production provenant de CE Gen avait augmenté de 253 GWh pour atteindre 2 954 GWh, surtout en raison de la haussede la production aux centrales d’Imperial Valley et de Saranac compte tenu d’une diminution des interruptions planifiées.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, la marge brute a diminué de 11,3 millions de dollars (0,49 $ par MWh) en regard de la même périodede 2005, surtout du fait de la baisse de la production et du raffermissement du dollar canadien, lesquels ont été en partie contrebalancés par lahausse des prix aux centrales alimentées au gaz.
En 2005, les marges brutes avaient augmenté de 7,6 millions de dollars (4,23 $ par MWh) en regard de 2004 compte tenu de l’accroissement desvolumes, en partie contrebalancé par la hausse des prix du gaz et le raffermissement du dollar canadien.
Charges d’exploitation, d’entretien et d’administrationEn 2006, nos charges d’exploitation, d’entretien et d’administration ont diminué de 22,8 millions de dollars (augmentation de 0,22 $ par MWh) parrapport à 2005, par suite d’une réduction des interruptions planifiées et de la baisse des frais généraux.
En 2005, nos charges d’exploitation, d’entretien et d’administration avaient progressé de 31,1 millions de dollars (0,53 $ par MWh) pour s’éleverà 481,1 millions de dollars (9,29 $ par MWh) par rapport à 2004 par suite de l’ajout de Genesee 3, de la hausse de la charge de rémunération aurendement et de l’indexation des coûts des matières premières.
Entretien planifiéLe tableau suivant présente les montants capitalisés des dépenses d’entretien planifié et les montants passés en charges, à l’exclusion de ceuxde CE Gen :
Exercice terminé les 31 décembre 2006 2005 2004
Capitalisés 84,2 $ 119,1 $ 88,1 $Passés en charge 55,4 68,3 73,0
139,6 $ 187,4 $ 161,1 $
GWh perdu 2 325 2 818 2 507
La production perdue au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2006 a diminué de 493 GWh par rapport à 2005 par suite de la baisse desinterruptions planifiées dans l’ensemble des centrales. En 2005, la production perdue avait diminué de 311 GWh en regard de 2004 par suite del’achèvement de quatre séries de travaux d’entretien planifié dans nos unités de gaz au cours de l’exercice.
Au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les coûts d’entretien capitalisés et passés en charges ont diminué par rapport à ceux de2005 grâce aux avantages tirés des programmes d’entretien échelonnés sur plusieurs années. L’augmentation des coûts d’entretien capitalisés
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200640
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Nde 31,0 $ millions de dollars en 2005 par rapport à 2004 s’expliquait par l’achèvement de quatre séries de travaux d’entretien planifié dans nosunités de gaz au cours de l’exercice.
Chaque année, nous achetons des matériaux à longs délais de livraison en vue des interruptions des années suivantes étant donné que les délaisde livraison de ces éléments peuvent être bien supérieurs à un an. En 2006, nous avons consacré 5,3 millions de dollars sur ces éléments contre6,2 millions de dollars en 2005 et 19,8 millions de dollars en 2004. Ces éléments ne sont pas inclus dans le tableau qui précède.
AmortissementL’amortissement a augmenté de 42,0 millions de dollars en 2006 (1,38 $ par MWh) en regard de 2005 principalement en raison de la révision destaux d’amortissement aux centrales de Windsor-Essex, de Mississauga, d’Ottawa, de Meridian et de Fort Saskatchewan, du rajustement del’estimation des obligations liées à la mise hors service des immobilisations aux centrales thermiques de l’Alberta et de la dépréciation constatéeà l’égard des stocks de turbines. La modification des taux d’amortissement aux centrales susmentionnées a entraîné une hausse de la dotationaux amortissements qui a été compensée par une diminution des participations sans contrôle.
L’amortissement s’était accru de 11,4 millions de dollars en 2005 en raison de l’ajout de Genesee 3 et du matériel mis hors service au cours desinterruptions planifiées.
Impôts et taxes autres que les impôts sur les bénéficesEn 2006, les impôts et taxes autres que les impôts sur les bénéfices ont été comparables à ceux de 2005 et de 2004.
Répartition des coûts intersectorielsEn 2006, la répartition des coûts intersectoriels a été comparable à celle de 2005 et de 2004.
Expansion de l’entreprise et commercialisation Ce secteur tire ses produits et son bénéfice du commerce de gros de l’électricité et de lanégociation de contrats de produits de base et d’instruments dérivés liés à l’énergie qui ne sont pas adossés à des actifs de production appar-tenant à TransAlta. Le secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation utilise également des contrats de diverses durées pour la vente àterme de gré à gré d’électricité et l’achat de gaz naturel, de charbon et de capacités de transport afin de gérer efficacement la capacité deproduction disponible et les besoins de combustible et de transport pour le secteur Production. Ces résultats sont inclus dans le secteurProduction. Les indices de rendement clés des opérations pour compte du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation incluent lesmarges et la valeur à risque.
Le secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation cherche à maximiser les marges tirées de la production et de la vente d’électricité, àminimiser le coût du gaz naturel utilisé pour la production d’électricité et de vapeur et à réduire le risque auquel les interruptions non planifiéesexposent la société, par l’acquisition d’énergie de remplacement au plus bas prix possible.
Le secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation a recours à des instruments dérivés sur produits de base pour gérer le risque, pour gagnerdes revenus de négociation et pour obtenir des renseignements sur le marché. Ce portefeuille d’instruments dérivés comprend principalement desinstruments prévoyant la livraison et des instruments financiers, y compris des contrats à terme de gré à gré, des swaps, des contrats à termenormalisés et des options sur divers produits de base. Ces contrats satisfont à la définition d’activités de négociation et sont comptabilisés à leurjuste valeur selon les PCGR du Canada et ceux des États-Unis. Les variations des justes valeurs du portefeuille sont constatées dans l’état desrésultats consolidé de la période au cours de laquelle elles se produisent.
Conformément à l’Emerging Issues Task Force (EITF) 03-11 du FASB, Reporting Realized Gains and Losses on Derivative Instruments That AreSubject to FASB Statement 133, Accounting for Derivative Instruments and Hedging Activities, and Not Held for Trading Purposes as Defined in IssueNo. 02-3, nous avons conclu que les contrats du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation réglés sur les marchés au comptant entemps réel satisfont à la définition des contrats d’instruments dérivés détenus aux fins de livraison et, par conséquent, les produits de ces contratssont présentés selon un montant brut (les produits de négociation sont présentés séparément des achats négociés) à l’état des résultats consolidé.
Les résultats du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation sont comme suit :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Produits 184,6 $ 231,0 $ 244,5 $Achats négociés (118,9) (174,1) (197,7)
Marge brute 65,7 56,9 46,8
Exploitation, entretien et administration 36,9 38,5 31,3Amortissement 1,3 1,7 2,0Répartition des coûts intersectoriels (27,8) (26,0) (26,0)
Charges d’exploitation 10,4 14,2 7,3
Décision réglementaire d’une période antérieure – – 22,9
Bénéfice d’exploitation 55,3 $ 42,7 $ 16,6 $
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les marges brutes ont augmenté de 8,8 millions de dollars par rapport à 2005 en raison du calendrieret de la gestion des positions dans l’Ouest, facteurs contrebalancés en partie par la baisse des marges dans l’Est.
En 2005, les marges brutes avaient augmenté de 10,1 millions de dollars en comparaison de 2004 surtout du fait des solides résultats des activitésde négociation dans l’Ouest et des gains sur nos positions sur le gaz tout au long de l’exercice.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les charges d’exploitation, d’entretien et d’administration ont diminué de 1,6 million de dollars enregard de la même période de 2005 par suite de la diminution des projets, ce qui a entraîné une baisse des frais de consultation en partiecontrebalancée par une augmentation de l’effectif de négociation.
En 2005, l’augmentation des charges d’exploitation, d’entretien et d’administration par rapport à la période correspondante de 2004 étaitattribuable à la croissance de la charge de rémunération au rendement découlant de la hausse des marges de même que des frais de consultationliés aux projets engagés au cours de l’exercice.
L’amortissement en 2006 est resté relativement stable par rapport à 2005 et à 2004.
RAPPORT DE GESTION 41
Valeur à risque (VAR) et positions de négociationLa VAR est une mesure qui permet de gérer le risque lié aux bénéfices des activités du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation. LaVAR est la mesure la plus fréquemment employée pour faire le suivi du risque lié aux positions de négociation. Une mesure de la VAR donne, àun niveau de confiance précis, une perte maximale estimative sur une période donnée.
La VAR est la principale mesure permettant de gérer le risque de marché auquel est exposé le secteur Expansion de l’entreprise etcommercialisation découlant de ses activités de négociation. La VAR, qui est surveillée quotidiennement, sert à déterminer les variations possiblesde la valeur du portefeuille de commercialisation de la société sur une période de trois jours avec un niveau de confiance de 95 % résultant desfluctuations normales du marché. Les bénéfices et la VAR sont soumis à des tests de tension chaque semaine afin de mesurer les effets possiblesque pourraient avoir sur les résultats financiers divers événements du marché, notamment des fluctuations importantes des prix du marché, lavolatilité de ces prix et les relations entre ces prix.
Nous estimons la VAR au moyen de l’approche de la variance/covariance historique. À l’heure actuelle, l’industrie de l’énergie ne dispose pas deméthode uniforme pour évaluer la VAR. Le point faible de la VAR selon la variance/covariance historique est que l’information historique qui estutilisée dans l’estimation peut ne pas être révélatrice du risque de marché futur. Se reporter à une analyse plus détaillée du risque de prix desproduits de base à la rubrique «Facteurs de risque et gestion des risques».
Les positions de négociation à prix fixes de TransAlta s’établissaient comme suit :Électricité Gaz naturel
Unités (en milliers) (MWh) (GJ)
Payeur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2006 13 944 20 289Payeur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2005 19 315 11 126Receveur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2006 21 536 26 231Receveur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2005 19 047 12 158Durée maximale en mois, 31 décembre 2006 33 16Durée maximale en mois, 31 décembre 2005 24 12
La durée contractuelle des opérations pour compte varie, les opérations à court terme ayant une durée de un à 24 mois et les opérations decommercialisation à long terme pouvant dépasser 24 mois. Les variations des positions de négociation de la période du 31 décembre 2005 au31 décembre 2006 sont causées par le changement de conjoncture et le positionnement stratégique régional correspondant.
Conformément à l’EITF 02-03 du FASB, Issues Involved in Accounting for Derivative Contracts Held for Trading Purposes and Contracts Involvedin Energy Trading and Risk Management Activities, les contrats de transport réglés en matières premières et le gaz sous forme de matièrespremières en stock sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice. Au 31 décembre 2006, TransAlta a inscrit un actif de 1,6 million de dollarsrelativement à ces contrats de transport payés d’avance, contre environ 0,8 million de dollars au 31 décembre 2005. Les contrats de transportcouvrent la période d’avril 2006 à mars 2007 et sont amortis sur cette période. Les contrats de transport réglés en matières premières sontlargement utilisés sur le marché de la Californie. La durée maximale de ces contrats est de douze mois. Au 31 décembre 2006, le gaz sous formede matières premières en stock représentait 4,8 millions de dollars (5,2 millions de dollars en 2005). Les opérations à terme sur l’électricité et legaz utilisant le transport des matières premières et le gaz en stock sont comptabilisées à la valeur du marché. Bien que les positions en matièrespremières et les positions à terme se compensent mutuellement, le risque latent lié à certains gains ou pertes peut survenir au cours de la périodeintermédiaire avant le règlement.
En réponse à la plainte déposée par San Diego Gas & Electric Company en vertu du chapitre 206 de la Federal Power Act (FPA), la Federal EnergyRegulatory Commission (FERC) a établi une obligation de remboursement d’environ 46 millions de dollars américains pour TransAlta pour desventes qu’elle a effectuées sur les marchés organisés du California Power Exchange (PX) et du California Independent System Operator (ISO) aucours de la période allant du 2 octobre 2000 au 20 juin 2001 (opérations de remboursement principales). TransAlta a prévu 46 millions de dollarsaméricains pour satisfaire à ses obligations de remboursement au titre des opérations de remboursement principales.
TransAlta a déposé une requête fondée sur le coût des services rendus afin d’être exonérée de ces obligations de remboursement. La FERC arejeté la requête d’exonération de TransAlta. Le 1er décembre 2006, TransAlta a demandé une nouvelle audience concernant le refus de la FERC.La FERC n’a pas encore statué sur cette nouvelle audience.
Au cours des négociations en vue d’un règlement, les plaignants ont tenté d’obtenir des remboursements pour deux groupes d’opérationsindépendantes des opérations de remboursement principales. Le premier groupe d’opérations comprend des ventes effectuées par les vendeurssur les marchés du PX et de l’ISO au cours de la période allant du 1er mai au 1er octobre 2001 (les opérations de la saison estivale). L’autre grouped’opérations comprend des opérations bilatérales entre tous les vendeurs et une composante du California Department of Water Resources(CDWR), désigné sous le nom de CERS (les opérations du CERS). La FERC a rejeté précisément les tentatives d’obtention de remboursementspour les opérations de la saison estivale et celles du CERS. Toutefois, les parties de la Californie ont présenté une requête pour obtenir une nouvelleaudience concernant le refus de la FERC et en ont appelé du refus auprès de la U.S. Court of Appeals for the Ninth Circuit. À l’heure actuelle,TransAlta ne croit pas que les parties de la Californie réussiront à obtenir les remboursements allégués pour les opérations de la saison estivale etcelles du CERS. TransAlta n’a pas constitué de provision au titre de ces remboursements allégués à ce jour.
> INTÉRÊTS DÉBITEURS NETS ET OPÉRATIONS DE CHANGE
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Intérêt sur la dette à long terme 155,5 $ 169,3 $ 181,4 $Intérêt sur la dette à court terme 12,7 14,9 11,4Intérêt sur les titres privilégiés 13,6 16,5 44,5Intérêts créditeurs (13,3) (8,7) (9,9)Intérêts capitalisés – (3,4) (20,0)
Intérêts débiteurs nets 168,5 $ 188,6 $ 207,4 $
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200642
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NPour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les intérêts débiteurs nets ont diminué de 20,1 millions de dollars par rapport à la période corres-pondante de 2005, en raison de la baisse du degré d’endettement, de la hausse des dépôts au comptant, de l’incidence du raffermissement dudollar canadien et du règlement des couvertures des placements nets, le tout partiellement contrebalancé par une baisse des intérêts capitaliséset une hausse des taux d’intérêt.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005, les intérêts débiteurs nets étaient inférieurs de 18,8 millions de dollars à ceux de la période corres-pondante de 2004 par suite du rachat de nos titres privilégiés pour un montant de 300,0 millions de dollars et de leur remplacement par desemprunts dont les taux d’intérêt étaient plus faibles. En outre, nous avions réduit nos positions d’emprunt net globales, diminuant ainsi nos fraisd’intérêts. Les intérêts capitalisés avaient baissé par suite de la mise en service de Genesee 3 en mars 2005.
> QUOTE-PART DES RÉSULTATS DES SOCIÉTÉS SATELLITES
Comme l’exige la note d’orientation concernant la comptabilité NOC-15, Consolidation des entités à détenteurs de droits variables, de l’InstitutCanadien des Comptables Agréés (ICCA), nos activités d’exploitation mexicaines sont comptabilisées à titre de sociétés satellites. Toutefois, cescentrales sont détenues et gérées comme faisant partie du secteur Production. Le tableau ci-dessous présente la disponibilité, la production et laquote-part des résultats des sociétés satellites provenant de ces activités.
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Disponibilité (%) 90,8 93,4 88,2Production (GWh) 2 918 2 751 3 164Quote-part des résultats des sociétés satellites (17,0)$ (0,9) $ (8,5) $
La disponibilité a diminué pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006 en regard de la période correspondante de 2005 du fait de la hausse desinterruptions planifiées à la centrale de Chihuahua. En 2005, l’accroissement de la disponibilité par rapport à la période correspondante de 2004s’expliquait par la baisse des interruptions non planifiées à la même centrale.
En 2006, la production a grimpé de 167 GWh par rapport à 2005 compte tenu de la hausse de la demande des consommateurs, en partiecontrebalancée par l’augmentation des interruptions planifiées et non planifiées. En 2005, la production avait chuté de 413 GWh en regard de 2004par suite de la baisse de la demande des consommateurs.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, la quote-part des résultats des sociétés satellites a augmenté de 16,1 millions de dollars encomparaison de 2005 en raison de la constatation de frais de financement reportés découlant du remboursement de la dette sans recours et durèglement des swaps de taux d’intérêt par nos sociétés satellites.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005, la quote-part des résultats des sociétés satellites avait reculé pour passer de 8,5 millions de dollarsen 2004 à 0,9 million de dollars en 2005 par suite du raffermissement du dollar canadien, en partie contrebalancé par l’avantage découlant d’uneplus grande disponibilité.
> IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)(Perte) bénéfice avant impôts sur les bénéfices (80,9)$ 213,9 $ 206,2 $Rajustements :
Réduction de valeur des stocks de charbon 44,4 – –Charges liées à la fermeture de la mine 191,9 – –Imputations pour dépréciation d’actifs 130,0 – –Dépréciation de turbines 9,6 – –Décision réglementaire d’une période antérieure – – 22,9
Total des rajustements 375,9 – 22,9
Bénéfice avant les impôts sur les bénéfices et les rajustements1 295,0 $ 213,9 $ 229,1 $
Charge d’impôts 61,2 52,6 69,2Règlement de positions fiscales incertaines – (13,0) (6,8)Recouvrement d’impôts sur les ajustements (131,7) – (8,0)Modification du taux d’imposition lié aux périodes antérieures (55,3) – (7,8)
Charge (recouvrement) d’impôts selon les états financiers (125,8)$ 39,6 $ 46,6 $
Taux d’imposition réel (%) 20,7 24,6 30,2
1 Le bénéfice avant les impôts sur les bénéfices et les rajustements n’est pas défini selon les PCGR. Se reporter à la rubrique «Mesures non conformes aux PCGR» à la page 61du présent rapport de gestion pour une analyse plus détaillée.
La charge d’impôts a diminué de 165,4 millions de dollars au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2006 en regard de la périodecorrespondante de 2005, par suite de la réduction du taux d’imposition des sociétés au Canada, d’un changement dans l’ensemble des territoiresde compétence où le bénéfice avant impôts est imposable, et d’une diminution du bénéfice avant impôts découlant d’une charge pourdépréciation et de charges liées à la fermeture de la mine.
La charge d’impôts pour l’exercice 2005 avait baissé de 7,0 millions de dollars par rapport à la période comparable de 2004 par suite d’unrecouvrement d’impôts sur les bénéfices de 13,0 millions de dollars découlant du règlement favorable des différends en cours avec les autoritésfiscales en 2005. En 2004, un règlement fiscal de 6,8 millions de dollars survenu à l’égard de nos activités en Nouvelle-Zélande était aussi comprisdans les résultats.
Après le rajustement attribuable aux éléments susmentionnés, notre taux d’imposition réel s’est élevé à 20,7 % en 2006, contre 24,6 % en 2005et 30,2 % en 2004.
RAPPORT DE GESTION 43
> PARTICIPATIONS SANS CONTRÔLE
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Participations sans contrôle 51,5 $ 18,5 $ 46,0 $
En 2006, les participations sans contrôle ont augmenté de 33,0 millions de dollars par rapport à la période correspondante de 2005. Compte nontenu de l’imputation pour dépréciation comptabilisée en 2005, les participations sans contrôle ont diminué de 3,2 millions de dollars en regard dela période correspondante de 2005, en raison de la hausse du bénéfice de TA Cogen en 2005. Les participations sans contrôle pour l’exerciceterminé le 31 décembre 2005 avaient diminué de 27,5 millions de dollars par rapport à la même période de 2004 en raison de la dépréciation del’installation d’Ottawa susmentionnée. Compte tenu de ce montant, les participations sans contrôle avaient augmenté de 8,7 millions de dollarspar rapport à 2004 par suite de la diminution de notre participation dans TA Énergie et la centrale de cogénération de Meridian.
> BILANS CONSOLIDÉS
Le tableau suivant présente les principales variations survenues entre le bilan consolidé au 31 décembre 2006 et le bilan consolidé au31 décembre 2005 :
Augmentation/(diminution) Explication
Trésorerie et équivalents de trésorerie (13,7) $ Consulter les états des flux de trésorerie consolidés.
Débiteurs 24,9 Calendrier des recouvrements du secteur Production.
Stocks 29,9 Augmentation des soldes de stocks à la centrale au charbon de Centralia.
Liquidités soumises à des restrictions 341,5 Placement dans des billets détenus en mains tierces.
Placements (259,8) Diminution des placements attribuable à l’augmentation de la dette externepar une société satellite.
Créances à long terme 32,2 Rajustement de l’estimation des obligations liées à la mise hors serviced’immobilisations.
Immobilisations corporelles, montant net (509,6) Reclassement des actifs miniers de la centrale au charbon de Centraliadans les actifs destinés à être vendus, dépréciation des actifs de lacentrale au gaz de Centralia, augmentation de l’amortissement etincidence du raffermissement du dollar canadien face au dollar américain,le tout en partie contrebalancé par des acquisitions d’immobilisations.
Actifs destinés à être vendus, montant net 109,8 Actifs miniers de la centrale au charbon de Centralia.
Actifs incorporels (51,6) Amortissement normal et raffermissement du dollar canadien par rapportau dollar américain.
Actifs nets liés à la gestion du risque de prix 40,9 Variation des évaluations à la valeur du marché.(y compris la tranche à court terme)
Autres actifs (y compris la tranche à court terme) (63,0) Gain réalisé au règlement des couvertures des placements nets etvariations de l’évaluation à la valeur du marché des dérivés de couverture.
Dette à court terme 348,8 Augmentation nette de la dette à court terme.
Créditeurs et charges à payer (148,4) Calendrier des grands projets d’entretien, contrebalancé parl’augmentation des activités du secteur Expansion de l’entreprise etcommercialisation.
Dette à long terme avec recours (354,7) Remboursement de la dette et raffermissement du dollar canadien (y compris la tranche à court terme) par rapport au dollar américain.
Dette à long terme sans recours (29,5) Remboursements prévus de la dette. (y compris la tranche à court terme)
Crédits reportés et autres passifs à long terme 108,1 Rajustement de l’estimation des obligations liées à la mise hors service (y compris la tranche à court terme) d’immobilisations et charges liées à la fermeture de la mine Centralia.
Passifs d’impôts futurs nets (161,6) Réduction des taux d’imposition et pertes nettes de la période.(y compris la tranche à court terme)
Participations sans contrôle (23,6) Distributions en excédent du bénéfice.
Capitaux propres (69,1) Bénéfice net de la période et dividendes, contrebalancés par le programmede réinvestissement des dividendes et les émissions d’actions.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200644
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N> GESTION DU RISQUE DE PRIX
Nos actifs et nos passifs de gestion du risque de prix représentent la valeur des opérations pour compte non réglées (latentes) et de certainesopérations de négociation adossées à des actifs comptabilisées à leur juste valeur. À l’exception des contrats de transport, la juste valeur de toutesles activités de négociation de produits énergétiques est fondée sur les cours du marché. La juste valeur des contrats financiers de transport réglésest fondée sur une analyse statistique des données historiques. Tous les contrats de transport sont comptabilisés conformément à l’EITF 02-03.Les tableaux suivants illustrent le classement des actifs et des passifs liés à la gestion du risque de prix présentés au bilan ainsi que les variationsde la juste valeur des actifs nets liés à la gestion du risque de prix pour la période :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005
BilanActifs de gestion du risque de prix
À court terme 61,0 $ 63,8 $À long terme 21,9 13,8
Passifs de gestion du risque de prixÀ court terme (30,3) (58,3)À long terme (1,0) (8,6)
Actifs nets en cours liés à la gestion du risque de prix 51,6 $ 10,7 $
Évaluation à Comptabilisation la valeur selon
du marché les modèles Total
Variation de la juste valeur des actifs netsActifs nets en cours liés à la gestion du risque de prix au 31 décembre 2005 7,4 $ 3,3 $ 10,7 $Contrats réalisés, amortis ou réglés au cours de la période (3,8) (4,8) (8,6)Variation des valeurs attribuables au prix du marché et d’autres variations du marché (6,0) 0,3 (5,7)Nouveaux contrats conclus pendant l’année civile écoulée 10,4 0,1 10,5Variation des valeurs attribuables à certains contrats devenus inadmissibles à la comptabilité de couverture 44,7 – 44,7
Actifs nets en cours liés à la gestion du risque de prix au 31 décembre 2006 52,7 $ (1,1)$ 51,6 $
Au 31 décembre 2006, nos actifs et nos passifs nets liés à la gestion du risque de prix ont augmenté de 40,9 millions de dollars par rapport au31 décembre 2005, surtout en raison de certains contrats à la centrale au charbon de Centralia qui ne sont plus admissibles à la comptabilitéde couverture.
L’échéance prévue du règlement des contrats susmentionnés pour chacune des cinq prochaines années civiles et par la suite se présentecomme suit :
2011 et2007 2008 2009 2010 par la suite Total
Cours du marché 32,9 $ 17,2 $ 1,7 $ 0,9 $ – $ 52,7 $Prix selon les modèles (2,2) 1,1 – – – (1,1)
30,7 $ 18,3 $ 1,7 $ 0,9 $ – $ 51,6 $
RAPPORT DE GESTION 45
> ÉTATS DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS
Le tableau suivant présente les principales variations entre l’état des flux de trésorerie consolidé au 31 décembre 2006 et l’état des flux detrésorerie consolidé au 31 décembre 2005 :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 Explication
Trésorerie et équivalents de trésorerie 79,3 $ 101,2 $au début de la période
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation 489,6 619,8 Augmentation du bénéfice en trésorerie, nettement contrebalancéepar le calendrier des recouvrements provenant des clients.
Activités d’investissement (261,3) (242,5) Dépenses en immobilisations de 223,7 millions de dollars et augmentationdes liquidités soumises à des restrictions de 333,1 millions de dollars,en partie contrebalancées par la diminution des placements dans lessociétés satellites de 226,4 millions de dollars, les gains réalisés surles couvertures des placements nets de 53,9 millions de dollars et leproduit de la vente d’actifs de 29,4 millions de dollars.
En 2005, les sorties de fonds étaient principalement attribuables à desacquisitions d’immobilisations corporelles de 325,9 millions de dollars,en partie contrebalancées par des gains de change réalisés sur desplacements nets de 89,8 millions de dollars.
Activités de financement (243,2) (396,3) Les sorties de fonds liées aux activités de financement ont augmentéen raison du remboursement de la dette à long terme de 396,7 millionsde dollars, des distributions aux actionnaires sans contrôle des filialesde 74,4 millions de dollars, du versement de dividendes de133,9 millions de dollars, le tout contrebalancé par une augmentationde la dette à court terme de 348,1 millions de dollars.
En 2005, les sorties de fonds étaient attribuables au rachat de titresprivilégiés de 300,0 millions de dollars, aux dividendes sur actionsordinaires de 99,2 millions de dollars, aux distributions aux actionnairessans contrôle des filiales de 77,5 millions de dollars, au remboursementde la dette à long terme de 139,3 millions de dollars et auremboursement de la dette à court terme de 23,6 millions de dollars,le tout en partie contrebalancé par l’émission de titres de créance àlong terme de 200,0 millions de dollars.
Conversion des liquidités en devises 1,2 (2,9)
Trésorerie et équivalents de trésorerie 65,6 $ 79,3 $à la fin de la période
Le tableau suivant présente les principales variations entre l’état des flux de trésorerie consolidé au 31 décembre 2005 et l’état des flux detrésorerie consolidé au 31 décembre 2004 :
Exercices terminés les 31 décembre 2005 2004 Explication
Trésorerie et équivalents de trésorerie 101,2 $ 123, 8 $au début de la période
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation 619,8 591,2 Augmentation du bénéfice en trésorerie contrebalancée par des besoinsplus importants en fonds de roulement.
Activités d’investissement (242,5) (57,4) En 2005, les dépenses en immobilisations de 325,9 millions de dollarsont été contrebalancées par des gains réalisés sur des couverturesdes placements nets de 89,8 millions de dollars.
En 2004, les sorties de fonds étaient principalement attribuables àdes acquisitions d’immobilisations corporelles de 345,7 millions dedollars, en partie contrebalancées par le produit tiré de la vente desparts de la société en commandite de TransAlta Énergie de116,5 millions de dollars, les débiteurs à long terme de 90,8 millionsde dollars et des gains de change réalisés sur des placements netsde 47,8 millions de dollars.
Activités de financement (396,3) (549,3) En 2005, les sorties de fonds étaient attribuables au rachat des titresprivilégiées de 300,0 millions de dollars, aux dividendes sur actionsordinaires de 99,2 millions de dollars, à des distributions auxactionnaires sans contrôle des filiales de 77,5 millions de dollars, auremboursement de la dette à long terme de 139,3 millions de dollars etau remboursement de la dette à court terme de 23,6 millions de dollars,le tout en partie contrebalancé par l’émission de titres de créance àlong terme de 200,0 millions de dollars.
En 2004, les sorties de fonds étaient attribuables au remboursementnet de la dette de 367,4 millions de dollars, aux dividendes sur actionsordinaires de 135,4 millions de dollars et à des distributions auxactionnaires sans contrôle des filiales de 48,4 millions de dollars.
Conversion des liquidités en devises (2,9) (7,1)
Trésorerie et équivalents de trésorerie 79,3 $ 101,2 $à la fin de la période
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N> SITUATION DE TRÉSORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT
Au niveau du siège social, nous réunissons pratiquement tous les capitaux à injecter dans nos diverses unités économiques et sociétés affiliéesou filiales sur des marchés extérieurs. Cette stratégie nous permet d’avoir accès à des capitaux suffisants, au coût total le plus faible. Jusqu’àprésent, le financement externe provient d’emprunts sur des facilités de crédit, du produit de la cession d’actifs secondaires et de l’émission de titresd’emprunt, de titres privilégiés et d’actions. À l’interne, les fonds sont réunis au moyen des flux de trésorerie d’exploitation.
Le dividende de TransAlta par action ordinaire a été de 1,00 $ en 2006, en 2005 et en 2004.
Accords de financement TransAlta mobilise des fonds sur les marchés canadiens et américains. Elle est partie aux accords de financement suivants :• un programme d’inscription préalable de 1,0 milliard de dollars américains; aucun montant n’a été émis depuis son renouvellement en juillet
2004. Ce programme a été renouvelé en octobre 2006 et est valide jusqu’en novembre 2008;• un programme de billets à moyen terme de 1,0 milliard de dollars; un montant de 200,0 millions de dollars a été prélevé en vertu de ce programme
en décembre 2005. Ce programme reste valide jusqu’en décembre 2007;• un programme de papier commercial de 200,0 millions de dollars, dont 200,0 millions de dollars ont été émis le 31 décembre 2006;• une facilité de crédit bancaire consortiale confirmée de 1,5 milliard de dollars, sur laquelle une somme de 556,4 millions de dollars était prélevée
au 31 décembre 2006. La facilité a été renouvelée en mai 2006 et échoit en juin 2011; • des facilités de crédit bancaires additionnelles de 335,0 millions de dollars, dont 239,2 millions de dollars étaient prélevés au 31 décembre 2006.
Aucune de ces facilités de crédit bancaires n’est confirmée.
Au 31 décembre 2006, la société avait environ 840 millions de dollars de crédit disponible sur ses facilités de crédit confirmées et non confirmées.
Au 31 décembre 2006, TransAlta avait un ratio de fonds de roulement de 0,64 comparativement à 0,73 au 31 décembre 2005. Cette diminutiondu ratio de fonds de roulement est attribuable à une augmentation du passif à court terme par suite du reclassement à ce titre de 175,0 millionsde dollars de titres privilégiés qui ont été rachetés en janvier 2007, contrebalancée par une hausse des débiteurs.
TransAlta prévoit disposer de sources de financement internes et externes suffisantes pour financer ses activités et sa croissance.
L’obtention de financement à long terme dépend du maintien de notations de crédit élevées et d’une gestion prudente de la structure du capital,mesures qui, ensemble, créent un solide bilan et permettent un accès facile aux marchés financiers à des taux concurrentiels. Notre objectif estde gérer les échéances des divers titres émis, de sorte que pas plus de 15 % des titres en circulation ne viennent à échéance au cours d’unemême année. Notre but est de maintenir une structure du capital et des ratios de couverture compatibles avec des notations de crédit élevées.Aux 31 décembre 2006, 2005 et 2004, notre structure du capital était composée des éléments suivants :
2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Dette, déduction faite de la trésorerie, des liquidités soumises à des restrictions et des placements portant intérêt 2 169,3 $ 41 % 2 532,5 $ 44 % 2 525,5 $ 42 %Titres privilégiés, y compris la tranche à court terme 175,0 3 % 175,0 3 % 475,0 8 %Participations sans contrôle 535,0 10 % 558,6 10 % 616,4 10 %Capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires 2 427,9 46 % 2 497,0 43 % 2 436,4 40 %
5 307,2 $ 100 % 5 763,1 $ 100 % 6 053,3 $ 100 %
Au 31 décembre 2006, notre ratio de la dette totale (compte tenu de la dette sans recours) sur le capital investi était de 40,9 % (37,0 %, comptenon tenu de la dette sans recours) comparativement à un ratio de 43,9 % au 31 décembre 2005 (compte tenu de la dette sans recours) (40,2 %,compte non tenu de la dette sans recours).
Les autres principaux ratios financiers se présentent comme suit :
2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Ratio des flux de trésorerie à l’intérêt1 (multiple) 5,5 4,7 4,3Ratio des flux de trésorerie au total de la dette2 (pourcentage) (%) 26,2 23,0 19,1
1 Flux de trésorerie d’exploitation avant les variations du fonds de roulement plus les intérêts débiteurs nets, divisés par les intérêts sur la dette avec recours et sur la dette sansrecours, moins les intérêts créditeurs.
2 Flux de trésorerie d’exploitation avant les variations du fonds de roulement, divisés par la moyenne sur deux ans du total de la dette.
RAPPORT DE GESTION 47
Les remboursements contractuels sur la dette à long terme, les engagements en vertu de contrats de location-exploitation, les contrats d’achatà prix fixe et les engagements en vertu de contrats d’exploitation minière se présentent comme suit :
Contrats d’approvision-
Contrats nement en d’achat Contrats charbon et de gaz de location- d’exploitation Dette à
à prix fixe exploitation minière long terme Total
2007 52,2 $ 14,8 $ 183,6 $ 424,7 $ 675,3 $2008 54,0 11,1 169,4 157,1 391,62009 31,0 9,9 64,4 241,3 346,62010 8,2 9,1 20,9 33,0 71,22011 8,2 9,2 20,4 251,9 289,72012 et par la suite 55,0 79,3 271,6 1 287,8 1 693,7
Total 208,6 $ 133,4 $ 730,3 $ 2 395,8 $ 3 468,1 $
La centrale au charbon de Centralia a conclu divers contrats d’approvisionnement en charbon et de transport ferroviaire connexes afin de seprocurer du charbon du bassin fluvial de Power aux fins de la production. Nos mines des centrales thermiques de l’Alberta sont exploitées par untiers qui perçoit un montant fixe pour fournir un approvisionnement en charbon prévu. Ces deux montants sont compris dans les contratsd’approvisionnement en charbon et d’exploitation minière.
Nous avons aussi conclu, dans le cours normal des affaires, un certain nombre de contrats à long terme de vente d’énergie et d’achat de gaznaturel et de transport à titre de couvertures de nos activités.
Dans le cours normal des affaires, TransAlta et certaines de nos filiales concluent des ententes visant à fournir à des tiers des garanties financièresou des garanties d’exécution. Ces ententes comprennent des garanties, des lettres de crédit et des cautionnements qui servent à soutenir ou àaméliorer la solvabilité pour faciliter l’obtention d’un crédit suffisant à l’égard des activités du secteur Expansion de l’entreprise et commer-cialisation, d’opérations de couverture, des projets de construction, des achats de matériel et des obligations au titre de la remise en état minièredu secteur Production.
Au 31 décembre 2006, la société avait des lettres de crédit en cours de 234,0 millions de dollars et de 344,9 millions de dollars américains. Ceslettres de crédit ont été émises à des tiers qui sont exposés à un risque de crédit relativement à la société ou à certaines filiales. Si la société ouune filiale ne respectent pas les obligations en vertu du contrat, le tiers peut présenter sa réclamation de paiement à l’institution financière, laquellefera une demande de règlement à la société. Tous les montants à payer par les filiales de la société figurent au bilan consolidé. Toutes les lettresde crédit viennent à échéance en 2007 et devraient être renouvelées, le cas échéant, dans le cours normal des affaires.
La société a pris des dispositions à l’égard de l’émission d’un cautionnement d’un montant de 192,0 millions de dollars américains (192,0 millionsde dollars américains en 2005) en soutien des obligations futures de remise en état de la mine Centralia. Une provision au titre des obligations liéesà la mise hors service d’immobilisations a été incluse dans les crédits reportés et autres passifs à long terme (note 17).
Nous avons garanti les obligations de certaines filiales en vertu de contrats qui facilitent les opérations de livraison physique ou les opérationsfinancières prévues aux termes d’instruments dérivés. Si des passifs liés à ces contrats garantis existent pour des activités de négociation, ils sontinclus dans le bilan consolidé. Si des passifs existent relativement à ces contrats garantis pour des couvertures, ils ne sont pas constatés au bilanconsolidé. Les garanties données en vertu de tous les contrats facilitant les opérations de livraison physique ou les opérations financières prévuesaux termes d’instruments dérivés au 31 décembre 2006 s’établissaient à 1,9 milliard de dollars. De plus, la société compte un certain nombre degaranties illimitées à l’égard des obligations des filiales. La juste valeur des positions de négociation et de couverture en vertu de contrats oùTransAlta a un passif net, aux termes des garanties limitées et illimitées, s’établissait à 285,3 millions de dollars au 31 décembre 2006 contre559,6 millions de dollars au 31 décembre 2005.
TransAlta garantit également les obligations de certaines filiales d’atteindre un rendement donné et de faire des paiements en vertu de certainscontrats. Le montant garanti en vertu de ces contrats s’élevait à 788,3 millions de dollars au 31 décembre 2006, en regard de 645,3 millions dedollars au 31 décembre 2005. Toute obligation actuelle relative aux garanties de rendement au 31 décembre 2006 est présentée sous le posteCréditeurs et charges à payer.
La société dispose d’environ 840 millions de dollars d’actifs en garantie non utilisés pour se préserver de ces risques.
Une filiale de la société a conclu un contrat de dérivés de crédit. Selon les modalités de ce contrat, si la société ou une filiale donnée subissait unévénement de crédit précis, la contrepartie aurait le droit de livrer des créances prioritaires de la société ou de la filiale spécifiée en contrepartie dupaiement. Les obligations en matière d’emprunt auxquelles renvoie ce contrat ont été présentées dans le bilan consolidé et comprennent égalementdes prêts de 295 millions de dollars américains consentis à des filiales de la société.
Le 27 février 2007, nous détenions environ 202,6 millions d’actions ordinaires en circulation, ainsi que des options sur actions à l’intention desemployés en cours visant l’achat de 2,2 millions d’actions.
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N> ARRANGEMENTS HORS BILAN
Il est nécessaire de présenter tous les arrangements hors bilan, comme les opérations, les ententes ou les arrangements contractuels avec desentités non consolidées, les entités financières structurées, les entités à vocation spéciale ou les entités à détenteurs de droits variables, qui sontraisonnablement susceptibles d’influer de manière importante sur la liquidité ou la disponibilité des sources de financement ou sur les exigencess’y rapportant. Nous n’avons aucun arrangement hors bilan de ce genre.
En vertu des PCGR du Canada, la plupart des instruments dérivés utilisés dans des relations de couverture ne sont pas inscrits au bilan (note 1 O)des états financiers consolidés). Les gains et les pertes pendant la durée de la couverture sont reportés et constatés dans les résultats à la mêmepériode et au même poste des états financiers que le risque couvert (comptabilisation au règlement). Les justes valeurs de ces instruments dérivéssont présentées à la note 6 afférente aux états financiers consolidés. Nous concluons également des contrats à long terme d’achat et de vented’électricité, d’achat de gaz naturel et de transport dans le cours normal des affaires. Ces contrats ne sont pas inscrits au bilan en vertu des PCGRdu Canada. En vertu des PCGR des États-Unis, certains de ces contrats répondent à la définition d’instrument dérivé et doivent être comptabilisésà la valeur du marché, mais ils peuvent être considérés comme des achats et des ventes dans le cours normal des affaires et être exemptés envertu du SFAS 133. Cette exemption s’applique parce que l’électricité ne peut pas être stockée en quantité importante et qu’elle s’appliqueégalement à certains contrats d’énergie réglés en produits de base dans la mesure où certains critères sont satisfaits.
Des renseignements sur ces garanties sont présentés à la rubrique «Situation de trésorerie et sources de financement».
> OPÉRATIONS ENTRE PARTIES LIÉES
En août 2006, TransAlta a conclu une entente avec CE Gen en vertu de laquelle TransAlta achète de l’électricité disponible auprès de certainesfiliales de CE Gen à prix fixe. En outre, CE Gen a conclu des contrats avec des parties liées pour offrir des services d’administration et d’entretien.
Le 8 mars 2006, TA Cogen a conclu une entente avec CET, filiale en propriété exclusive de TransAlta, en vertu de laquelle CET a procuré un swapde prix fixe-variable sur instruments financiers à TA Cogen au cours du marché durant un entretien planifié à la centrale de Sheerness au coursdu deuxième trimestre de 2006. Le swap a été conclu au cours du deuxième trimestre de 2006 et n’a pas eu d’incidence importante sur les étatsfinanciers. TA Cogen est détenue à 50,01 % par TransAlta et CET est détenue à 100 % par TransAlta.
Le 8 mars 2005, TA Cogen avait conclu une entente avec CET selon laquelle CET a procuré un swap de prix fixe-variable sur instruments financiersà TA Cogen durant un entretien planifié à la centrale de Sheerness au cours du deuxième trimestre de 2005. Cette opération n’a pas eu, elle nonplus, d’incidence importante sur les états financiers.
Comme il en a été question à la rubrique «Événements importants» du présent rapport de gestion, le 1er décembre 2004, nous avons réalisé la venteà TA Cogen de notre participation de 50 % dans l’installation de cogénération de 220 MW de Meridian, située à Lloydminster, en Saskatchewan, àla juste valeur de 110,0 millions de dollars. TA Cogen a financé l’acquisition à même ses fonds en caisse à hauteur de 50,0 millions de dollars, ainsique par l’émission de parts de 30,0 millions de dollars respectivement à TA Énergie et CET. TA Cogen a également consenti une avance de30,0 millions de dollars à CET. Nous avons comptabilisé un gain de 11,5 millions de dollars ou 0,06 $ l’action ordinaire après impôts et taxes.
Pour la période de novembre 2002 à novembre 2007, TA Cogen a conclu un swap sur transport avec CET. L’objectif commercial du swap surtransport est d’assurer à TA Cogen l’approvisionnement en gaz à prix fixe, en lui évitant d’être exposée à l’indexation des coûts de transport pargazoduc pour deux de ses centrales pendant toute la durée du swap. TransAlta a conclu un contrat en sens inverse avec un tiers, limitant ainsison risque à celui de contrepartie.
TA Cogen a conclu un swap fixe-variable sur le gaz avec CET pour une durée de 61 mois à compter du 1er décembre 2000. Le swap a assuré àTA Cogen un prix fixe sur le gaz pour les centrales de Mississauga et d’Ottawa durant la période. Les prix variables, liés aux contrats à long termed’approvisionnement de combustible des centrales de Mississauga et d’Ottawa, ont été transférés au compte de CET. Le notionnel, exprimé envolume de gaz, représente le total des expéditions de combustible pour les deux centrales. À titre de contrepartie négociée, TA Cogen a transféréle droit aux produits différentiels découlant d’une diminution de production d’électricité ainsi que de l’accroissement ultérieur des produits tirés dela vente de gaz. Au 31 décembre 2005, la partie du contrat ayant trait aux participations sans contrôle correspondait à un passif d’une juste valeurde 1,6 million de dollars (4,9 millions de dollars en 2004). Le contrat est arrivé à échéance le 31 décembre 2005.
> RÉGIMES D’ACTIONNARIAT DES EMPLOYÉS
Nous avons recours à divers régimes de rémunération à base d’actions pour aligner les objectifs des employés et ceux de la société. Au31 décembre 2006, 2,2 millions d’options visant l’achat de nos actions ordinaires étaient en cours, dont 1,4 million étaient exerçables à la datedu bilan. Au 31 décembre 2005, 2,9 millions d’options visant l’achat de nos actions ordinaires étaient en cours, dont 1,6 million étaient exerçablesà la date du bilan.
Aux termes du régime d’actionnariat fondé sur le rendement (RAFR), certains employés reçoivent des attributions qui les rendent admissibles,après trois ans, à recevoir un nombre déterminé d’actions ordinaires ou l’équivalent au comptant, plus les dividendes sur ces actions, en fonctiondu rendement de la société par rapport aux sociétés qui font partie de l’indice composé S&P/TSX. Après trois ans, une fois que l’admissibilité auRAFR a été établie, 50 % des actions ordinaires peuvent être remises au participant, tandis que les 50 % qui restent seront détenues en fiduciependant une autre année. Au 31 décembre 2006, 1,2 million d’attributions d’actions aux termes du RAFR étaient en cours.
Aux termes du régime d’actionnariat des employés, nous offrons à nos employés sous l’échelon de cadre des prêts sans intérêt jusqu’àconcurrence de 30 % de leur salaire de base pour l’achat d’actions ordinaires de la société sur le marché libre. Les prêts sont remboursables surune période de trois ans par prélèvements sur le salaire des employés, à moins que les actions soient vendues, auquel cas les prêts deviennentremboursables à vue. Au 31 décembre 2006, 0,6 million d’actions avaient été achetées par les employés dans le cadre de ce programme.
RAPPORT DE GESTION 49
> AVANTAGES SOCIAUX FUTURS
Nous offrons des régimes de retraite agréés au Canada et aux États-Unis, couvrant essentiellement tous les employés de la société, les employésde ses filiales dans ces pays et des employés désignés qui travaillent dans des établissements étrangers. Ces régimes ont une composante àprestations déterminées et une composante à cotisations déterminées. Au Canada, il existe un régime complémentaire à prestations déterminéesà l’intention des membres du régime à cotisations déterminées dont les revenus annuels excèdent la limite fiscale canadienne. La composante àprestations déterminées des régimes de retraite agréés a cessé d’être offerte aux nouveaux employés le 30 juin 1998. Les dernières évaluationsactuarielles des régimes agréés et du régime complémentaire de retraite ont été effectuées au 31 décembre 2006.
Nous offrons des régimes d’assurance-maladie et d’assurance dentaire jusqu’à l’âge de 65 ans pour les employés handicapés (avantages sociauxpostérieurs à l’emploi) et aux participants retraités (avantages complémentaires de retraite). La dernière évaluation actuarielle de ces autres régimesa été effectuée au 31 décembre 2004.
Le régime complémentaire de retraite est entièrement à la charge de la société. Nous ne sommes pas tenus de le capitaliser, mais devons verserdes prestations en vertu des modalités du régime à mesure qu’elles sont exigibles. Nous avons émis une lettre de crédit de 45,3 millions de dollarspour garantir les obligations au titre du régime complémentaire.
> PERSPECTIVES 2007
Les facteurs ci-dessous comportent, sans s’y limiter, certains risques et incertitudes, dont ceux décrits à la rubrique «Facteurs de risque et gestiondes risques» du présent rapport de gestion.
Production, disponibilité et capacitéLa capacité de production devrait augmenter légèrement en raison des accroissements de capacité apportés à notre centrale alimentée aucharbon de Sundance. La production devrait augmenter du fait de la baisse des interruptions planifiées et de l’acheminement économique à lacentrale au charbon de Centralia.
Étant donné que les besoins futurs en charbon pour la centrale au charbon de Centralia seront comblés dans un avenir prévisible par le charbonimporté du bassin fluvial de Powder, la centrale au charbon de Centralia devrait être déclassée jusqu’à ce que les modifications nécessairespuissent être apportées au matériel en vue de brûler le contenu thermique plus élevé du charbon provenant du bassin fluvial de Powder. Parconséquent, la disponibilité globale de l’ensemble des centrales devrait être légèrement inférieure à celle de 2006.
Production sous contratL’exposition au risque de volatilité des prix de l’électricité et des marges électricité-combustible est considérablement réduite par des contrats devente d’électricité à long terme à prix ferme et des opérations de couverture. Pour 2007, environ 93 % de la production prévue fait l’objet decontrats, dont une tranche importante de ce pourcentage se rapporte aux CAÉ de l’Alberta, qui sont fondés sur l’atteinte de taux de disponibilitéprécis. Nous continuons de gérer le risque de prix futur étant donné la liquidité du marché.
Nos contrats de production existants ont des durées résiduelles allant de un an à 30 ans avec une durée résiduelle moyenne pondérée dedouze ans.
Si certaines centrales ne respectent pas les objectifs de disponibilité ou de production précisés dans les CAÉ ou dans les autres contrats à longterme, la société doit dédommager l’acheteur de la perte liée à la disponibilité de production ou subir une réduction des paiements d’électricitéou de capacité. Par conséquent, une interruption prolongée pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les activités, la situationfinancière, les résultats d’exploitation ou les flux de trésorerie de la société.
Les variations des marges électricité-combustible dont il est question à la rubrique «Prix de l’électricité» peuvent avoir une incidence sur la productionet les marges brutes des centrales marchandes au gaz. TransAlta n’a pas conclu de contrat visant des produits de base à prix fixe pour le gaz àces centrales, étant donné que les achats de gaz se feront au moment où les marges électricité-combustible du marché au comptant serontadéquates pour produire de manière rentable et vendre de l’électricité.
Prix de l’électricitéMalgré la demande croissante et les ajouts minimes d’offre d’un exercice à l’autre, les prix de l’électricité et les marges électricité- combustiblepour 2007 devraient être inférieurs à ceux de 2006 en raison de la faiblesse des prix du gaz naturel sur tous les marchés.
L’exposition au risque de volatilité des prix de l’électricité et des marges électricité-combustible est considérablement réduite par des contrats devente d’électricité à long terme à prix ferme et des opérations de couverture.
Coûts du combustibleL’extraction du charbon est assujettie aux augmentations de coûts en raison de l’enlèvement accru de morts-terrains, de l’inflation et des prix dudiésel. L’application de la méthode du coût standard permet de réduire au minimum les fluctuations saisonnières dans les activités d’extraction ducharbon. Compte tenu du calendrier des dépenses en immobilisations et de la hausse des prix des marchandises, nous prévoyons que le coûtdu charbon aux centrales thermiques de l’Alberta sera supérieur d’environ 30 millions de dollars en 2007 à celui de 2006. Nous prévoyons unebaisse des coûts du charbon à la centrale au charbon de Centralia en raison du mélange accru de charbon moins coûteux venant de l’extérieuret du fait que la valeur des stocks produits à l’interne a été rabaissée à la valeur du marché.
L’exposition des centrales aux fluctuations des coûts du gaz dans le cadre des contrats de vente à long terme est réduite autant que possible aumoyen de contrats d’achat de gaz à long terme ou de variations compensatoires correspondantes des produits d’exploitation. Les variations desmarges électricité-combustible dont il est question à la rubrique «Prix de l’électricité» pourraient avoir une incidence sur les centrales marchandesau gaz. Nous n’avons pas conclu de contrats visant des produits de base à prix fixe pour le gaz à ces centrales étant donné que les achats degaz se feront au moment de l’établissement des prix sur le marché au comptant.
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NCertains contrats de Centralia
Au cours du quatrième trimestre de 2006, des gains latents de 35,5 millions de dollars ont été comptabilisés par suite de l’abandon de lacomptabilisation de couverture à l’égard de certains contrats de la centrale au charbon de Centralia et en raison de nouveaux contrats à cettemême centrale. Ces gains ont été constatés selon les prix à terme alors en vigueur. Ces prix du marché changeront d’ici le moment où ces contratsseront réglés. Le rachat de ces contrats sur le marché diminuera les positions et la variation du bénéfice découlant de l’évaluation à la valeur dumarché dans les périodes futures. Les flux de trésorerie liés à ces contrats seront constatés en 2007 et par la suite.
Charges d’exploitation, d’entretien et d’administration
Les charges d’exploitation, d’entretien et d’administration par MWh de la capacité de production installée varient d’un trimestre à l’autre et selonle calendrier et la nature des activités d’entretien. Les charges d’exploitation, d’entretien et d’administration par MWh de la capacité de productioninstallée devraient être supérieures en 2007 à celles de 2006 du fait d’une augmentation de l’entretien planifié et d’un acheminement économiqueà la baisse à la centrale au charbon de Centralia.
Dépenses en immobilisations
Les dépenses en immobilisations sont composées des dépenses affectées au maintien de l’exploitation et des dépenses de croissance. Ces deuxcomposantes sont analysées plus en détail ci-dessous.
Dépenses de maintien
Les dépenses de maintien comprennent l’entretien planifié, les dépenses normales liées au matériel et aux systèmes des centrales et auxinfrastructures connexes, ainsi que les placements dans nos mines. Pour 2007, les dépenses de maintien estimatives totales, compte non tenudu Mexique et de CE Gen, se situent entre 320 et 340 millions de dollars, qui se répartissent comme suit :• de 100 à 110 millions de dollars pour les dépenses en immobilisations habituelles;• 80 millions de dollars pour le matériel d’exploitation des mines;• 55 millions de dollars pour les modifications à apporter au matériel de la centrale au charbon de Centralia;• de 85 à 95 millions de dollars pour l’entretien planifié, comme l’indique le tableau ci-dessous :
Gaz et énergie
Charbon hydraulique Total
Capitalisés 70-75 $ 15-20 $ 85-95 $Passés en charges 65-70 0-5 65-75
135-145 $ 15-25 $ 150-170 $
GWh perdus 2 000-2 050 125-150 2 125-2 200
En 2007, nous prévoyons subir une perte d’environ 2 125 à 2 200 GWh de production en raison de l’entretien planifié. Aucune activité d’entretienplanifié majeure n’est prévue au Mexique en 2007.
Dépenses de croissance
Pour 2007, les dépenses de croissance devraient se situer entre 255 et 265 millions de dollars au titre de coûts liés à l’accroissement de la capacitéde la centrale de Sundance 4 et à des projets de mise en valeur à la centrale de Keephills 3 et au Nouveau-Brunswick. Le financement de cesdépenses devrait provenir des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et de la capacité d’emprunt actuelle.
Exposition aux fluctuations des taux de changeNotre stratégie consiste à réduire au minimum l’incidence des fluctuations du dollar canadien par rapport au dollar américain en compensant lesactifs libellés en devises avec des passifs libellés en devises et des contrats de change. Nous avons également des charges libellées en devises,y compris des charges d’intérêts, qui servent de couverture naturelle des produits libellés en devises.
Expansion de l’entreprise et commercialisationLes activités de négociation du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation sont axées sur les marchés de contrats à court terme et entemps réel. Les marchés de contrats à court terme indiquent une volatilité accrue sur le marché du gaz naturel nord-américain. Nous continueronsde gérer prudemment notre profil de risque au moyen de la valeur à risque (VAR) et d’autres mesures.
Notre objectif est que nos activités de négociation pour compte dégagent une marge brute annuelle variant de 50 à 70 millions de dollars. En2006, notre secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation a dégagé une marge brute de 65,7 millions de dollars (56,9 millions de dollarsen 2005; 46,8 millions de dollars en 2004).
Intérêts débiteurs netsLes intérêts débiteurs nets de 2007 devraient être inférieurs à ceux de 2006 en raison de la baisse du degré d’endettement. Cependant, les tauxd’intérêt élevés et les fluctuations du dollar canadien par rapport au dollar américain pourraient neutraliser l’économie découlant de la baisse del’endettement.
Taux d’impositionLes taux d’imposition de 2007 devraient être comparables à ceux de 2006. En supposant une répartition géographique similaire du bénéfice etaucune modification importante des taux d’imposition, nous prévoyons un taux d’imposition réel pour 2007 qui se situera entre 23 % et 28 %.
Participations sans contrôleLe bénéfice et les distributions en espèces attribuables aux participations sans contrôle devraient être semblables en 2007 à ceux de 2006.
RAPPORT DE GESTION 51
Flux de trésorerie et besoins de liquiditésEn 2007, les liquidités proviendront à la fois des flux de trésorerie d’exploitation et de l’utilisation de diverses facilités de crédit. Des liquidités serontnécessaires pour l’entretien, les ajouts aux immobilisations corporelles, les versements de dividendes et le remboursement de la dette à courtterme et des créances prioritaires venant à échéance. En 2007, les flux de trésorerie d’exploitation devraient se situer aux environs de 650 à750 millions de dollars, les dépenses en immobilisations, autour de 575 à 605 millions de dollars, y compris les dépenses de croissance, et 425millions de dollars de la dette actuelle devraient être remboursés.
Situation de trésorerie et sources de financementÉtant donné qu’une plus grande instabilité des marchés de l’énergie et du gaz est prévue, les occasions de négociation sur le marché devraients’accroître, ce qui pourrait engendrer un besoin de liquidités supplémentaires. Pour atténuer ce risque d’illiquidité, la société maintient une facilitéde crédit confirmée de 1,5 milliard de dollars et surveille les risques de façon à déterminer les besoins en liquidités.
Modification de la loiLe 19 octobre 2006, le gouvernement canadien a déposé la Loi canadienne sur la qualité de l’air qui vise à réglementer les émissions de gaz àeffet de serre et les polluants atmosphériques. Le projet de loi est actuellement à l’étude au Parlement et peut faire l’objet de modifications. Lescibles de réduction des émissions n’ont pas été annoncées, ni les modalités connexes visant à s’y conformer, si bien que nous ne sommes pasen mesure d’en estimer l’incidence sur notre exploitation. Les cibles d’émission aux termes de la Loi canadienne sur la qualité de l’air concernerontprobablement aussi le mercure, toutefois elles seront sans doute dépassées par les normes provinciales déjà en vigueur, lesquelles exigent uneréduction de 70 % des émissions d’ici 2010. TransAlta est en voie de satisfaire à ces exigences.
Les CAÉ relatifs aux centrales alimentées au charbon situées en Alberta contiennent des dispositions sur les «modifications des lois», qui devraientfournir l’occasion de recouvrer les coûts de conformité auprès des clients des CAÉ.
> FACTEURS DE RISQUE ET GESTION DES RISQUES
TransAlta utilise une structure de contrôle à niveaux multiples pour gérer ses différents risques et son exposition au risque lié au commerce de l’énergie.
Le comité de vérification et de l’environnement (CVE) aide le conseil d’administration à s’acquitter de sa responsabilité de surveillance de l’intégritédes états financiers de la société et du processus de présentation de l’information financière; des systèmes de comptabilité interne et des contrôlesfinanciers; de la fonction de vérification interne; des compétences des vérificateurs externes et des modalités de leur nomination, y compris larémunération, l’indépendance, le rendement et les rapports; ainsi que des programmes de conformité juridique et environnementale établis par ladirection et le conseil d’administration. Le CVE approuve les politiques de gestion des risques financiers et des risques liés aux produits de base.
Notre comité de gestion des risques est présidé par notre chef de la direction des finances et est composé du vice-président à la direction,Expansion de l’entreprise et commercialisation, du vice-président et trésorier, du vice-président, Exploitation financière, du vice-président etcontrôleur et du directeur de la gestion des risques. Le comité de gestion des risques a la responsabilité de passer en revue les politiques degestion des risques financiers et des risques liés aux produits de base, d’en faire le suivi et de faire rapport sur le respect de ces politiques.
Le texte ci-après porte sur certains facteurs de risque qui pourraient avoir un effet sur les résultats futurs de TransAlta. Les estimations critiquesréalisées dans le cadre de l’application de conventions comptables sont présentées à la rubrique «Conventions et estimations comptablescritiques» qui suit.
Risque lié au prix des produits de base Nous sommes exposés aux fluctuations du prix de certains produits de base, notamment le prix du marché de l’électricité et des combustiblesutilisés pour produire de l’électricité, tant dans nos activités de production d’électricité que dans nos activités de négociation pour compte.
Nos centrales hydrauliques et nos centrales alimentées au charbon de l’Alberta sont exploitées en vertu des CAÉ autorisés par le gouvernementalbertain qui, entre autres, établissent le prix auquel l’énergie sera fournie, notamment l’électricité, la vapeur et les autres services. Nous avonségalement conclu différents contrats à court et à long terme afin de limiter notre risque face aux fluctuations à court terme des prix de l’électricité.En 2006, 95 % de notre production faisait l’objet de contrats et de couvertures à court et à long terme (91 % en 2005) et 89 % (82 % en 2005)de la production faisait l’objet de contrat d’une durée supérieure à un an. En cas d’interruption planifiée ou non planifiée de la production ou d’unévénement similaire, toutefois, nous sommes exposés aux variations des prix de l’électricité que nous devons acheter sur le marché pour remplirnos obligations d’approvisionnement en vertu de contrats à court et à long terme. Nous cherchons activement à atténuer ce risque en entretenantnos centrales électriques de façon continue et appropriée, en négociant des clauses de force majeure dans nos contrats, en nous livrant à desactivités de négociation et en recourant à des contrats d’assurance.
Nous achetons le gaz naturel et une partie du charbon pour fournir le combustible nécessaire à l’exploitation de nos installations. Nous sommesexposés aux augmentations du coût de ces combustibles dans la mesure où ces augmentations dépassent les hausses du prix que nous pouvonsobtenir pour l’électricité que nous produisons. En 2006, 68 % (67 % en 2005) du coût du gaz que nous utilisons pour la production d’électricitéétait fixé par contrat ou relayé à nos clients, et 100 % (100 % en 2005) de nos coûts d’achat de charbon étaient fixés par contrat. Environ 70 % ducharbon utilisé dans la production d’électricité provient des réserves de charbon appartenant à TransAlta, ce qui réduit notre exposition aux fluc-tuations du prix du charbon sur le marché. Le reste du charbon utilisé provient du bassin fluvial de Power dans le Montana et le Wyoming en vertude contrats à moyen terme.
Notre approvisionnement en combustible et les coûts du combustible pour nos centrales alimentées au gaz sont gérés par des contrats d’appro-visionnement en gaz à court, à moyen et à long terme, des opérations de couverture et des ententes contractuelles qui établissent que les coûtsdu gaz seront relayés. Nous estimons que nous disposerons de suffisamment de gaz naturel à prix raisonnable pour nos centrales lorsque lescontrats d’approvisionnement en vigueur viendront à échéance. Nous surveillons aussi attentivement le marché, dans le but de saisir les occasionsde conclure des contrats d’approvisionnement en gaz à long terme à prix avantageux.
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NLa hausse des coûts des intrants comme le diesel et les pneus, le prix du matériel d’exploitation des mines, l’enlèvement des morts-terrains plusimportant pour accéder aux réserves de charbon et des activités d’extraction minière de plus en plus éloignées des centrales contribuent tous àaccroître les coûts d’extraction minière pour nos clients. De plus, la capacité des mines de livrer du charbon aux centrales peut être touchée parles conditions météorologiques et les relations de travail.
Les variations des marges électricité-combustible peuvent avoir une incidence sur la production et les marges brutes de nos centrales marchandesau gaz. Nous n’avons pas conclu de contrats visant des produits de base à prix fixe pour le gaz pour ces centrales, étant donné que les achatsde gaz se feront au moment où les marges électricité-combustible du marché au comptant seront adéquates pour produire et vendre del’électricité à prix avantageux.
Nos négociations pour compte de l’électricité et du gaz naturel sont limitées, strictement contrôlées et gérées selon la méthode de la VAR. La VARest la principale mesure utilisée pour gérer l’exposition du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation au risque de marché découlantdes activités de négociation, comme elles sont décrites à la page 42 du rapport de gestion.
Risque de change Nous sommes exposés au risque de change en raison de nos placements et de nos activités d’exploitation dans d’autres pays, du bénéfice tiréde ces établissements et de l’acquisition de matériel et de services de fournisseurs étrangers. Nous sommes exposés surtout aux devisesaméricaine, mexicaine et australienne. Nous limitons notre exposition aux fluctuations de ces devises de deux manières. Premièrement, nouscouvrons nos placements nets dans les établissements étrangers en utilisant une combinaison de titres de créance et d’instruments financierslibellés en devises. Deuxièmement, les bénéfices tirés de nos établissements étrangers sont atténués dans une large mesure par les dépenses, ycompris les intérêts débiteurs libellés en devises étrangères.
Au 31 décembre 2006, nous couvrions environ 88,3 % (96,8 % en 2005) de notre exposition au risque de devises. Notre stratégie est de neutraliserde 90 à 100 % de tous les risques de change.
L’écart de conversion lié à la valeur comptable de nos établissements étrangers est reporté et inclus dans le compte d’écart de conversion descapitaux propres. Au 31 décembre 2006, le solde de ce compte consistait en une perte de 64,5 millions de dollars (une perte de 67,0 millions dedollars en 2005).
Risque de créditSi les contreparties à nos contrats sont incapables de respecter leurs obligations, cela pourrait avoir des conséquences néfastes sur nos produits.Nous gérons notre risque de crédit en évaluant la capacité des contreparties à respecter leurs engagements contractuels avant de conclure uncontrat avec elles. Nous fixons des limites de crédit pour chaque contrepartie et choisissons les contreparties en fonction de leurs notations decrédit. Les risques de contrepartie relatifs aux activités de négociation sont surveillés quotidiennement. Si les limites du risque de crédit sontdépassées, nous prenons des mesures pour réduire le risque de crédit additionnel en demandant une garantie le cas échéant, ou en mettant finà l’activité de négociation. Toutefois, rien ne garantit que nous réussirons à éviter les pertes découlant du manquement à ses obligations d’unecontrepartie au contrat.
Nous sommes exposés à un risque de crédit minimal aux termes des CAÉ de l’Alberta car, en vertu de ces contrats, la quasi-totalité des débiteurssont garantis par des lettres de crédit.
Un résumé de notre risque de crédit à l’égard des activités de négociation au 31 décembre 2006 est présenté ci-dessous :
Nombre de Risque net de contreparties contreparties
Risque supérieures supérieures Notation de crédit net à 10 % à 10 %
Notation élevée 71,5 $ 2 19,6 $Notation faible – – –Pas de notation externe, notation interne élevée 12,7 – –Pas de notation externe, notation interne faible 0,1 – –
84,3 $ 2 19,6 $
Outre ce qui précède, nous sommes exposés au risque de crédit lié aux contreparties dans le cadre de contrats de ventes à long terme.
L’exposition maximale au risque de crédit à l’égard d’un seul client, dans le cadre d’opérations de négociation des produits de base, compte nontenu de PX et d’ISO mentionnés plus haut, y compris la juste valeur des positions de négociation ouvertes, est de 11,3 millions de dollars.
Risque d’illiquidité Le risque d’illiquidité porte sur nos engagements à satisfaire aux exigences de garanties en vertu de ces contrats. Nous sommes exposés à unrisque d’illiquidité en vertu de certains contrats de vente et d’achat de gaz naturel et d’électricité conclus dans le cadre de ventes adossées à descréances et de négociations pour compte. Les modalités de ces contrats exigent que nous fournissions des garanties lorsque la juste valeur deces contrats dépasse les limites de crédit que nous consentent les contreparties. La juste valeur de ces contrats varie en fonction des fluctuationsdes prix des produits de base et des taux de change. Ces contrats comprennent i) les contrats d’achat, lorsque les prix à terme des produits debase sont inférieurs aux prix convenus par contrat et ii) les contrats de vente, lorsque les prix à terme des produits de base sont supérieurs auxprix convenus par contrat. Une baisse de notre notation par certaines agences peut entraîner une diminution des limites de crédit octroyées parnos contreparties et augmenter ainsi le montant de garantie que nous sommes appelés à fournir.
Le montant maximal de garantie que nous serions tenus de fournir en vertu des contrats courants à l’égard de nos opérations de négociation desproduits de base et compte tenu de notre notation de crédit actuelle est de 41,9 millions de dollars au 31 décembre 2006. Les garantiesdisponibles totales pour la société s’élèvent à environ 840 millions de dollars.
RAPPORT DE GESTION 53
Risque de taux d’intérêt Les variations des taux d’intérêt peuvent avoir une incidence sur nos coûts d’emprunt et sur les produits fondés sur la capacité que nous recevonsde nos centrales de l’Alberta assujetties à des CAÉ. Nous gérons ce risque au moyen d’une combinaison de titres de créance à taux fixe et à tauxvariable. Le fait qu’une partie de notre dette soit exposée à des taux d’intérêt variables nous permet de tirer parti des variations sur le marché etde frais d’intérêts réduits. Au 31 décembre 2006, environ 28,4 % (24,8 % en 2005) du total de la dette de la société était exposé aux variationsdes taux d’intérêt variables par le truchement d’une combinaison de créances à taux d’intérêt variables et de swaps de taux d’intérêt.
Risque opérationnel Nos centrales sont exposées à des risques opérationnels, comme d’éventuelles fissures de fatigue-corrosion des chaudières, la corrosion de latuyauterie du mur d’eau des chaudières, des pannes de turbines et d’autres problèmes, qui peuvent entraîner des interruptions. Un programmed’entretien complet des centrales et de cycles de rotation constants réduisent ce risque. Si les centrales ne respectent pas les objectifs dedisponibilité ou de production précisés dans les CAÉ ou d’autres contrats à long terme, nous devons dédommager l’acheteur pour ce qui est dela perte liée à la disponibilité de production ou subir une réduction des paiements d’électricité ou de capacité. Une interruption prolongée dansdes installations marchandes peut entraîner la perte de possibilités marchandes. Par conséquent, une interruption prolongée pourrait avoir uneincidence défavorable importante sur nos activités, notre situation financière, nos résultats d’exploitation ou nos flux de trésorerie. Des clauses derisques assurables et de force majeure dans les CAÉ et les autres contrats à long terme atténuent en partie ce risque.
La construction, la mise en valeur et les acquisitions d’installations de production sont assujetties à divers risques environnementaux, structurels et deconstruction concernant les dépassements de coûts, les retards et le rendement. Nous tentons d’amoindrir ces risques en procédant à des analysesdétaillées des aspects économiques des projets avant la construction ou l’acquisition et en concluant des contrats de vente d’énergie favorables.
Une proportion de 56 % des employés de la société sont visés par 13 conventions collectives. Quatre conventions collectives ont été renégociéesen 2006 et neuf autres devraient être renouvelées en 2007. Nous ne prévoyons aucun problème majeur lié au renouvellement de ces conventionscollectives.
Le rendement financier de nos installations hydrauliques est en partie tributaire de la disponibilité de l’eau une année donnée. La disponibilité del’eau est difficile à prévoir car elle dépend surtout de la température. Cette disponibilité de l’eau ajoute un facteur de volatilité dans les produits quenous tirons de nos exploitations hydrauliques d’un exercice à l’autre. Ce risque se complexifie par les obligations imposées dans le cadre du CAÉapplicable aux installations hydrauliques de la société en Alberta. Une obligation financière mensuelle doit être acquittée envers l’acheteur du CAÉ,d’après une quantité prédéterminée d’énergie et des services accessoires aux prix du marché, sans égard à notre capacité de produire de tellesquantités. Nous gérons ces risques en temps réel en surveillant du mieux que nous pouvons les ressources hydrauliques partout en Alberta et enoptimisant cette ressource face aux possibilités du marché de l’électricité en temps réel. Nous jouons également un rôle important dans la gestiondes débits et des niveaux d’eau dans plusieurs régions clés de l’Alberta, dont deux grandes villes. Nous équilibrons judicieusement tous ces facteursafin d’atteindre une productivité optimale avec les ressources hydrauliques disponibles.
Nos activités d’exploitation éoliennes et géothermiques sont tributaires de la disponibilité de ces ressources. Bien que nous nous soyons installéssur des sites où nous croyons que les ressources sont suffisantes pour produire la quantité d’électricité nécessaire pour satisfaire aux exigencesdes contrats et des investisseurs, nous ne pouvons garantir que ces ressources seront disponibles lorsque nous en aurons besoin ou qu’elles leseront en quantité suffisante.
Risques liés à l’environnement, à la santé et à la sécurité (ESS)Notre approche pour gérer nos risques liés à l’ESS comportent quatre volets :• les activités fondées sur la conformité, comme l’obtention de permis et la production de rapports;• les systèmes et programmes de gestion de l’ESS fondés sur la norme ISO, comme les programmes de sécurité et la vérification;• les initiatives stratégiques à plus long terme, y compris les changements climatiques et l’élaboration de politiques gouvernementales;• un processus de présentation confidentielle de l’information concernant des problèmes d’éthique éventuels à la disposition des employés.
Ces volets sont intégrés dans nos activités et nos systèmes de gestion à l’échelle de l’entreprise. Ils visent à atténuer les risques liés à nos activitéspour les employés, le public et l’environnement, et à gérer les risques concurrentiels éventuels liés aux modifications futures des politiques environ-nementales. Ils soutiennent également notre engagement envers le développement durable.
Nous nous efforçons de continuer à nous conformer à tous les règlements environnementaux touchant nos activités et nos installations. Desrapports trimestriels sur tous les changements apportés à la réglementation sur l’ESS sont fournis à chaque installation pour que les règlementsy soient respectés. De même, nous rédigeons et distribuons des rapports publics annuels sur notre rendement. Nous recherchons l’améliorationcontinue en ce qui a trait à de nombreuses mesures du rendement comme les émissions, la sécurité, les effets sur le sol et l’eau et les incidentsenvironnementaux.
Nous avons instauré un système de gestion de l’ESS fondé sur la norme ISO conçu pour améliorer continuellement la performance sur le plan del’environnement et de la sécurité. Toutes nos centrales ont instauré le système, dont une qui a mis en œuvre une variation équivalente commel’exigeait notre partenaire. Le respect des exigences réglementaires et des normes du système de gestion est régulièrement vérifié à l’aide de nosprocédés de garantie d’exécution, et les résultats sont présentés chaque trimestre à notre conseil d’administration. En 2006, TransAlta a consacréenviron 49 millions de dollars (47 millions de dollars en 2005) à la gestion de l’environnement.
TransAlta investit beaucoup d’efforts pour collaborer avec les organismes de réglementation au Canada et aux États-Unis, afin de veiller à ce quetoute modification de la réglementation soit bien conçue et rentable. De nouveaux objectifs en matière de réduction des émissions pour le secteurde l’électricité sont en voie d’être établis par les gouvernements du Canada et des États-Unis. Nous avons des plans de conformité pour laprochaine décennie en ce qui concerne les gaz à effet de serre, le mercure, le dioxyde de soufre et les oxydes d’azote, lesquels seront ajustéslorsque les règlements seront au point. Là où des investissements dans des dispositifs de contrôle peuvent être requis, nous avons mis en placedes processus d’examen technologique.
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NTransAlta a mis en œuvre une stratégie à quatre volets à l’égard des changements climatiques qui gère le risque de réglementation future et metau point des avantages d’entreprise concurrentielle. Les éléments fondamentaux de la stratégie sont décrits ci-dessous :• améliorations opérationnelles internes visant à réduire les émissions découlant de nos activités de production, c’est-à-dire modernisation des
centrales, entretien intensif du matériel, améliorations de l’efficacité et choix des combustibles;• achat de crédits de compensation aux fins de réduction des émissions à l’extérieur de nos établissements. TransAlta a été un chef de file au Canada
dans ce domaine et a créé un portefeuille de crédits de compensation qui nous aide à atteindre les objectifs d’émissions à un coût concurrentiel;• investissements dans des énergies renouvelables, comme l’énergie éolienne, qui réduisent l’intensité de nos émissions et diversifient notre
combinaison de combustibles; • investissements dans la mise au point d’une technologie du charbon non polluant qui offre à long terme d’importantes réductions des émissions
provenant des combustibles fossiles. TransAlta est l’une des sociétés fondatrices de la Canadian Clean Power Coalition, qui est unregroupement de sociétés du secteur mis en place dans le but de mettre au point la première technologie non polluante du charbon du Canada.
Nous prévoyons faire l’objet d’un examen continu et accru de la part des investisseurs en ce qui a trait à notre performance en matière dedéveloppement durable. L’indice Dow Jones de développement durable a encore une fois placé TransAlta parmi les sociétés de services publicsles plus performantes du monde à ce chapitre pour une huitième année consécutive. En Alberta, nous nous apprêtons à installer du matériel decaptage du mercure dans nos centrales alimentées au charbon afin d’atteindre une réduction des émissions de mercure de 70 % d’ici 2010. Lesexigences précises en matière de technologie et de rendement ne sont pas encore établies, toutefois, TransAlta entreprendra sous peu des essaisen centrale de la technologie visant à réduire les émissions de mercure. Nos CAÉ fourniront aussi une occasion de recouvrer ces coûts en vertudes dispositions sur les «modifications des lois». Aux États-Unis, notre centrale de Centralia peut également être assujettie à des exigences deréduction du mercure au cours des cinq à sept prochaines années.
Nous déployons nos efforts pour exploiter une organisation sécuritaire et socialement responsable. Nous avons mis en place un système par lequelles employés peuvent faire connaître leurs préoccupations éventuelles en matière d’éthique. Ces préoccupations sont communiquées à ladirection, au secrétariat général et à la direction de la sécurité où un suivi et des mesures sont entrepris.
Risques réglementaires et politiques Certains des marchés où la société exerce ses activités sont assujettis à une surveillance et à un contrôle réglementaires importants. La sociéténe peut prédire s’il y aura des changements sur le plan réglementaire ni les conséquences ultimes que ces changements pourraient avoir, le caséchéant, sur ses activités. TransAlta gère ces risques en collaborant avec les gouvernements, les organismes de réglementation et d’autresintéressés pour tenter de résoudre les problèmes. En Ontario, une nouvelle loi instaurant une nouvelle structure pour le marché de l’électricité dela province a été adoptée en décembre 2004. La nouvelle structure du marché prévoit une combinaison de ce qui suit : i) actifs réglementés, ii)actifs non réglementés et iii) contrats à long terme garantis par le gouvernement. Les actifs de TA Cogen ont conservé leurs contrats gouverne-mentaux existants dans le marché restructuré. Le 14 février 2006, TransAlta a signé un contrat de cinq ans avec l’Office de l’électricité de l’Ontariopour sa centrale de cogénération de Sarnia. Selon les modalités du contrat, la centrale pourra fournir une moyenne de 400 MW d’électricité aumarché de l’électricité de l’Ontario. La nouvelle production en Ontario continuera à être autorisée par le gouvernement et soutenue par des contratsgouvernementaux. En Alberta, TransAlta a reçu l’autorisation règlementaire en novembre 2006 visant une augmentation de la capacité de 53 MWà sa centrale de Sundance 4. Cette augmentation sera en vigueur à la fin de 2007. TransAlta a également reçu une autorisation règlementaire le14 février 2007, visant l’ajout d’une unité de 450 MW à sa centrale électrique de Keephills. La nouvelle unité sera mise en service en 2011 et estdétenue à 50 % par EPCOR.
De plus, en Alberta, un groupe de travail chargé d’analyser le marché de gros a été mis sur pied et une analyse du marché de détail a été entrepriseen 2004 afin d’évaluer le fonctionnement du marché de l’électricité et d’envisager des modifications de sa structure. Une recommandation depolitique sur la structure du marché a été formulée en 2005. Elle appuyait le maintien d’un marché réservé à l’électricité en Alberta ainsi quecertaines modifications aux règles régissant la fiabilité et la conformité à court terme. En 2006, plusieurs de ces changements ont été mis en œuvreet d’autres devraient l’être au cours de 2007. Le ministère de l’Énergie de l’Alberta entreprend une révision de la réglementation et des règlesrégissant le marché de l’énergie. Cette révision devrait être terminée d’ici juin 2007. La conclusion des travaux du comité mis en place estimportante pour TransAlta puisqu’elle peut comporter, sans toutefois s’y limiter, une conformité accrue, des restrictions en matière de croissanceen Alberta, une hausse des charges d’exploitation et des dépenses en immobilisations, une souplesse d’exploitation réduite ou une baisse desprix de l’électricité et la volatilité des prix.
Les investissements à l’étranger sont exposés à des incertitudes et à des risques particuliers liés à la structure politique, sociale et économiqueet au régime réglementaire de chaque pays. La société peut atténuer ce risque au moyen du financement sans recours et d’une assurance contreles risques politiques.
Risques de transport En août 2003, une panne d’électricité a touché des millions de résidents dans le nord-est des États-Unis et dans l’est du Canada. Une panne decette envergure, bien que rare, est un risque constant pour les sociétés d’électricité. Ce risque est atténué par les clauses de force majeurecontenues dans les CAÉ de l’Alberta et les contrats de vente d’électricité et par l’accès à de multiples lignes de transport.
Les contraintes de transport représentent un risque pour les producteurs parce qu’elles peuvent entraîner une réduction de la production dans lescentrales et peuvent limiter la mise au point et l’interconnexion des futures centrales. Ce risque est géré en travaillant avec les gouvernements, lesorganismes de réglementation et les intéressés afin de faire en sorte que les contraintes de transport soient éliminées grâce à la mise au point dutransport ou d’ajouts technologiques en temps opportun.
RAPPORT DE GESTION 55
Structure de l’entrepriseNous menons une part importante de nos activités par l’entremise de filiales et de partenariats. Notre capacité à nous acquitter de nos obligationsquant au service de la dette dépend des résultats d’exploitation de nos filiales et des fonds que celles-ci nous versent sous la forme notammentde distributions, de prêts, de dividendes ou autrement. En outre, nos filiales peuvent être assujetties à des restrictions légales ou contractuellesqui limitent leur capacité de faire des distributions en espèces à leur actionnaire final, la société.
Conjoncture économique générale La conjoncture économique générale influe sur la demande de produits, les produits et les charges d’exploitation, le calendrier et le montant desdépenses en immobilisations, la valeur de recouvrement nette des immobilisations corporelles, les résultats des efforts de financement, le risquede crédit et le risque de contrepartie.
Impôts sur les bénéfices Nos activités sont complexes, et le calcul de la provision pour impôts sur les bénéfices repose sur des interprétations, des lois et des règlementsde nature fiscale qui sont en constante évolution. Nos déclarations de revenus peuvent faire l’objet de vérifications par les autorités fiscales. Ladirection est d’avis que sa provision pour impôts sur les bénéfices est suffisante d’après toute l’information dont elle dispose.
Litiges éventuels Nous sommes parfois nommés à titre de défenderesse dans le cadre de diverses actions et poursuites en justice. Le risque de litige est atténuépar des garanties d’assurance que la direction considère comme adéquates et par une gestion active de ces réclamations. Sauf pour ce qui estdécrit à la note 22 afférente aux états financiers consolidés, la société ne pense pas que l’issue des réclamations ou des réclamations éventuellesaura un effet néfaste important sur la société dans son ensemble.
Autres éventualités La société souscrit des garanties d’assurance que la direction juge appropriées. Aucun changement important n’a été apporté à nos garantiesd’assurance en 2006. Les garanties d’assurance de la société ne seront peut-être pas offertes dans le futur à des conditions raisonnables sur leplan commercial. Rien ne garantit que le produit d’assurance reçu par la société pour tout dommage ou toute perte sera suffisant.
Analyse de sensibilité Le tableau ci-après montre l’incidence après impôts et taxes des oscillations de certaines variables clés sur le bénéfice net et les flux de trésorerie.L’analyse est fondée sur les conditions commerciales et les volumes de production de 2006. Pour chaque élément, on suppose que les autresdemeurent constants. Bien que ces oscillations soient applicables à la période et selon l’amplitude des variations sur lesquelles elles sont fondées,le résultat de l’analyse de sensibilité pourrait varier pour d’autres périodes, si la conjoncture économique était différente, et si les oscillations étaientde plus grande amplitude.
OscillationsOscillations approximatives
Bénéfice et flux de trésorerie
Augmentation (après impôts Facteur ou diminution et taxes)
Prix de l’électricité 1,00 $ / MWh 8,5 $Prix du gaz naturel 0,1 $ / GJ 1,3Disponibilité/production 1 % 16,7Taux de change ($ US par rapport au $ CA) 0,01 $ US 1,4Taux d’intérêt 1 % 6,2Taux d’imposition 1 % 4,3
L’incidence sur nos flux de trésorerie et notre bénéfice après impôts et taxes d’une variation de 1,00 $ par MWh des prix de l’électricité estnégligeable, puisque près de 95 % de la production est soumise à des prix fixés par contrat dans le cadre de contrats et de couvertures à courtet à long terme. Une variation du prix du gaz naturel a aussi une incidence négligeable étant donné que la quasi-totalité des coûts liés au gaz ontété fixés par contrat ou sont relayés aux clients en vertu des modalités des ententes.
Le calcul de l’incidence créée par une variation de 1 % de la disponibilité suppose que les niveaux de production varieront d’un montant équivalentaux centrales visées par les contrats. Une augmentation de la disponibilité des centrales marchandes au gaz peut ne pas être suivie par uneproduction accrue.
Nos stratégies de couverture ont réduit l’incidence des variations des taux de change et des taux d’intérêt, puisque nos placements nets dansdes établissements étrangers ont été couverts et que les taux d’intérêt ont été fixés pour environ 71,6 % de notre dette.
Le taux d’imposition sur les bénéfices peut varier d’après la combinaison des bénéfices réalisés dans les divers pays. Un accroissement dubénéfice d’exploitation portera à environ 32 % le taux utilisé pour le calcul de la charge d’impôts par rapport au taux global prévu de 23 % à 28 %.
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N> NOUVELLES NORMES COMPTABLES
En date du 1er janvier 2006, TransAlta a adopté par anticipation l’abrégé 160, «Frais de découverture engagés au cours de la phase de productiond’une mine», du comité sur les problèmes nouveaux (CPN-160). En vertu du CPN-160, les frais de découverture pour retirer les morts-terrains etles matières stériles afin d’avoir accès aux gisements devraient être comptabilisés comme des coûts de production variables au cours de la périodeoù les frais de découverture sont engagés. Auparavant, une tranche des frais de découverture aurait été reportée aux périodes futures commecomposante des stocks ou des charges payées d’avance.
Nous avons tenu compte des frais engagés au cours de 2005 et des exercices précédents, qui répondent à la définition des frais de découvertureselon le CPN-160. Les facteurs pris en considération dans l’analyse incluent les frais de découverture, les tonnes de charbon produites et le faitque les frais de découverture puissent être capitalisés ou non.
Après cet examen, nous avons déterminé que les frais engagés au cours de 2005 et des exercices précédents ne respectaient pas la définitiondes frais de découverture selon le CPN-160. Par conséquent, les frais de découverture ont été comptabilisés comme des frais de la période. Lespériodes antérieures ont été retraitées pour tenir compte de ce changement de convention comptable. L’incidence de ce rajustement après impôtset taxes, en 2005, s’élevait à 12,5 millions de dollars (0,06 $ l’action ordinaire). Les actifs payés d’avance et les stocks ont été réduitsrespectivement de 66,0 millions de dollars et 4,6 millions de dollars. Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2004, l’incidence du rajustement aprèsimpôts et taxes a été de 1,0 million de dollars (néant l’action ordinaire).
En janvier 2005, l’ICCA a publié quatre nouvelles normes comptables qui sont en vigueur pour les états financiers intermédiaires et annuels desexercices ouverts le 1er octobre 2006 ou par la suite. Ces nouvelles normes comprennent le chapitre 1530, «Résultat étendu», le chapitre 3251,«Capitaux propres», le chapitre 3855, «Instruments financiers – comptabilisation et évaluation», et le chapitre 3865, «Couvertures». La société aadopté ces normes en date du 1er janvier 2007. Ces normes devraient avoir une incidence négligeable sur la présentation des états financiers.
En juillet 2006, le FASB a publié l’interprétation no 48, Accounting for Uncertainty in Income Taxes, an interpretation of FASB Statement No. 109(FIN 48). La FIN 48 vise à présenter un modèle unique pour traiter de la constatation des positions fiscales incertaines en établissant un seuil deconstatation et une mesure des positions fiscales adoptées ou dont on prévoit qu’elles seront adoptées dans une déclaration de revenus. En outre,elle donne aussi des précisions sur la décomptabilisation, le classement, les intérêts et pénalités, la comptabilisation au cours des périodesintermédiaires, les informations à fournir et les modalités transitoires. Les indications contenues dans l’interprétation entrent en vigueur pour lesexercices financiers ouverts à compter du 15 décembre 2006. La FIN 48 sera adoptée par la société en date du 1er janvier 2007, comme il estexigé. La société évalue actuellement l’incidence de l’adoption de la FIN 48.
En juillet 2006, le comité sur les problèmes nouveaux a publié l’abrégé 162, «Rémunération à base d’actions des salariés admissibles à la retraiteavant la date d’acquisition» (CPN-162). Cet abrégé permet de constater rapidement la charge de rémunération associée à l’attribution derémunérations à base d’actions à des salariés qui ont le droit de prendre leur retraite à la date d’attribution ou à qui ce droit sera accordé avantla fin du délai d’acquisition des droits. L’abrégé 162 est en vigueur pour les périodes intermédiaires et annuelles se terminant à compter du31 décembre 2006 et devrait être appliqué rétroactivement. Nous avons adopté cette norme à compter du quatrième trimestre de l’exercice 2006.Les chiffres correspondants des exercices antérieurs n’ont pas été retraités, car l’incidence sur les périodes antérieures n’est pas importante.
En juin 2006, l’Emerging Issues Task Force (EITF) a publié l’EITF Issue No. 06-2, intitulé Accounting for Sabbatical Leave and Other Similar BenefitsPursuant to FASB Statement No. 43, Accounting for Compensated Absences (EITF 06-2). En vertu de l’EITF 06-2, une société devrait compta-biliser par régularisation les congés sabbatiques et d’autres avantages sociaux semblables si une période de service minimale obligatoire doits’écouler avant que le salarié puisse avoir droit au congé rémunéré; si les avantages n’augmentent pas au fil des années de service; si le salariécontinue d’être rémunéré pendant son absence et que l’employeur n’exige aucun travail de la part du salarié pendant cette période. L’EITF 06-2s’applique aux exercices ouverts après le 15 décembre 2006. TransAlta a évalué la convention comptable et a adopté le consensus le 1er janvier 2007.Les chiffres correspondants des exercices antérieurs n’ont pas été retraités, car l’incidence sur les périodes antérieures n’est pas importante.
En septembre 2006, le FASB a publié le Statement of Financial Accounting Standards (SFAS) No. 158, intitulé Employers’ Accounting for DefinedBenefit Pension and Other Postretirement Plans – an Amendment of FASB Statements No. 87, 88, 106, and 132(R) (SFAS 158). En vertu du SFAS158, les sociétés sont tenues de comptabiliser au bilan la situation de capitalisation concernant les régimes de retraite à prestations déterminéeset de constater dans le résultat étendu les modifications de la situation de capitalisation au cours de l’exercice durant lequel les modifications sontsurvenues. Le SFAS 158 s’applique aux exercices se terminant après le 15 décembre 2006. TransAlta a adopté les exigences du SFAS 158 et lesrésultats ont été présentés dans le rapprochement avec les PCGR des États-Unis (note 30).
RAPPORT DE GESTION 57
> CONVENTIONS ET ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES
Le choix et l’application des conventions comptables sont un processus important qui a évolué au rythme de nos activités d’exploitation et deschangements des règles comptables. De manière générale, les règles comptables ne proposent pas de choix parmi plusieurs possibilités, maiselles prévoient la mise en œuvre et l’interprétation des règles existantes de même que l’exercice du jugement à l’égard des situations particulièrespropres à l’entreprise. Tous les efforts sont faits pour se conformer aux règles applicables dès leur entrée en vigueur ou avant, et nous considéronscomme essentiel que ces règles soient mises en œuvre adéquatement et appliquées de manière uniforme.
Cependant, la littérature comptable ne traite pas nécessairement de toutes les situations. Pour les situations non prévues, nous faisons doncpreuve du meilleur jugement possible pour adopter une convention comptable appropriée. Nous établissons des analogies avec des situationssemblables et les notes d’orientation concernant la comptabilité qui les régissent, nous examinons les normes comptables suivies à l’étranger etnous consultons nos vérificateurs indépendants au sujet de l’interprétation appropriée de ces conventions et de leur application. Chaque conventioncomptable critique s’adresse à des situations complexes et requiert un jugement considérable, soit pour l’application et l’interprétation de lalittérature, soit pour l’établissement des estimations qui ont une incidence sur les états financiers consolidés de la société.
Nos principales conventions comptables sont décrites à la note 1 afférente aux états financiers consolidés. Les plus critiques ont trait à la cons-tatation des produits, aux immobilisations corporelles, à l’écart d’acquisition, aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations, auximpôts sur les bénéfices et aux avantages sociaux futurs (respectivement les notes 1 C), F), G), I), L) et M). Chaque convention fait intervenir uncertain nombre d’estimations et d’hypothèses posées quant à des questions dont l’issue demeure très incertaine au moment de l’établissementde l’estimation. Des estimations différentes, résultant des principales variables utilisées dans les calculs, ou des changements apportés auxestimations utilisées pourraient avoir des répercussions importantes sur notre situation financière ou nos résultats d’exploitation.
Nous avons discuté de l’élaboration et de la sélection de ces estimations comptables critiques avec notre comité de vérification et de l’environnementet nos vérificateurs indépendants. Le comité de vérification et de l’environnement a passé en revue et approuvé nos estimations comptables critiquesdans le présent rapport de gestion.
Les tableaux illustrent les sensibilités sous-jacentes aux oscillations des principales hypothèses utilisées dans les estimations. On y présente, pourchaque hypothèse, l’effet d’une augmentation ou d’une diminution du pourcentage ou autre variable employée. Une variation contraire devraitgénéralement avoir une incidence inverse semblable. Pour chaque élément, on suppose que tous les autres restent inchangés.
Ces estimations comptables critiques sont décrites ci-après.
Constatation des produitsNos produits sont essentiellement tirés de la vente d’énergie physique et des activités de commercialisation et de négociation de l’énergie. Lesproduits découlant de contrats de vente d’électricité et d’énergie thermique à long terme comprennent généralement au moins l’un des élémentssuivants : des paiements fixes liés à la capacité disponible, des paiements d’énergie pour la production d’électricité, des paiements ou despénalités liés à la disponibilité selon le dépassement ou la non-réalisation des objectifs de disponibilité, des paiements d’énergie excédentaire pourla production d’énergie dépassant la capacité convenue et des services accessoires. Chacune de ces composantes est constatée par suite de laproduction, de la livraison ou de la satisfaction de cibles précises découlant de contrats. Les produits découlant de la capacité non prévue aucontrat se composent de paiements d’énergie pour chaque MWh produit, aux prix du marché, et sont constatés à la livraison.
Les instruments dérivés utilisés dans les activités de négociation comprennent des swaps prévoyant la livraison et les swaps financiers, des contratsde vente à terme de gré à gré et des contrats à terme normalisés et des options, qui sont utilisés pour réaliser des revenus de négociation etacquérir des renseignements sur le marché. Ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur. Les instruments dérivés, autres que lescontrats prévoyant la livraison en temps réel, sont présentés à leur juste valeur nette dans les états des résultats. La constatation initiale de la justevaleur et les changements subséquents ont une incidence sur les bénéfices présentés pendant la période où se produit un changement. Les justesvaleurs des instruments qui sont ouverts à la date du bilan représentent les gains ou les pertes latents et sont présentées aux bilans à titre d’actifsou de passifs de gestion du risque de prix. Les contrats non dérivés sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice. Afin de se conformer àl’EITF 03-11, TransAlta a conclu que les contrats prévoyant la livraison en temps réel respectaient la définition des contrats dérivés détenus auxfins de livraison et que, par conséquent, les gains et les pertes réalisés seraient constatés au montant brut dans les états des résultats.
Le calcul de la juste valeur des contrats de négociation d’énergie et des instruments dérivés est complexe et repose sur des jugements relatifs,entre autres, aux prix futurs, à la volatilité et à la liquidité. La plupart des instruments dérivés négociés par TransAlta sont inscrits à une Bourse ousont des instruments dérivés échangés de gré à gré disponibles auprès des courtiers. Cependant, certains instruments dérivés ne sont pasnégociés en Bourse active ou se prolongent au-delà de la période pour laquelle les cours en Bourse sont disponibles. Ces instruments dérivésnécessitent l’utilisation de techniques ou de modèles d’évaluation internes (méthode de comptabilisation selon les modèles).
La méthode de comptabilisation selon les modèles est actuellement appliquée pour les contrats de vente à terme de gré à gré prévoyant la livraison,les contrats de vente à terme de gré à gré financiers et les contrats d’option relatifs au transport et au coût de congestion. La méthode de la comp-tabilité d’exercice est utilisée pour les droits de transport acquis pour vendre la production à partir de nos centrales et pour les droits de transportexercés par le secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation. Les variations de la juste valeur des dérivés après l’entrée en vigueur de ceux-ci sont constatées dans le bilan consolidé à titre d’actifs ou de passifs de gestion du risque de prix, le montant compensatoire étant inscrit dans lesproduits. Les valeurs peuvent être favorables ou non et, selon les conditions du marché, peuvent varier considérablement, l’incidence d’une variationétant inscrite dans les produits de la période au cours de laquelle la variation a lieu. Les techniques de modélisation nécessitent que la sociétéétablisse des hypothèses quant aux prix futurs, à la corrélation des prix, à la volatilité du marché, à la liquidité et aux autres données prévisionnellesstratégiques sur les marchés et qu’elle utilise des techniques d’extrapolation mathématique. Au besoin, les estimations servant à calculer la justevaleur tiennent compte de l’incidence possible d’incertitudes dans le processus de modélisation, de l’incidence possible de la liquidation méthodiquede la position de la société sur une période raisonnable d’après les conditions actuelles du marché et du risque opérationnel. Nous validons notremodèle de comptabilisation en comparant les résultats obtenus avec les données confirmées. Les montants présentés dans les états financierspeuvent changer si les estimations sont révisées en fonction des résultats réels ou de nouvelles informations, de l’évolution du marché ou d’autresfacteurs, dont bon nombre échappent à notre contrôle, et les écarts peuvent être importants.
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NLes principales variables utilisées dans les modèles comportent des incertitudes. La valeur estimative de ces contrats au 31 décembre 2006,calculée d’après la méthode de comptabilisation selon les modèles, était de 1,1 million de dollars. Les sensibilités sous-jacentes à l’évaluation, quiauraient été reflétées dans le bénéfice de l’exercice considéré, se présentent comme suit :
Incidence sur le Modification de bénéfice avant
Hypothèse l’hypothèse impôts et taxes
Variation de la volatilité 1 % 0,4 $Variation du prix des produits de base 1 % 1,2 $
Aucune modification importante n’a été apportée aux techniques de modélisation au cours des trois derniers exercices.
Évaluation des immobilisations corporellesLes immobilisations corporelles représentent 67,6 % de nos actifs, dont 99 % appartiennent au secteur Production. Chaque année, et en présencede signes de perte de valeur, nous établissons si la valeur comptable nette des immobilisations corporelles est recouvrable à partir des flux detrésorerie futurs non actualisés. Un rendement très faible par rapport aux résultats d’exploitation futurs projetés ou passés, des changementsimportants dans l’utilisation des actifs, la stratégie d’affaires globale de la société et des tendances sectorielles ou économiques négativesimportantes sont quelques-uns des facteurs qui pourraient suggérer une baisse de valeur. Dans certains cas, ces événements sont manifestes.Cependant, dans bien des cas, il n’existe pas d’événement isolable indiquant une baisse de valeur possible, mais plutôt une série d’événementssans conséquence, s’ils sont pris isolément, qui surviennent au cours d’une période de temps au terme de laquelle un événement indique qu’unactif peut avoir subi une perte de valeur. La situation peut se compliquer lorsque nous ne sommes pas l’exploitant de l’installation. Des événementspeuvent alors passer inaperçus pendant un certain temps après avoir eu lieu.
Nos activités, le marché et le contexte commercial sont sous constante surveillance, et des jugements sont portés et des évaluations sont faitespour déterminer s’il s’est produit un événement suggérant une baisse de valeur possible. Le cas échéant, une estimation est faite des flux detrésorerie futurs non actualisés des immobilisations corporelles. Si le total des flux de trésorerie futurs non actualisés, excluant les frais definancement, sauf pour les centrales qui ont une dette propre qui leur est exclusivement imputée, est moindre que la valeur comptable desimmobilisations corporelles, une perte de valeur doit être constatée dans nos états financiers. Le montant de la dépréciation à comptabiliser estcalculé en soustrayant la juste valeur de l’actif de sa valeur comptable. La juste valeur, établie d’après la valeur actualisée nette des flux detrésorerie futurs prévus liés à l’actif, correspond au montant auquel un élément pourrait être acheté ou vendu dans le cadre d’une opérationcourante entre des parties consentantes. Il faut faire preuve de beaucoup de jugement tant pour repérer les événements risquant d’entraîner unebaisse de valeur que pour estimer les flux de trésorerie futurs et la juste valeur de l’actif.
L’évaluation d’une perte de valeur requiert de la direction qu’elle formule des hypothèses importantes sur les prix de vente futurs, le coût desproduits vendus, la production et la consommation de combustibles sur la durée de vie des centrales (jusqu’à 30 ans), les coûts de mise horsservice et les taux d’actualisation. De plus, quand des tests de dépréciation sont effectués, les durées de vie estimatives des centrales sontréévaluées, et les changements sont comptabilisés de façon prospective.
Pour estimer les flux de trésorerie futurs d’une centrale, nous nous servons d’estimations fondées sur les prix convenus et les prix futurs d’après l’offreet la demande sur le marché dans la région de la centrale, les niveaux de production prévus, les interruptions planifiées et non planifiées et la capacitéou les restrictions de transport pour la durée de vie restante de la centrale. Les résultats réels peuvent différer et diffèrent souvent des estimations,et ils peuvent avoir une incidence positive ou négative sur l’imputation estimative pour dépréciation, et les écarts peuvent être importants.
Une fois par année, ou selon les événements survenus, nous soumettons nos centrales à un test de dépréciation. Par suite de ce test dedépréciation, en 2006, nous avons constaté une imputation pour dépréciation pour la centrale au gaz de Centralia car nous avions conclu que lavaleur comptable totale de cette centrale ne serait probablement pas recouvrée au moyen des flux de trésorerie futurs en raison de l’évolution destaux d’acheminement et des valeurs de négociation et de leur incidence sur la rentabilité de la centrale (note 3).
Par suite de la décision de mettre fin à l’exploitation minière de la mine au charbon de Centralia, nous avons réduit la valeur du matérield’exploitation des mines et de remise en état de même que de l’infrastructure minière à la valeur comptable nette ou à la juste valeur, si elle étaitinférieure (note 2).
En 2005, nous avons établi que la centrale d’Ottawa avait subi une perte de valeur dans les comptes de TA Cogen. Un changement fondamentaldans les marchés du gaz et des augmentations prévues du coût du gaz naturel ont abaissé les marges prévues à la centrale d’Ottawa puisqueTA Cogen n’a pas de contrat d’approvisionnement en gaz en place pour la période de 2008 à 2012 en contrepartie du contrat de fournitured’électricité à des prix préétablis à la Société financière de l’industrie de l’électricité de l’Ontario (SFIÉO). Compte tenu des perspectives actuellesquant aux coûts du gaz et des conditions du marché pour cette période et de la probabilité que l’exploitation de la centrale aura diminué après2012, une réduction de la valeur comptable était nécessaire et une charge de 36,2 millions de dollars a été constatée en 2005. Ce point est traitéplus en détail à la rubrique «Événements importants».
Compte tenu des résultats de notre test de dépréciation courant, si les hypothèses déjà formulées avaient donné lieu à une baisse de 10 % desflux de trésorerie futurs, aucune de nos centrales n’aurait subi de perte de valeur au 31 décembre 2006.
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisationsNous constatons les obligations liées à la mise hors service des immobilisations corporelles au cours de la période où elles ont été engagées sinous sommes tenus légalement de remettre la centrale ou le site en état et si une estimation raisonnable de la juste valeur peut être établie. Lajuste valeur du passif est décrite comme le montant auquel celui-ci pourrait être réglé dans le cadre d’une opération courante entre des partiesconsentantes. Les valeurs prévues sont pondérées selon la probabilité afin de tenir compte des risques et des incertitudes inhérents au momentet au montant du règlement d’un grand nombre d’obligations liées à la mise hors service d’immobilisations. Les valeurs prévues sont actualiséesau moyen d’un taux d’intérêt sans risque rajusté en fonction de l’évaluation de la solvabilité de l’entité par le marché.
Au 31 décembre 2006, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations comptabilisées dans le bilan consolidé s’établissaient à328,5 millions de dollars. Nous estimons à environ 1,1 milliard de dollars le montant non actualisé des flux de trésorerie nécessaires pour réglerles obligations liées à la mise hors service d’immobilisations. Ce montant sera engagé entre 2008 et 2012. La majeure partie des coûts seraengagée entre 2020 et 2030. Un taux d’actualisation de 8 % a permis de calculer la valeur comptable des obligations liées à la mise hors serviced’immobilisations.
RAPPORT DE GESTION 59
Les sensibilités sous-jacentes aux principales hypothèses sont comme suit :Incidence sur le
Modification bénéfice avant Hypothèse de l’hypothèse impôts et taxes
Taux d’actualisation 1 % 3,3 $Obligations non actualisées liées à la mise hors service d’immobilisations 1 % 0,3 $
Durée de vie utile des immobilisations corporellesLes immobilisations corporelles sont amorties sur leur durée de vie utile estimative. La durée de vie utile des immobilisations corporelles est estiméed’après les faits et l’expérience, compte tenu de la durée matérielle prévue de l’actif, des ententes et des contrats de vente à long terme en cours,de la demande courante et prévue et de la désuétude technologique possible. Les principales composantes des centrales sont amorties sur leurpropre durée de vie utile. Une composante est une partie corporelle de l’actif isolable en tant qu’actif qui devrait procurer des avantages pour plusd’un an.
La dotation aux amortissements s’est élevée à 437,8 millions de dollars en 2006, dont 49,0 millions de dollars sont liés à l’équipement minier, eta été inscrite au poste Combustible et achats d’électricité.
Les taux utilisés sont continuellement passés en revue pour qu’ils demeurent appropriés et sont également passés en revue dans le cadre destests de dépréciation dont il est question plus haut.
Une variation de 5 % de la durée de vie estimative des actifs amortissables entraînerait une variation de 19,2 millions de dollars de la dotation auxamortissements.
Évaluation de l’écart d’acquisitionNous soumettons l’écart d’acquisition à un test de dépréciation annuel ou plus fréquent si des indices laissent croire à une baisse de valeur. Si lavaleur comptable d’une unité d’exploitation, y compris l’écart d’acquisition, dépasse la juste valeur de l’unité d’exploitation, l’excédent représenteune perte de valeur de l’écart d’acquisition. Une unité d’exploitation est une fraction de l’entreprise pour laquelle des flux de trésorerie précispeuvent être recensés.
Un écart d’acquisition a été constaté sur les acquisitions de Merchant Energy Group of the America (MEGA), Vision Quest et CE Gen. Au31 décembre 2006, cet écart d’acquisition avait une valeur comptable totale de 137,5 millions de dollars.
Nous avons passé en revue la valeur comptabilisée de l’écart d’acquisition et avons déterminé que la juste valeur de nos unités d’exploitation,fondée sur les flux de trésorerie historiques et les flux de trésorerie futurs estimatifs, dépassait leur valeur comptable, si bien qu’aucune dépréciationn’a été constatée.
Le calcul de la juste valeur des unités d’exploitation est appelé à changer d’une période à l’autre, car la direction doit poser des hypothèses surles flux de trésorerie futurs, les volumes de production et de négociation, les marges et les coûts de combustible et d’exploitation. Si deshypothèses formulées avaient révélé une baisse de 10 % de la juste valeur des unités d’exploitation en regard des niveaux actuels, il n’y aurait paseu de dépréciation de l’écart d’acquisition.
Impôts sur les bénéficesSelon les PCGR du Canada, nous utilisons la méthode axée sur le bilan pour comptabiliser nos impôts futurs et établissons une provision pourimpôts futurs à l’égard de tous les écarts temporaires fiscaux importants.
La préparation des états financiers consolidés requiert l’estimation des impôts sur les bénéfices pour chaque territoire sur lequel nous exerçonsnos activités. Cela suppose une estimation du risque fiscal actuel réel auquel nous sommes exposés et une évaluation des écarts temporairesentre la valeur comptable et la valeur fiscale de certains éléments, comme l’amortissement découlant des traitements différents de ces éléments.Ces écarts donnent lieu à des actifs et des passifs d’impôts futurs qui sont inclus dans nos bilans consolidés.
Il faut également évaluer la probabilité de recouvrement de nos actifs d’impôts futurs à partir des bénéfices imposables futurs. Si la recouvrabilitéest improbable, une provision pour moins-value doit être constituée. Nous devons faire preuve de jugement pour établir la provision pour impôtssur les bénéfices, les actifs et les passifs d’impôts futurs et la provision correspondante pour moins-value. L’établissement ou la révision d’uneprovision pour moins-value a une incidence sur les résultats de la période courante.
Des actifs d’impôts futurs de 319,8 millions de dollars figuraient au bilan consolidé au 31 décembre 2006. Ces actifs se composent essentiellementde pertes latentes sur des contrats de négociation d’électricité, de charges au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisationset de reports prospectifs de pertes d’exploitation nettes et de pertes en capital nettes. Nous sommes d’avis que les bénéfices imposables et lesgains en capital seront suffisants pour utiliser ces déductions et reports prospectifs, selon ce que permettent les différentes administrations fiscales.
Des passifs d’impôts futurs de 718,5 millions de dollars ont été inscrits au bilan consolidé au 31 décembre 2006. Ces passifs se composentprincipalement de gains latents sur des contrats de négociation d’électricité et de déductions fiscales en sus de l’amortissement connexe desimmobilisations corporelles.
Il faut faire preuve de jugement pour évaluer les interprétations, les lois et les règlements fiscaux sujets à de constantes modifications, de façon queles obligations soient remplies et que les actifs, déduction faite des provisions pour moins-value, soient réalisables. L’utilisation d’interprétations etd’applications différentes pourrait avoir une incidence importante.
Nos déclarations de revenus peuvent faire l’objet de vérifications par les autorités fiscales. Certaines vérifications pourraient entraîner uneaugmentation du passif fiscal de la société, mais nous estimons avoir une provision pour impôts sur les bénéfices suffisante compte tenu del’information dont nous disposons actuellement. L’issue des vérifications n’est pas connue, et leur incidence éventuelle sur les états financiers nepeut être déterminée.
Avantages sociaux futursComme il est indiqué à la note 26 afférente aux états financiers consolidés, nous offrons des avantages complémentaires de retraite desemployés. Le coût de ces avantages dépend de nombreux facteurs établis à partir des résultats réels des régimes et des hypothèses concernantles résultats futurs.
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NLe passif au titre des avantages sociaux futurs et les coûts sous-jacents découlant des régimes de retraite inclus dans la charge de rémunérationannuelle dépendent des données réelles sur l’effectif, notamment l’âge, le salaire, la durée d’emploi, les cotisations versées et le rendement desactifs des régimes.
La modification des dispositions des régimes peut également se répercuter sur les coûts courants ou futurs découlant des régimes de retraite.Les coûts découlant des régimes de retraite peuvent également être touchés de façon importante par des modifications des principaleshypothèses actuarielles, y compris les rendements prévus des actifs des régimes et les taux d’actualisation utilisés pour estimer l’obligation au titredes prestations projetées et les coûts futurs découlant des régimes de retraite.
Les actifs des régimes se composent essentiellement de placements en actions et de placements à revenu fixe. Les fluctuations des rendementsréels sur le marché boursier et les variations des taux d’intérêt peuvent entraîner une augmentation ou une diminution des coûts de retraite aucours de périodes futures.
Le tableau suivant illustre le degré de sensibilité en cas de modification de certaines hypothèses actuarielles :Incidence sur
l’obligation Incidence au titre des sur le coût de
Modification prestations retraite imputé Hypothèse actuarielle de l’hypothèse de retraite aux résultats
Taux d’actualisation 1 % 45,8 $ 2,6 $Taux de rendement des actifs des régimes 1 % – 3,6 $
Le taux d’actualisation utilisé reflète des titres à revenu fixe de grande qualité disponibles actuellement et qui devraient être disponibles pendantla période précédant l’échéance des prestations de retraite. Nous ne prévoyons pas modifier le taux en 2007.
Le taux de rendement prévu à long terme des actifs des régimes repose sur le rendement passé et les prévisions économiques pour les types deplacements détenus par les régimes. Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, les actifs des régimes ont eu un rendement de 35,4 millionsde dollars comparativement à 43,9 millions de dollars en 2005 et à 33,4 millions de dollars en 2004. Le taux de rendement des actifs des régimesutilisé pour l’évaluation actuarielle de 2006 (7,0 %) est le même que celui utilisé en 2005 et en 2004.
Étant donné le rendement des actifs de notre régime de retraite agréé américain, au 31 décembre 2005, la société a été tenue, en vertu des PCGRdes États-Unis, de comptabiliser un passif minimal additionnel (note 30). Le passif a été porté en diminution de l’avoir des actionnaires ordinairespar une imputation aux autres éléments du résultat étendu et n’a eu aucune incidence sur le bénéfice net de 2005.
Le montant du passif de retraite additionnel comptabilisé selon les PCGR des États-Unis dépendait d’un certain nombre de facteurs, y compris letaux d’actualisation et le rendement réel des actifs des régimes, les cotisations patronales versées et toute modification requise des hypothèses dela direction. Les coûts découlant des régimes de retraite et les exigences de capitalisation pourraient augmenter au cours des prochains exercices.
> MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Nous évaluons notre rendement et le rendement de nos secteurs d’activité selon diverses mesures. Celles qui sont analysées ci-dessous ne sontpas définies dans les PCGR et, par conséquent, elles ne doivent pas être considérées isolément ou comme des mesures de remplacement dubénéfice net ou des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, ou comme des mesures plus significatives que ceux-ci, tels qu’ils sontcalculés selon les PCGR comme indicateur de notre rendement financier ou de notre situation de trésorerie. Ces mesures ne sont pasnécessairement comparables aux mesures de même nom utilisées par d’autres sociétés.
Chaque unité économique est responsable de ses propres résultats d’exploitation, mesurés selon le bénéfice d’exploitation. Le bénéficed’exploitation est une mesure de rendement financier utilisée par nos analystes et les investisseurs pour analyser et comparer des sociétés selonleur rendement d’exploitation.
Le bénéfice d’exploitation nous fournit une mesure du rendement de l’exploitation qui est facilement comparable d’une période à l’autre. Pour lespériodes ci-dessous, la dépréciation des stocks de charbon de Centralia en 2006 a été retirée du calcul étant donné qu’elle altère la comparabilitédu bénéfice d’exploitation.
Le rapprochement de la marge brute, moins les charges d’exploitation et le bénéfice d’exploitation, et du bénéfice net est présenté ci-dessous :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Marge brute, compte non tenu de la dépréciation des stocks de charbon 1 535,8 $ 1 442,0 $ 1 353,3 $Charges d’exploitation (1 012,9) (985,2) (925,5)
522,9 456,8 427,8Charges liées à la fermeture de la mine, y compris la dépréciation des stocks (236,3) – –Imputations pour dépréciation d’actifs (130,0) (36,2) –Gain à la vente de l’installation de cogénération de Meridian – – 17,7Gain à la vente des parts de société en commandite de TransAlta Énergie – – 44,8
Bénéfice d’exploitation 156,6 420,6 490,3Décision réglementaire d’une période antérieure – – (22,9)Gain (perte) de change (0,5) 1,3 0,7Intérêts débiteurs nets (168,5) (188,6) (207,4)Quote-part des résultats de sociétés satellites (17,0) (0,9) (8,5)
(Perte) bénéfice avant les participations sans contrôle et les impôts sur les bénéfices (29,4) 232,4 252,2Participations sans contrôle 51,5 18,5 46,0
(Perte) bénéfice avant impôts sur les bénéfices (80,9) 213,9 206,2Charge (recouvrement) d’impôts (125,8) 39,6 46,6
Bénéfice tiré des activités poursuivies 44,9 174,3 159,6Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes – 12,0 9,6
Bénéfice net 44,9 $ 186,3 $ 169,2 $
RAPPORT DE GESTION 61
La présentation du bénéfice aux fins de comparaison d’une période à l’autre nous permet d’en évaluer la tendance plus facilement par rapportaux résultats des périodes antérieures. Pour ce faire, les éléments suivants, qui, à notre avis, influeraient par ailleurs sur la comparabilité de nosrésultats d’exploitation d’une période à l’autre, sont exclus du bénéfice net : les gains à la vente de Sheerness, des parts de société encommandite de TA Énergie, l’installation de cogénération de Meridian, les charges liées à la fermeture de la mine, y compris les dépréciations destocks et les imputations pour dépréciation d’actifs, les décisions réglementaires des périodes antérieures et le bénéfice tiré des activitésabandonnées, déduction faite des impôts et taxes.
Le rapprochement du bénéfice présenté aux fins de comparaison d’une période à l’autre et du bénéfice net figure ci-dessous :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Bénéfice aux fins de comparaison 233,8 $ 161,3 $ 127,1 $Dépréciation des turbines, déduction faite des impôts et taxes (6,2) – –Modification du taux d’imposition lié aux périodes antérieures 55,3 – –Dépréciation de la centrale au gaz de Centralia, déduction faite des impôts et taxes (84,4) – –Dépréciation de la centrale au charbon de Centralia, déduction faite des impôts et taxes (153,6) – –Décision réglementaire d’une période antérieure, déduction faite des impôts et taxes – – (14,9)Règlement fiscal néo-zélandais – – 6,8Gain à la vente de l’installation de cogénération de Meridian, déduction faite des impôts et taxes – – 11,5Gain à la vente des parts de société en commandite de TransAlta Énergie, déduction faite des impôts et taxes – – 29,1Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes – 12,0 9,6Règlement fiscal sur les débiteurs reportés – 13,0 –
Bénéfice net 44,9 $ 186,3 $ 169,2 $
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation pendant la période 200,8 196,8 192,7
Résultat par action aux fins de comparaison 1,16 $ 0,82 $ 0,66 $
Les flux de trésorerie disponibles visent à présenter les montants en espèces dont nous disposons pour les dépenses en immobilisations decroissance, le remboursement de la dette avec recours ou le rachat d’actions ordinaires.
Le calcul du rapprochement des flux de trésorerie d’exploitation et des flux de trésorerie disponibles est présenté ci-dessous :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Flux de trésorerie d’exploitation 489,6 $ 619,8 $ 591,2 $Ajouter (soustraire) :
Dépenses en immobilisations de maintien (206,7) (286,5) (203,7)Dividendes sur actions ordinaires (121,0) (79,6) (134,3)Distribution aux actionnaires sans contrôle des filiales (74,4) (77,5) (48,4)Remboursement de la dette sans recours (51,3) (36,1) (29,5)Calendrier des paiements prévus par contrats 185,0 – –Flux de trésorerie provenant des placements dans les sociétés satellites (4,0) 19,6 (5,2)
Flux de trésorerie disponibles 217,2 $ 159,7 $ 170,1 $
> PRINCIPALES INFORMATIONS FINANCIÈRES TRIMESTRIELLES
Trimestres de 2006 Premier Deuxième Troisième Quatrième
Produits 733,7 $ 599,0 $ 684,0 $ 779,8 $Bénéfice (perte) tiré(e) des activités poursuivies 69,2 86,4 35,3 (146,0)Bénéfice net (perte nette) 69,2 86,4 35,3 (146,0)Résultat de base par action ordinaire :
Activités poursuivies 0,35 0,43 0,18 (0,72)Bénéfice net (perte nette) 0,35 0,43 0,18 (0,72)
Résultat dilué par action ordinaire :Activités poursuivies 0,35 0,43 0,18 (0,72)Bénéfice net (perte nette) 0,35 0,43 0,18 (0,72)
Trimestres de 2005(retraité, note 1) Premier Deuxième Troisième Quatrième
Produits 684,3 $ 621,2 $ 722,9 $ 810,1 $Bénéfice tiré des activités poursuivies 49,4 25,8 51,2 59,9Bénéfice net 49,4 25,8 51,2 59,9Résultat de base par action ordinaire :
Activités poursuivies 0,25 0,13 0,26 0,24Bénéfice net 0,25 0,13 0,26 0,30
Résultat dilué par action ordinaire :Activités poursuivies 0,25 0,13 0,26 0,24Bénéfice net 0,25 0,13 0,26 0,30
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200662
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NNos résultats sont en partie à caractère saisonnier en raison de la nature du marché de l’électricité et des coûts connexes liés au combustible.Les coûts d’entretien sont généralement plus élevés au cours des deuxième et troisième trimestres, période durant laquelle les prix de l’électricitésont censés être inférieurs étant donné qu’ils augmentent habituellement durant les mois d’hiver sur le marché canadien. Les marges sontégalement touchées de manière générale durant le deuxième trimestre, en raison de l’augmentation de la production hydraulique provenant del’écoulement printanier et des précipitations dans les marchés canadiens et américains. Nos résultats reflètent l’achèvement, l’acquisition et lacession de centrales et d’installations au cours de 2004, 2005 et 2006, comme il est décrit précédemment dans le présent rapport de gestion.
> ATTESTATION
Le président et chef de la direction et le vice-président à la direction et chef des finances de TransAlta ont déposé auprès de la Securities andExchange Commission (SEC) des attestations sur la qualité de l’information présentée par TransAlta dans les rapports de l’exercice 2006 déposésauprès de la SEC.
Au 31 décembre 2006, notre direction, conjointement avec notre président et chef de la direction et notre vice-président à la direction et chef desfinances, ont évalué l’efficacité de la conception et du fonctionnement des contrôles et procédures de communication de l’information financière.En se fondant sur cette évaluation, notre président et chef de la direction et notre vice-président à la direction et chef des finances en ont concluque nos contrôles et procédures de communication de l’information sont efficaces.
Il n’y a pas eu de changements dans nos contrôles internes de l’information financière au cours de l’exercice ayant eu une incidence importanteou pouvant vraisemblablement avoir une incidence importante sur les contrôles internes à l’égard de l’information financière de TransAlta.
> ÉNONCÉS PROSPECTIFS
Le présent rapport de gestion contient des énoncés prospectifs, notamment des énoncés concernant les activités et le rendement financierattendu de TransAlta. Dans certains cas, les énoncés prospectifs sont indiqués par des termes tels que «peut», «fera», «croit», «s’attend à»,«éventuel», «permet», «continue» et d’autres expressions similaires. Ces déclarations ne sont pas des garanties du rendement futur de TransAltaet sont assujetties à des risques, à des incertitudes et à d’autres facteurs importants qui peuvent amener les résultats réels à différer de manièreimportante des résultats envisagés. Certains des risques, incertitudes et facteurs comprennent les éléments suivants, bien qu’ils n’y soient paslimités : les modifications des lois et règlements pouvant influer sur les produits, les charges, la rapidité et le degré de la concurrence sur le marché,les activités sur les marchés financiers mondiaux, la date et l’ampleur des variations des cours des matières premières, les taux d’intérêt en vigueur,les taux de change, les niveaux d’inflation et la conjoncture économique générale dans les secteurs géographiques où TransAlta exerce sesactivités, les résultats des efforts de financement, les variations du risque de contrepartie et l’incidence des normes comptables publiées par lesorganismes de normalisation canadiens et américains. Étant donné ces incertitudes, le lecteur ne doit pas se fier exagérément à ces énoncésprospectifs. Pour de plus amples informations, se reporter à la rubrique «Facteurs de risque et gestion des risques» du présent rapport de gestion.
TransAlta mesure la capacité comme étant la capacité maximale nette (voir le glossaire pour la définition de cette expression et d’autres termes clés),conformément aux normes du secteur. Sauf indication contraire, les données sur la capacité représentent la capacité détenue et en exploitation.
RAPPORT DE GESTION 63
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200664
RAPPORT DE LA DIRECTION
Aux actionnaires de TransAlta Corporation
Les états financiers consolidés et les autres informations financières figurant dans le présent rapport annuel ont été préparés par la direction. Ilincombe à la direction de s’assurer que la préparation de ces informations est fondée sur des jugements sûrs, des méthodes et principescomptables pertinents et des estimations raisonnables. La direction s’assure en outre de la cohérence de toutes les informations présentées.
La direction est aussi responsable de l’établissement et du maintien de contrôles et de procédures internes régissant la présentation de l’informationfinancière. Le processus de contrôle interne comprend un service de vérification interne et une politique définie de conduite des affaires quis’applique à tous les employés. De plus, l’entreprise a adopté un code d’éthique visant l’ensemble des employés, signé tous les ans. Le coded’éthique peut être consulté sur le site Web de TransAlta (www.transalta.com). La direction estime que le processus de contrôle interne, lesprocédés d’examen et les conventions établies procurent une assurance raisonnable quant à la fiabilité et à la pertinence des états financiers. Ladirection estime en outre que TransAlta est exploitée conformément à la loi et à des normes strictes de conduite des affaires.
Chaque exercice, nous documentons la conception et l’efficacité du fonctionnement du contrôle interne à l’égard de la présentation de l’informationfinancière à des fins de diffusion. Les résultats de ces efforts ont fait l’objet d’une vérification effectuée par les vérificateurs nommés par lesactionnaires. À la fin de l’exercice, nous avons déclaré que le contrôle interne à l’égard de l’information financière est efficace. Conformément àl’article 302 de la loi américaine intitulée Sarbanes-Oxley Act of 2002, le chef de la direction et le chef de la direction des finances de TransAltafourniront à la Securities and Exchange Commission une certification portant sur le document annuel de présentation de l’information financièrede TransAlta aux États-Unis (formulaire 40-F). La même certification sera fournie aux autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le conseil d’administration doit s’assurer que la direction s’acquitte de ses responsabilités en matière de présentation de l’information financièreet de contrôle interne, principalement par l’entremise de son comité de vérification et de l’environnement. Le comité, qui est entièrement composéd’administrateurs ne faisant pas partie de la direction, examine les états financiers et le rapport annuel et en recommande l’approbation au conseild’administration. Le comité se réunit avec la direction, les vérificateurs internes et les vérificateurs externes pour s’entretenir des contrôles internesainsi que de questions de vérification et de présentation de l’information financière. Les vérificateurs internes et externes ont librement et pleinementaccès au comité de vérification et de l’environnement. De plus, le comité recommande un cabinet d’experts-comptables dont la nomination doit êtreentérinée par les actionnaires.
STEPHEN G. SNYDER BRIAN BURDEN
Président et chef de la direction Vice-président à la direction et chef de la direction des financesLe 27 février 2007
R A P P O R T S
RAPPORTS PORTANT SUR LES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 65
RAPPORT ANNUEL DE LA DIRECTION SUR LE CONTRÔLE INTERNE À L’ÉGARD DE L’INFORMATION FINANCIÈRE
Aux actionnaires de TransAlta Corporation
Le rapport suivant est établi par la direction à l’égard du contrôle interne à l’égard de l’information financière de TransAlta Corporation selon lesrègles 13a-15f et 15d-15f de la loi américaine intitulée Securities Exchange Act of 1934.
La direction de TransAlta est responsable de l’établissement et du maintien d’un processus de contrôle interne pertinent à l’égard de l’informationfinancière de la société.
La direction s’est appuyée sur le cadre de travail défini par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway (COSO) pourévaluer l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de TransAlta Corporation. La direction estime que le cadre de travail duCOSO convient à son évaluation du contrôle interne à l’égard de l’information financière de TransAlta Corporation, car il est objectif, permet desmesures qualitatives et quantitatives raisonnablement cohérentes des contrôles internes, est suffisamment complet pour ne pas exclure les facteursqui pourraient avoir une incidence sur l’évaluation de l’efficacité de ces contrôles internes et s’applique de façon appropriée à une telle évaluation.
En raison de leurs limites inhérentes, les contrôles internes ne peuvent fournir une assurance absolue que les objectifs de la présentation del’information financière sont atteints. Les contrôles internes à l’égard de l’information financière reposent sur un processus lié à la prudence et àla conformité des personnes et, par conséquent, peuvent entraîner des erreurs de jugement ou des défaillances. En outre, les contrôles internesà l’égard de l’information financière peuvent être contournés par une collusion ou par une dérogation du contrôle non autorisée. En raison de leurslimites inhérentes, les contrôles internes peuvent ne pas prévenir ou détecter des inexactitudes importantes en temps utile. Cependant, ces limitesinhérentes font partie intégrante du processus de présentation de l’information financière et il est possible de les intégrer dans les dispositifs deprotection afin de réduire, sinon d’éliminer, ce risque.
Les états financiers consolidés de TransAlta Corporation comprennent les comptes des coentreprises de Sheerness, de CE Generation et deGenesee 3 suivant la méthode de la consolidation proportionnelle selon les PCGR du Canada. La direction n’a pas la capacité contractuelled’évaluer les contrôles internes au sein des coentreprises, mais elle peut évaluer la réalité des principales opérations financières et commercialesdes coentreprises au moyen des accords commerciaux, de la représentation des conseils d’administration au sein des coentreprises et desinteractions quotidiennes avec la société. Une fois l’information financière obtenue de la part des coentreprises, l’information financière relève descontrôles internes de TransAlta Corporation. La conclusion de la direction à l’égard de l’efficacité du contrôle interne ne s’étend pas aux contrôlesinternes au niveau opérationnel des coentreprises. Les états financiers consolidés de 2006 de TransAlta Corporation incluent, à l’égard de cescoentreprises, un actif total de 1 749,5 millions de dollars et des actifs nets de 839,8 millions de dollars au 31 décembre 2006, de même que desproduits de 498,7 millions de dollars et des bénéfices d’exploitation de 96,6 millions de dollars pour l’exercice terminé à cette date.
La direction a évalué l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de TransAlta Corporation au 31 décembre 2006 et a concluqu’il était satisfaisant. Aucune faiblesse importante n’a été relevée par la direction à ce titre.
Ernst and Young s.r.l./S.E.N.C.R.L., qui a vérifié les états financiers consolidés de TransAlta Corporation pour l’exercice terminé le 31 décembre2006, a également publié un rapport sur l’évaluation par la direction du contrôle interne à l’égard de l’information financière dans le cadre de la normede vérification n°2 du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). Ce rapport se trouve à la page 67 du présent rapport annuel.
STEPHEN G. SNYDER BRIAN BURDEN
Président et chef de la direction Vice-président à la direction et chef de la direction des financesLe 27 février 2007
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TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200666
Aux actionnaires de TransAlta Corporation
Nous avons procédé à la vérification de l’assertion de la direction, incluse à la page 65 de ce rapport annuel, que TransAlta Corporation maintenaitdes contrôles internes efficaces à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2006, selon les critères établis dans le document intituléInternal Control – Integrated Framework, publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway (les critères COSO).La responsabilité du maintien de contrôles internes efficaces à l’égard de l’information financière et de l’assertion de l’efficacité de ces contrôlesincombe à la direction de TransAlta Corporation. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur l’assertion de la direction et sur l’efficacitédu processus de contrôle interne de la société à l’égard de l’information financière en nous fondant sur notre vérification.
Notre vérification a été effectuée conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes exigentque la vérification soit planifiée et exécutée de manière à fournir une assurance raisonnable quant au maintien de contrôles internes efficaces enmatière de présentation de l’information financière, à tous les égards importants. Notre vérification a consisté à comprendre les contrôles internesà l’égard de la présentation de l’information financière, à examiner l’assertion de la direction, à contrôler et à évaluer le processus de contrôleinterne et l’efficacité de son fonctionnement, et à mettre en œuvre d’autres procédés d’examen que nous avons jugé nécessaires dans lescirconstances. Nous considérons que notre vérification constitue un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion.
Les contrôles internes d’une société à l’égard de l’information financière reposent sur un processus conçu pour procurer une assuranceraisonnable quant à la fiabilité de la présentation de cette information financière et à la préparation des états financiers à des fins de diffusion selonles principes comptables généralement reconnus. Les contrôles internes d’une société à l’égard de l’information financière incluent les politiqueset les procédés qui 1) se rapportent au maintien de registres raisonnablement détaillés, reflétant avec précision les opérations et les cessions liéesaux actifs de la société, et en donnent une image fidèle, 2) procurent une assurance raisonnable que les opérations sont dûment comptabiliséespour permettre la préparation des états financiers selon les principes comptables généralement reconnus, et que les recouvrements et dépensesde la société sont effectués conformément aux autorisations de la direction et des administrateurs et 3) procurent une assurance raisonnable quantà la prévention ou la détection en temps utile d’acquisitions, d’utilisations ou de cessions non autorisées des actifs de la société susceptiblesd’avoir une incidence importante sur les états financiers.
En raison de leurs limites inhérentes, les contrôles internes à l’égard de l’information financière peuvent ne pas prévenir ou détecter desinexactitudes. En outre, les prévisions portant sur toute évaluation de l’efficacité se rapportant aux périodes futures sont assujetties au risque queles contrôles peuvent devenir insuffisants en raison de modifications de conjoncture, ou que le degré de conformité avec les politiques ou lesprocédés peut diminuer.
Comme mentionné dans le rapport annuel de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière, l’assertion et les conclusionsde la direction sur l’efficacité du contrôle interne en matière de présentation de l’information financière n’incluent pas les contrôles internes descoentreprises de CE Generation, de Sheerness ou de Genesee 3, figurant dans les états financiers consolidés de 2006 de TransAlta Corporation,soit un actif total de 1 749,5 millions de dollars et des actifs nets de 839,8 millions de dollars au 31 décembre 2006, et des produits de498,7 millions de dollars et des bénéfices d’exploitation de 96,6 millions de dollars pour l’exercice terminé à cette date. La direction n’a pas évaluél’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière au sein des coentreprises, car TransAlta Corporation ne peut imposer ou modifierles contrôles des coentreprises et ne dispose pas de procédé pour évaluer ces contrôles. Notre vérification du contrôle interne à l’égard del’information financière de TransAlta Corporation n’inclut pas une évaluation des contrôles internes à l’égard de l’information financière de cescoentreprises.
À notre avis, l’assertion de la direction à l’effet que TransAlta Corporation maintenait des contrôles internes efficaces à l’égard de l’informationfinancière au 31 décembre 2006 constitue une évaluation fidèle, à tous les égards importants, selon les critères COSO. À notre avis, également,TransAlta Corporation maintenait, à tous les égards importants, des contrôles internes efficaces à l’égard de l’information financière au31 décembre 2006, selon les critères COSO.
Nous avons également vérifié, conformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada et aux normes du Public CompanyAccounting Oversight Board (États-Unis), les bilans consolidés de TransAlta Corporation aux 31 décembre 2006 et 2005 et les états consolidésdes résultats et des bénéfices non répartis et des flux de trésorerie de chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le31 décembre 2006, et nous avons exprimé une opinion sans réserve à cet égard dans notre rapport du 27 février 2007.
ERNST & YOUNG S.R.L./S.E.N.C.R.L.Comptables agréés
Calgary, CanadaLe 27 février 2007
RAPPORT DES VÉRIFICATEURS INDÉPENDANTS SUR LES CONTRÔLES INTERNES SELON LES NORMES DU PUBLIC COMPANY ACCOUNTING OVERSIGHT BOARD (ÉTATS-UNIS)
Aux actionnaires de TransAlta Corporation
Nous avons vérifié les bilans consolidés de TransAlta Corporation aux 31 décembre 2006 et 2005 et les états consolidés des résultats et desbénéfices non répartis et des flux de trésorerie de chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le 31 décembre 2006. Laresponsabilité de ces états financiers incombe à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur ces étatsfinanciers en nous fondant sur nos vérifications.
Nos vérifications ont été effectuées conformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada et aux normes du PublicCompany Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes exigent que la vérification soit planifiée et exécutée de manière à fournirl’assurance raisonnable que les états financiers sont exempts d’inexactitudes importantes. La vérification comprend le contrôle par sondages deséléments probants à l’appui des montants et des autres éléments d’information fournis dans les états financiers. Elle comprend égalementl’évaluation des principes comptables suivis et des estimations importantes faites par la direction, ainsi qu’une appréciation de la présentationd’ensemble des états financiers. Nous estimons que nos vérifications constituent une base raisonnable à l’expression de notre opinion.
À notre avis, ces états financiers consolidés donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière de la société aux31 décembre 2006 et 2005 ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans lapériode de trois ans terminée le 31 décembre 2006 conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada.
Comme il est mentionné à la note 1 R) afférente aux états financiers consolidés, en 2006, la société a modifié sa méthode de comptabilisation desfrais de découverture engagés au cours de la phase de production d’une mine, de la rémunération à base d’actions à l’intention des salariésadmissibles à la retraite avant la période d’acquisition des droits et des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimescomplémentaires de retraite.
Nous avons également vérifié, selon les normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis), l’efficacité du contrôle interne de lasociété à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2006, selon le cadre établi dans le document intitulé Internal Control – IntegratedFramework publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway et notre rapport daté du 27 février 2007 exprimeune opinion sans réserve à cet égard.
ERNST & YOUNG S.R.L./S.E.N.C.R.L.Comptables agréés
Calgary, CanadaLe 27 février 2007
RAPPORTS PORTANT SUR LES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 67
RAPPORT DES VÉRIFICATEURS INDÉPENDANTS SUR LES ÉTATS FINANCIERS
RA
PP
OR
TS
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200668
ÉTATS
ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS ET DES BÉNÉFICES NON RÉPARTIS
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) (retraité, note 1) (retraité, note 1)Produits 2 796,5 $ 2 838,5 $ 2 586,2 $Achats négociés (118,9) (174,1) (197,7)Combustible et achats d’électricité (note 2) (1 186,2) (1 222,4) (1 035,2)
Marge brute 1 491,4 1 442,0 1 353,3
Exploitation, entretien et administration 581,3 596,0 547,5Amortissement 410,3 367,9 357,5Impôts et taxes autres que les impôts sur les bénéfices 21,3 21,3 20,5
Charges d’exploitation 1 012,9 985,2 925,5
Charges liées à la fermeture de la mine (note 2) 191,9 – –Imputations pour dépréciation d’actifs (note 3) 130,0 36,2 –Gain à la vente de la centrale de cogénération de Meridian (note 20) – – (17,7)Gain à la vente des parts de société en commandite de TransAlta Énergie (note 20) – – (44,8)Décision réglementaire d’une période antérieure (note 4) – – 22,9
Bénéfice d’exploitation 156,6 420,6 467,4
Gain (perte) de change (0,5) 1,3 0,7Intérêts débiteurs, montant net (note 16) (168,5) (188,6) (207,4)Quote-part des résultats de sociétés satellites (17,0) (0,9) (8,5)
(Perte) bénéfice avant les participations sans contrôle et les impôts sur les bénéfices (29,4) 232,4 252,2Participations sans contrôle (notes 3 et 18) 51,5 18,5 46,0
(Perte) bénéfice avant impôts sur les bénéfices (80,9) 213,9 206,2Charge (recouvrement) d’impôts (note 7) (125,8) 39,6 46,6
Bénéfice tiré des activités poursuivies 44,9 174,3 159,6Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes (note 5) – 12,0 9,6
Bénéfice net 44,9 186,3 169,2Dividendes sur actions ordinaires (201,0) (196,9) (192,7)Rajustement découlant de l’offre publique de rachat dans le cours normal des affaires (note 19) – – (1,1)Bénéfices non répartisSolde d’ouverture 866,1 876,7 901,3
Solde de fermeture 710,0 $ 866,1 $ 876,7 $
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation durant la période 200,8 96,8 192,7
Résultat de base et dilué par action (note 19)Bénéfice net tiré des activités poursuivies 0,22 $ 0,88 $ 0,83 $Bénéfice tiré des activités abandonnées – 0,06 0,05
Bénéfice net 0,22 $ 0,94 $ 0,88 $
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés.
ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 69
BILANS CONSOLIDÉS
Aux 31 décembre 2006 2005
(en millions de dollars canadiens) (retraité, note 1)
ACTIFActif à court termeTrésorerie et équivalents de trésorerie 65,6 $ 79,3 $Débiteurs (note 21) 618,3 593,4Charges payées d’avance 9,1 9,8Actifs de gestion du risque de prix (note 6) 61,0 63,8Actifs d’impôts futurs (note 7) 25,8 26,6Impôts sur les bénéfices à recevoir 47,6 48,8Stocks 53,0 23,1Tranche à court terme des autres actifs (note 14) 16,6 10,9
897,0 855,7
Liquidités soumises à des restrictions (note 8) 347,8 6,3Placements (note 9) 154,5 414,3Créances à long terme (note 10) 32,2 –Immobilisations corporelles (note 11)Coût 8 588,0 8 572,9Amortissement cumulé (3 546,1) (3 021,4)
5 041,9 5 551,5Actifs destinés à être vendus, montant net (note 12) 109,8 –Écart d’acquisition 137,5 137,6Actifs incorporels (note 13) 292,1 343,7Actifs d’impôts futurs (note 7) 294,0 170,1Actifs de gestion du risque de prix (note 6) 21,9 13,8Autres actifs (note 14) 131,4 200,1
Total de l’actif 7 460,1 $ 7 693,1 $
PASSIF ET CAPITAUX PROPRESPassif à court termeDette à court terme (note 15) 361,9 $ 13,1 $Créditeurs et charges à payer 441,9 590,3Passifs de gestion du risque de prix (note 6) 30,3 58,3Impôts sur les bénéfices exigibles 22,3 13,8Passifs d’impôts futurs (note 7) 19,9 18,2Dividendes à payer 51,5 50,5Crédits reportés et autres passifs à court terme (note 17) 50,6 33,8Tranche de la dette à long terme échéant à moins d’un an, avec recours (note 16) 205,0 354,2Tranche de la dette à long terme échéant à moins d’un an, sans recours (note 16) 44,7 42,2Titres privilégiés (note 16) 175,0 –
1 403,1 1 174,4
Dette à long terme, avec recours (note 16) 1681,5 1 887,0Dette à long terme, sans recours (note 16) 289,6 321,6Titres privilégiés (note 16) – 175,0Crédits reportés et autres passifs à long terme (note 17) 423,4 332,1Passifs d’impôts futurs (note 7) 698,6 738,8Passifs de gestion du risque de prix (note 6) 1,0 8,6Participations sans contrôle (note 18) 535,0 558,6Capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinairesActions ordinaires (note 19) 1 782,4 1 697,9Bénéfices non répartis 710,0 866,1Écart de conversion (64,5) (67,0)
2 427,9 2 497,0
Total du passif et des capitaux propres 7 460,1 $ 7 693,1 $
Éventualités (notes 21 et 22)
Engagements (notes 22 et 23)
Au nom du conseil d’administration,
DONNA SOBLE KAUFMAN WILLIAM D. ANDERSONAdministratrice Administrateur
Voir les notes afférentes aux états financiers.
ÉTA
TS
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200670
ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(en millions de dollars canadiens) (retraité, note 1) (retraité, note 1)Activités d’exploitationBénéfice net 44,9 $ 186,3$ 169,2 $Amortissement (note 24) 437,8 400,9 390,1Décision réglementaire d’une période antérieure (note 4) – – 22,9Participations sans contrôle (notes 3 et 18) 51,5 18,5 46,0Désactualisation de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations (note 17) 21,5 19,3 19,3Impôts futurs (note 7) (163,7) 5,6 17,8Coûts des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations réglés (note 17) (29,2) (29,4) (19,7)(Gains) pertes latent(e)s découlant des activités de gestion du risque (32,2) 4,9 (9,7)Perte (gain) de change 0,5 (1,3) (0,7)Charges liées à la fermeture de la mine (note 2) 191,9 – –Imputations pour dépréciation d’actifs (note 3) 130,0 36,2 –Gain à la vente des parts de société en commandite de TransAlta Énergie (note 20) – – (44,8)Gain à la vente d’actifs – – (24,7)Quote-part des résultats de sociétés satellites 17,0 0,9 8,5Autres éléments hors trésorerie 8,8 (3,0) –
678,8 638,9 574,2Variation des soldes hors caisse du fonds de roulement liés à l’exploitation (189,2) (19,1) 17,0
Flux de trésorerie d’exploitation 489,6 619,8 591,2
Activités d’investissementAcquisitions d’immobilisations corporelles (223,7) (325,9) (345,7)Produit de la vente d’immobilisations corporelles (note 12) 29,4 1,6 43,2Placements en actions 226,4 (9,3) (10,1)Créances à long terme – – 90,8Liquidités soumises à des restrictions (note 8) (333,1) 2,3 1,1Produit de la vente des parts de société en commandite de TransAlta Énergie (note 20) – – 116,5Acquisitions (note 20) (1,2) – –Gains de change réalisés sur couvertures de placements, montant net (note 6) 53,9 89,8 47,8Produit de la vente de placements à long terme 3,0 – –Frais reportés et frais divers (16,0) (1,0) (1,0)
Flux de trésorerie d’investissement (261,3) (242,5) (57,4)
Activités de financementAugmentation (remboursement) de la dette à court terme 348,1 (23,6) (85,4)Remboursement de la dette à long terme (396,7) (139,3) (284,7)Dividendes sur actions ordinaires (133,9) (99,2) (135,4)Émission de titres de créance à long terme – 200,0 2,7Rachat de titres privilégiés – (300,0) –Produit net de l’émission d’actions ordinaires 12,9 19,6 1,1Distributions aux actionnaires sans contrôle de filiales (74,4) (77,5) (48,4)Frais de financement reportés et frais divers – – (1,2)Réduction de l’avance à TransAlta Énergie (note 20) 0,8 23,7 2,0
Flux de trésorerie de financement (243,2) (396,3) (549,3)
Flux de trésorerie d’exploitation, d’investissement et de financement (14,9) (19,0) (15,5)Incidence de la conversion des espèces en monnaie étrangère 1,2 (2,9) (7,1)
(Diminution) augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (13,7) (21,9) (22,6)Trésorerie et équivalents de trésorerie au début de l’exercice 79,3 101,2 123,8
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de l’exercice 65,6 $ 79,3 $ 101,2 $
Impôts au comptant payés 35,6 $ 14,7 $ 4,6 $Intérêts au comptant payés 181,2 $ 183,7 $ 218,2 $
Voir les notes afférentes aux états financiers.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 71
NO
TESNOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
(Les montants des tableaux sont en millions de dollars canadiens, à moins d’indication contraire.)
1. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES
A. ConsolidationLes présents états financiers consolidés ont été préparés par la direction selon les principes comptables généralement reconnus du Canada(PCGR du Canada). Ces principes comptables diffèrent à certains égards des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (PCGRdes États-Unis). Les principales différences sont présentées à la note 30.
Les états financiers consolidés comprennent les comptes de TransAlta Corporation (TransAlta ou la société) et de toutes ses filiales ainsi que laquote-part des comptes des coentreprises et des sociétés sous contrôle conjoint.
B. Utilisation d’estimations et incertitude relative à la mesureLa préparation des états financiers selon les PCGR exige de la direction qu’elle fasse des estimations et formule des hypothèses qui ont uneincidence sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation d’information relative aux actifs et aux passifs éventuels à la datedes états financiers ainsi que sur les montants des produits et des charges de l’exercice. Les résultats réels pourraient différer de ces estimationsen raison de facteurs comme les variations des taux d’intérêt, des taux de change, des taux d’inflation et des prix des produits de base, deschangements dans la conjoncture économique et des modifications apportées aux lois et aux règlements (notes 6, 13, 22 et 26).
C. Constatation des produitsLes produits de la société sont essentiellement tirés de la vente d’énergie physique et des activités de commercialisation et de négociation del’énergie. Les produits découlant de contrats de vente d’électricité et d’énergie thermique à long terme comprennent généralement au moins l’undes éléments suivants : des paiements fixes liés à la capacité disponible, des paiements d’énergie pour la production d’électricité, des paiementsincitatifs ou des pénalités selon le dépassement ou la non-réalisation des objectifs de disponibilité, des paiements relatifs à l’énergie excédentairequi sont fondés sur la production d’électricité dépassant la capacité convenue et des services accessoires. Ces paiements sont constatés à la sortie,à la livraison ou à l’atteinte des objectifs précis, tous énoncés dans les modalités de l’entente. Les produits découlant de la capacité non prévue aucontrat se composent de paiements d’énergie pour chaque mégawattheure (MWh) produit, aux prix du marché, et sont constatés à la livraison.
Les instruments dérivés utilisés dans les activités de négociation comprennent des swaps prévoyant la livraison et les swaps financiers, des contratsde vente à terme de gré à gré, des contrats à terme normalisés et des options, qui sont utilisés pour réaliser des produits de négociation et acquérirdes renseignements sur le marché. Ces instruments dérivés sont comptabilisés à la juste valeur. Les instruments dérivés, autres que les contratsprévoyant la livraison en temps réel, sont présentés à leur juste valeur nette dans les états des résultats. Les contrats prévoyant la livraison entemps réel respectent la définition d’un contrat dérivé détenu aux fins de livraison et, par conséquent, les gains et les pertes réalisés sont inscritsà leur montant brut dans les états des résultats consolidés. La constatation initiale de la juste valeur et les changements subséquents ont uneincidence sur les bénéfices présentés pendant la période où se produit un changement. Les justes valeurs des instruments en cours à la date dubilan représentent les gains ou les pertes latents, et sont présentées aux bilans à titre d’actifs et de passifs de gestion du risque de prix. Les contratsde négociation non dérivés sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice.
La plupart des instruments dérivés de la société sont cotés sur des marchés actifs ou hors Bourse par les courtiers. Cependant, certains instrumentsdérivés ne sont pas négociés sur des marchés actifs ou les contrats se prolongent au-delà de la période pour laquelle les cours du marché sontdisponibles, ce qui nécessite l’utilisation de techniques d’évaluation internes ou de modèles (coûts établis selon les modèles).
D. Activités abandonnéesLes résultats des activités abandonnées sont présentés, déduction faite des impôts et taxes, comme une composante distincte dans les états desrésultats consolidés. Les intérêts débiteurs, les coûts indirects spécifiques du siège social et les impôts sur les bénéfices sont attribués aux activitésabandonnées. Aucun coût indirect général du siège social n’est attribué aux activités abandonnées.
E. StocksLe solde des stocks de la société est constitué du combustible qui est évalué selon le moins élevé du coût ou de la valeur marchande, définie commela valeur de remplacement nette. Le coût des stocks est calculé à l’aide de la méthode de la moyenne mobile. La méthode d’établissement ducoût de revient utilisée est la méthode de coûts variables, qui est définie comme la somme de toutes les dépenses et charges applicables qui sontdirectement ou indirectement engagées pour assurer que les stocks parviennent à leur état et lieu existants.
F. Immobilisations corporellesL’investissement de la société dans les immobilisations corporelles est présenté au coût initial au moment de la construction, de l’achat ou del’acquisition. Les coûts initiaux comprennent, par exemple, les matériaux, la main-d’œuvre, l’intérêt et d’autres coûts adéquatement répartis. Dansle cas des coûts servant à une nouvelle construction, la totalité du montant est capitalisée à titre d’immobilisations corporelles aux bilans consolidéset peut être amortie au démarrage des activités commerciales. Les coûts d’entretien courant et de réparation, comme les inspections etl’élimination de la corrosion, et les frais de remplacement des pièces mineures sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. Certainesdépenses liées à des composantes devant être engagées lors d’entretiens importants sont capitalisées et amorties sur la période où l’on prévoitbénéficier de telles dépenses. Une composante est une partie corporelle de l’actif isolable en tant qu’actif, qui peut être amortie sur sa propredurée de vie utile et qui devrait procurer des avantages pour plus d’un an.
La durée de vie utile des immobilisations corporelles est estimée d’après les faits et l’expérience, compte tenu des ententes et des contrats devente à long terme en cours, de la demande courante et prévue et de la désuétude technologique possible. La durée de vie utile sert à évaluer letaux d’amortissement des immobilisations corporelles. Ces estimations peuvent changer dans l’avenir, compte tenu de nouveaux renseignementsou de renseignements additionnels. L’amortissement est établi au moyen de la méthode linéaire et de la méthode proportionnelle au rendement.Les droits relatifs aux mines de charbon sont amortis selon la méthode proportionnelle au rendement, d’après les réserves minières estimatives.
TransAlta capitalise l’intérêt sur les fonds investis dans des projets en construction. Au démarrage des activités, les intérêts capitalisés sont amortissur la durée de vie utile estimative de la centrale en tant que partie du coût total de celle-ci.
Chaque année, et en présence de signes de perte de valeur, TransAlta établit si la valeur comptable nette des immobilisations corporelles estrecouvrable à partir des flux de trésorerie futurs non actualisés. Un rendement très faible par rapport aux résultats d’exploitation futurs projetés oupassés, des changements importants dans l’utilisation des actifs, la stratégie d’affaires globale de la société et des tendances sectorielles ouéconomiques négatives importantes sont quelques-uns des facteurs qui pourraient suggérer une baisse de valeur. Dans certains cas, ces événe-ments sont manifestes. Cependant, dans bien des cas, il n’existe pas d’événement isolable indiquant une baisse de valeur possible, mais plutôtune série d’événements sans conséquence s’ils sont pris isolément. Cette baisse de valeur est d’autant plus difficile à déceler quand TransAltan’est pas l’opérateur des installations. Des événements peuvent alors passer inaperçus pendant un certain temps après avoir eu lieu.
Les activités, le marché et l’environnement d’affaires de la société font l’objet d’un suivi constant, et des jugements et des évaluations sont formuléspour déterminer s’il s’est produit un événement suggérant une baisse de valeur possible. Le cas échéant, une estimation est faite des flux detrésorerie futurs non actualisés des immobilisations corporelles. Si le total des flux de trésorerie futurs non actualisés, frais de financement noncompris, sauf pour les centrales qui ont une dette propre qui leur est exclusivement imputée, est moindre que la valeur comptable des immobili-sations corporelles, une perte de valeur doit être constatée dans les états financiers. Le montant de la dépréciation à comptabiliser est calculé ensoustrayant la juste valeur de l’actif de sa valeur comptable. La juste valeur correspond au montant auquel un élément peut être acquis ou cédédans le cadre d’une opération actuelle entre des parties consentantes et est habituellement estimée en calculant la valeur actualisée des flux detrésorerie futurs prévus liés à l’actif.
Au cours du test de dépréciation annuel des actifs de production, les variations prévues par la société dans les taux d’acheminement sur le marchéet les valeurs de négociation ainsi que leur incidence sur la rentabilité de la centrale ont entraîné une imputation pour dépréciation avant impôtsde 130 millions de dollars pour diminuer la valeur comptable de la centrale au gaz de Centralia à sa juste valeur (note 3).
Le 27 novembre 2006, TransAlta a mis fin à l’exploitation de la mine au charbon de Centralia en raison de la croissance des coûts et d’événementsgéologiques défavorables. Tout le matériel minier a été déprécié à la valeur comptable nette ou à la valeur du produit réalisé prévu (note 2), si elleétait inférieure.
G. Écart d’acquisitionL’écart d’acquisition correspond au coût d’une acquisition moins la juste valeur de l’actif net de l’entreprise acquise. L’écart d’acquisition et certainsactifs incorporels ne sont pas amortis mais doivent plutôt faire l’objet d’un test de dépréciation au moins chaque année, ou plus souvent si uneanalyse des événements ou de la situation indique qu’il puisse y avoir eu une baisse de valeur. Un changement important de la situation financièrede l’unité d’exploitation à laquelle se rapporte l’écart d’acquisition ou des tendances sectorielles ou économiques négatives importantes sont desindices possibles. Le test de dépréciation consiste à comparer la juste valeur des unités d’exploitation auxquelles se rapporte l’écart d’acquisitionaux valeurs comptables de ces unités. La société a déterminé que la juste valeur des unités d’exploitation, fondée sur les flux de trésorerie historiqueset les flux de trésorerie futurs estimatifs, dépassait leur valeur comptable. Aucune perte de valeur de l’écart d’acquisition n’a été constatée aux31 décembre 2006 ou 2005.
H. Actifs incorporelsLes actifs incorporels se composent de contrats de vente d’électricité, à des tarifs plus élevés que les tarifs du marché à la date d’acquisition,acquis dans le cadre de l’achat de CE Generation LLC (CE Gen), entreprise sous contrôle conjoint (note 27). Les contrats de vente sont évaluésau coût et amortis selon la méthode linéaire sur leur période résiduelle qui varie de 3 à 28 ans à la date d’acquisition.
I. Obligations liées à la mise hors service d’immobilisationsLa société comptabilise les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations dans la période au cours de laquelle ces obligations naissent,lorsqu’il est possible de faire une estimation raisonnable de leur juste valeur. Les coûts correspondants de la mise hors service d’immobilisationssont capitalisés comme partie intégrante de la valeur comptable de l’immobilisation à long terme. Le passif est désactualisé pendant la périodeestimative allant jusqu’à la date de règlement de l’obligation, et l’actif est amorti sur la durée de vie utile estimative de l’actif. Les frais de restaurationdes lieux pour les propriétés minières sont comptabilisés selon la méthode proportionnelle au rendement.
TransAlta a comptabilisé une obligation liée à la mise hors service d’immobilisations pour toutes ses centrales de production à l’égard desquelleselle a l’obligation légale d’enlever les installations à la fin de leur durée de vie utile et de remettre le site des centrales et des mines à son état initial.Pour certaines centrales hydrauliques, la société a l’obligation de supprimer le matériel de production, mais n’est pas légalement tenue de retirerles structures. TransAlta a constaté des obligations légales découlant des lois et règlements gouvernementaux, d’accords écrits entre entités etde la jurisprudence. Les passifs au titre de la mise hors service d’immobilisations sont comptabilisés au moment où naissent les obligations liéesà la mise hors service. Les passifs au titre de la mise hors service d’immobilisations pour les mines de charbon sont engagés au fil du temps, àmesure que de nouveaux sites sont exploités, et une tranche des passifs est réglée au fil du temps, à mesure que les sites sont remis en état,avant la remise en état définitive des lieux.
J. PlacementsEn date du 1er janvier 2005, TransAlta a adopté rétroactivement la nouvelle note d’orientation concernant la comptabilité no 15 de l’Institut Canadiendes Comptables Agréés (ICCA), Consolidation des entités à détenteurs de droits variables (EDDV). Les filiales en propriété exclusive qui détiennentles participations de TransAlta dans les centrales de Campeche et de Chihuahua sont considérées comme des EDDV et sont comptabilisées à lavaleur de consolidation au titre de sociétés satellites.
Les placements en titres de capitaux propres dans des sociétés sur lesquelles la société exerce une influence notable sont comptabilisés à lavaleur de consolidation. Les autres placements sont comptabilisés au coût. En cas de moins-value durable d’un placement, la valeur de celui-ciest ramenée à sa valeur de réalisation nette.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200672
K. Autres actifsLes droits de permis reportés et les coûts contractuels reportés sont amortis selon la méthode linéaire sur la durée de vie utile des actifs ou descontrats à long terme correspondants.
Les frais de financement liés à l’émission de titres de créance à long terme et de titres privilégiés sont amortis par imputation aux résultats selonla méthode de l’amortissement linéaire sur la durée de l’émission.
Les autres coûts capitalisés au bilan comprennent les frais de prospection, qui englobent les frais externes, directs et différentiels nécessaires à laréalisation d’une acquisition possible ou d’un projet de construction. Ces frais sont inclus dans les charges d’exploitation jusqu’au moment où laconstruction d’une centrale ou l’acquisition d’un placement devrait se produire, quand il y a des raisons de croire que les coûts futurs pourrontêtre recouvrés et que les efforts fournis seront une source de valeur future pour la société. La valeur comptable de ces coûts est évaluée chaquepériode intermédiaire, et les montants non recouvrables des frais capitalisés de projets devenus improbables sont passés en charges pendant lapériode visée.
L. Impôts sur les bénéficesLa société utilise la méthode axée sur le bilan pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices de ses activités. Selon cette méthode, les impôtssont constatés d’après l’écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs (écarts temporaires), et d’après le reportprospectif de pertes non utilisées. Les actifs et les passifs d’impôts futurs sont calculés d’après les taux d’imposition prévus par la loi qui seraienten vigueur au cours des exercices où les écarts temporaires se résorberaient ou seraient réglés. L’incidence d’une modification du tauxd’imposition sur les actifs et les passifs d’impôts futurs est imputée au bénéfice de la période au cours de laquelle la modification est pratiquementen vigueur. Les actifs d’impôts futurs sont évalués chaque année et, si leur réalisation n’est pas jugée plus probable qu’improbable, une provisionpour moins-value est constituée.
M. Avantages sociaux futursLa société comptabilise ses obligations découlant des régimes d’avantages sociaux des employés ainsi que les coûts correspondants, déductionfaite des actifs des régimes. Le coût des prestations de retraite et des avantages sociaux postérieurs à l’emploi et avantages complémentaires deretraite gagnés par les employés est établi par calculs actuariels selon la méthode de répartition des prestations au prorata des services, à partirdes hypothèses les plus probables de la direction sur le rendement prévu des placements des régimes, la progression des salaires, l’âge de départà la retraite des employés et les coûts prévus des soins de santé. Les régimes de retraite à prestations déterminées se fondent sur le salaire moyende fin de carrière et les années de service de l’employé. Les prestations de retraite augmenteront chaque année de deux pour cent. Le rendementprévu des actifs des régimes est fondé sur les rendements historiques d’actifs présentant des risques et des rendements semblables. Le tauxd’actualisation utilisé pour calculer les intérêts sur l’obligation au titre des prestations constituées est établi en fonction des taux d’intérêt dumarché, à la date du bilan, pour des titres de créance de qualité supérieure dont les flux de trésorerie correspondent à l’échelonnement et auxmontants des versements prévus au titre des prestations. Le coût des services passés découlant des modifications des régimes est amorti selonla méthode de l’amortissement linéaire sur la durée résiduelle moyenne estimative d’activité des employés actifs à la date des modifications.L’excédent du gain actuariel net (de la perte actuarielle nette) non amorti(e) cumulé(e) sur 10 % de l’obligation au titre des prestations constituées,ou sur 10 % de la valeur marchande des actifs des régimes si ce dernier montant est plus élevé, est amorti sur la durée résiduelle moyenne estimatived’activité des employés actifs. Lorsque la restructuration d’un régime d’avantages sociaux donne lieu à une compression et à un règlementd’obligations, la compression est comptabilisée avant le règlement. Les obligations et les actifs transitoires découlant de l’adoption prospective denouvelles normes comptables sont amortis sur la durée résiduelle moyenne estimative d’activité des employés actifs.
N. Conversion des devisesLes opérations des établissements étrangers autonomes de la société sont converties selon la méthode du taux courant. Les gains et les pertesde conversion sont reportés et constatés à titre d’écart de conversion dans les capitaux propres. Les actifs et les passifs monétaires et nonmonétaires libellés en monnaie étrangère sont convertis aux taux de change en vigueur à la date du bilan.
Les opérations libellées en monnaie étrangère sont converties au taux de change en vigueur à la date de l’opération. Les gains et les pertes dechange sur ces éléments sont inclus dans le calcul du bénéfice net.
O. Instruments financiers et instruments dérivésLes instruments dérivés utilisés à des fins de transaction sont décrits à la note 1 C).
Des swaps prévoyant la livraison et les swaps financiers, des contrats de vente à terme de gré à gré, des contrats à terme normalisés et desoptions sont utilisés pour couvrir le risque de la société à l’égard des fluctuations des prix de l’électricité et du gaz naturel liées à la production descentrales. En vertu des PCGR du Canada, si les conditions d’application de la comptabilité de couverture sont satisfaites (voir ci-après), les gainset les pertes découlant de ces instruments dérivés sont inclus dans les résultats au cours de la même période et au même poste des étatsfinanciers que le risque couvert (comptabilisation au règlement). Les instruments dérivés ne sont pas inscrits au bilan.
Les swaps de devises, les contrats de change à terme et la dette en monnaie étrangère servent à couvrir le risque de variations de la valeurcomptable des placements nets de la société dans des établissements étrangers découlant des fluctuations des taux de change. En vertu desPCGR du Canada, les gains et les pertes sur le notionnel des swaps de devises ainsi que les gains et les pertes sur les contrats de vente à termede gré à gré et la dette à long terme en monnaie étrangère sont reportés et inclus dans l’écart de conversion. Les gains ou les pertes découlantdu notionnel des swaps de devises de même que les gains ou les pertes découlant des contrats à terme sont reportés et inclus dans les autresactifs (note 14) ou dans les crédits reportés et autres passifs à long terme (note 17), comme il convient.
Des contrats de change à terme sont utilisés pour couvrir les risques de change découlant de contrats prévus et d’engagements fermes libellésen monnaie étrangère. En vertu des PCGR du Canada, si les critères pour la comptabilisation de couverture sont satisfaits, ces instruments dérivésne sont pas inscrits au bilan. Au règlement de l’instrument dérivé, les gains ou les pertes découlant des contrats à terme sont reportés et inclusdans les autres actifs (note 14) ou dans les crédits reportés et autres passifs à long terme (note 17), et sont compris dans le coût de l’actif ou dupassif au moment où l’actif est acheté, et amortis sur la durée de vie utile estimative de l’actif (comptabilisation au règlement).
Des swaps de taux d’intérêt sont utilisés pour gérer l’incidence de la fluctuation des taux d’intérêt sur l’encours de la dette. En vertu des PCGRdu Canada, ces instruments ne sont pas inscrits au bilan. Les swaps de taux d’intérêt nécessitent l’échange périodique de paiements sans
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échange du notionnel sur lequel les paiements sont fondés. Si les critères de couverture sont satisfaits, les paiements effectués ou reçus en vertudes swaps de taux d’intérêt sont inclus dans les intérêts débiteurs afférents à la dette (comptabilisation au règlement).
En vertu des PCGR du Canada et des États-Unis, un instrument dérivé doit, pour être comptabilisé comme une couverture, être désigné etdocumenté comme tel et doit être efficace lors de sa mise en place et par la suite. La documentation définit toutes les relations entre lesinstruments de couverture et les éléments couverts ainsi que l’objectif et la stratégie de gestion du risque de la société sur lesquels reposent lesdiverses opérations de couverture. Ce processus consiste notamment à rattacher tous les instruments dérivés à des actifs et des passifsspécifiques figurant au bilan, ou à des engagements fermes ou des opérations prévues spécifiques. La société détermine aussi, de façonméthodique, tant lors de la mise en place de la couverture que par la suite, si les instruments dérivés utilisés permettent de compenser de façontrès efficace les variations des justes valeurs ou des flux de trésorerie des éléments couverts. Une relation de couverture est considérée commeefficace si les flux de trésorerie du dérivé compensent en grande partie les flux de trésorerie de l’instrument couvert et que l’échéancier des fluxde trésorerie est semblable. Les couvertures de justes valeurs sont efficaces si les variations de la juste valeur de l’instrument dérivé compensenten grande partie les variations de la juste valeur de l’élément couvert. Si une couverture est jugée inefficace, les PCGR des États-Unis et du Canadaexigent que la tranche inefficace soit constatée en résultat net de la période considérée. Si les critères de couverture ci-dessus ne sont passatisfaits, l’instrument dérivé est inscrit au bilan à sa juste valeur, la juste valeur initiale et les changements subséquents de la juste valeur étantconstatés dans les résultats de la période pendant laquelle ont lieu les changements.
Si l’instrument dérivé auquel peut s’appliquer la comptabilité de couverture échoit, expire ou est vendu, résilié ou annulé sans être remplacé dansle cadre de la stratégie de couverture de la société, le gain ou la perte qui en découle est reporté et constaté au moment où le gain ou la pertedécoulant de l’élément couvert est constaté. Si un élément couvert désigné échoit, expire ou est vendu, éteint ou résilié, ou qu’il n’est plusprobable que l’élément couvert se produise, tout montant déjà reporté associé à l’élément de couverture est reclassé en résultat net de l’exerciceen cours, de même que les gains ou les pertes correspondants constatés sur l’élément couvert. Si une relation de couverture est résiliée ou qu’ellecesse d’être efficace, la comptabilité de couverture ne s’applique pas aux gains ou aux pertes subséquents. Les montants déjà reportés continuentde l’être et sont reclassés en résultat net au cours de la même période que l’élément couvert.
P. Régimes de rémunération à base d’actionsLa société a trois régimes de rémunération à base d’actions, soit deux régimes d’options sur actions et un régime d’actionnariat fondé sur lerendement, qui sont décrits à la note 25. Selon la méthode de la juste valeur, la charge de rémunération est calculée à la date d’attribution à sajuste valeur et constatée sur la durée de service. À compter du 1er janvier 2003, la société a décidé d’adopter de façon prospective la méthodede la juste valeur pour la comptabilisation des ententes de rémunération à base d’actions. En 2006, la société n’a attribué aucune option à sesemployés. La note 25 présente les montants pro forma du bénéfice net et du résultat par action comme si la charge de rémunération avait étéconstatée pour les attributions consenties avant 2003 d’après la juste valeur estimative des options à la date d’attribution, conformément à laméthode de comptabilisation à la juste valeur de la rémunération à base d’actions.
Les attributions d’actions en vertu du régime d’actionnariat en fonction du rendement donnent lieu à une charge au titre des charges d’exploitation,d’entretien et d’administration du siège social à hauteur des droits acquis à la date du bilan selon le rang centile du rendement total de l’avoir desactionnaires réalisé sur les actions ordinaires de la société par rapport au rendement total de l’avoir des actionnaires d’un groupe donné desociétés ouvertes inscrites à l’indice composé S&P/TSX. La charge de rémunération en vertu du régime d’options sur actions fictives est constatéedans les charges d’exploitation, d’entretien et d’administration selon leur valeur intrinsèque, rajustée périodiquement. Lorsque des options suractions ou des actions sont rachetées des employés, l’excédent de la contrepartie versée sur la valeur comptable de l’option sur actions ou del’action annulée est imputé aux bénéfices non répartis.
Q. Trésorerie et équivalents de trésorerieLa trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent l’encaisse et les placements hautement liquides dont l’échéance originale est de troismois ou moins.
R. Modifications des normes comptablesEn date du 1er janvier 2006, TransAlta a adopté de manière anticipée l’abrégé 160 du comité sur les problèmes nouveaux (CPN-160) de l’ICCA,intitulé «Frais de découverture engagés au cours de la phase de production d’une mine». En vertu du CPN-160, les frais de découverture pourretirer les morts-terrains et les matières stériles pour avoir accès aux gisements devraient être comptabilisés comme des coûts de productionvariables au cours de la période où les frais de découverture sont engagés. Auparavant, une tranche des frais de découverture aurait été reportéeaux périodes futures comme composante des stocks ou des charges payées d’avance.
La société a tenu compte des frais engagés au cours de 2005 et des exercices précédents, qui répondent à la définition des frais de découvertureselon le CPN-160. Les facteurs pris en considération dans l’analyse incluent les frais de découverture, les tonnes de charbon produites et le faitque les frais de découverture puissent être capitalisés ou non.
Après cet examen, la société a déterminé que les frais engagés au cours de 2005 et des exercices précédents ne respectaient pas la définitiondes frais de découverture selon le CPN-160. Par conséquent, les frais de découverture ont été comptabilisés comme des frais de la période.L’information financière des périodes antérieures a été retraitée pour tenir compte de ce changement. L’incidence de cette modification sur le bilanet les états des résultats est comme suit :
Tel qu’il a déjà Tel qu’il a été présenté Modification été retraité
Charges payées d’avance en 2005 75,8 $ (66,0) $ 9,8 $Stocks en 2005 27,7 (4,6) 23,1Bénéfice net en 2005 198,8 (12,5) 186,3Charges payées d’avance en 2004 52,3 (47,1) 5,2Stocks en 2004 39,9 (3,3) 36,6Bénéfice net en 2004 170,2 (1,0) 169,2
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200674
Au cours du premier trimestre de 2006, la période d’amortissement utilisée pour les centrales d’Ottawa, de Mississauga, de Windsor-Essex, deFort Saskatchewan et de Meridian a été modifiée. Auparavant, l’amortissement de ces centrales était établi au moyen de la méthodeproportionnelle au rendement sur la durée de vie des centrales. Après avoir passé en revue la durée de vie estimative et tenu compte del’incertitude quant à la poursuite des activités des centrales au-delà des durées des contrats de vente actuels, TransAlta a établi qu’il était plusraisonnable de répartir la valeur comptable nette résiduelle des centrales selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée restante descontrats respectifs. Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, l’amortissement lié aux centrales d’Ottawa, de Mississauga, de Windsor-Essex,de Fort Saskatchewan et de Meridian s’est élevé de 13,4 millions de dollars par rapport à la période correspondante de 2005.
En janvier 2005, l’ICCA a publié quatre nouvelles normes comptables qui sont en vigueur pour les états financiers intermédiaires et annuels desexercices débutant le 1er octobre 2006 ou par la suite. Ces nouvelles normes comprennent le chapitre 1530, «Résultat étendu», le chapitre 3251,«Capitaux propres», le chapitre 3855, «Instruments financiers – comptabilisation et évaluation», et le chapitre 3865, «Couvertures». TransAlta a adoptéces normes le 1er janvier 2007. La société estime que ces normes n’auront pas une incidence importante sur la présentation des états financiers.
Rémunération à base d’actions des salariés admissibles à la retraite avant la date d’acquisitionEn juillet 2006, le comité sur les problèmes nouveaux a publié l’abrégé 162, «Rémunération à base d’actions des salariés admissibles à la retraiteavant la date d’acquisition» (CPN-162). Cet abrégé permet de constater rapidement le coût de rémunération associé à l’attribution de rémunérationsà base d’actions à des salariés qui ont le droit de prendre leur retraite à la date d’attribution ou à qui ce droit sera accordé avant la fin du délaid’acquisition des droits. Cet abrégé devrait s’appliquer rétroactivement dans les états financiers des périodes intermédiaires et annuelles seterminant le 31 décembre 2006 ou après cette date. TransAlta a adopté cette norme au cours du quatrième trimestre de l’exercice 2006. Leschiffres correspondants des exercices antérieurs n’ont pas été retraités, car la société estime que l’adoption n’aura pas une incidence importantesur les exercices antérieurs.
Issue 06-2 – Accounting for Sabbatical Leave and Other Similar Benefits Pursuant to FASB Statement No. 43, Accounting for Compensated AbsencesEn juin 2006, l’Emerging Issues Task Force (EITF) a publié l’EITF Issue No. 06-2, intitulé Accounting for Sabbatical Leave and Other Similar BenefitsPursuant to FASB Statement No. 43, Accounting for Compensated Absences (EITF 06-2). En vertu de l’EITF 06-2, une société devrait compta-biliser par régularisation les congés sabbatiques et d’autres avantages sociaux semblables si une période de service minimale obligatoire doits’écouler avant que le salarié puisse avoir droit au congé rémunéré; si les avantages n’augmentent pas au fil des années de service; si le salariécontinue d’être rémunéré pendant son absence et que l’employeur n’exige aucun travail de la part du salarié pendant cette période. L’EITF 06-2s’applique aux exercices ouverts après le 15 décembre 2006. TransAlta a évalué la convention comptable et a adopté le consensus le 1er janvier 2007.Les chiffres correspondants des exercices antérieurs n’ont pas été retraités, car l’incidence sur les périodes antérieures n’est pas importante.
Employers’ Accounting for Defined Benefit Pension and Other Post-retirement PlansEn septembre 2006, le FASB a publié le Statement of Financial Accounting Standards (SFAS) No. 158, intitulé Employers’ Accounting for DefinedBenefit Pension and Other Postretirement Plans – an Amendment of FASB Statements No. 87, 88, 106, and 132(R) (SFAS 158). En vertu du SFAS158, les sociétés sont tenues de comptabiliser au bilan la situation de capitalisation concernant les régimes de retraite à prestations déterminéeset de constater dans le résultat étendu les variations de la situation de capitalisation au cours de l’exercice durant lequel les variations sontsurvenues. Le SFAS 158 s’applique aux exercices se terminant après le 15 décembre 2006. TransAlta a adopté les exigences du SFAS 158 et lesrésultats ont été présentés dans la note 30 sur le rapprochement avec les PCGR des États-Unis (note 30).
2. CHARGES LIÉES À LA FERMETURE DE LA MINE
Le 27 novembre 2006, TransAlta a mis fin à l’exploitation de la mine au charbon de Centralia en raison de la croissance des coûts et d’événementsgéologiques défavorables. Tout le matériel minier a été déprécié à la valeur du produit de réalisation prévu, si elle était inférieure à la valeurcomptable nette. Les infrastructures de la mine, y compris le matériel et les structures de préparation du charbon, les routes de transport et lesautres équipements, ont été dépréciées à la valeur de récupération nette prévue. Les coûts des obligations liées à la mise hors serviced’immobilisations, soit les coûts non amortis des réclamations futures, ont été radiés. En revanche, les indemnités de départ et les autres frais ontété comptabilisés. Ces dépréciations et provisions totalisent 191,9 millions de dollars.
Par suite de la fermeture de la mine, la société a réduit la valeur des stocks restants de charbon produit à l’interne à la juste valeur marchande,soit la valeur de remplacement, donnant lieu à une charge de 44,4 millions de dollars constatée au titre de combustible et achats d’électricité. Lesmontants totaux sont présentés dans le tableau ci-après :
Dépréciation des stocks de charbon 44,4 $Incidence sur la marge brute (44,4)
Charges liées à la fermeture de la mineDépréciation du matériel et de l’infrastructure de la mine 72,1Dépréciation découlant des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations 81,3Indemnités de départ et autres frais 38,5
Total des charges liées à la fermeture de la mine 191,9
Perte avant impôts sur les bénéfices (236,3) $
Recouvrement des impôts sur les bénéfices 82,7
Incidence de l’événement sur la perte nette (153,6) $
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3. IMPUTATIONS POUR DÉPRÉCIATION D’ACTIFS
Au cours du test de dépréciation annuel des actifs de production, les variations prévues par la société dans les taux d’acheminement sur le marchéet les valeurs de négociation ainsi que leur incidence sur la rentabilité de la centrale ont permis de déterminer que la valeur comptable totale de lacentrale au gaz de Centralia ne serait probablement pas recouvrée au moyen des flux de trésorerie futurs. Par suite d’une évaluation au prix dumarché, TransAlta a comptabilisé une imputation pour dépréciation avant impôts de 130 millions de dollars pour diminuer la juste valeur de lacentrale. Cet actif est présenté dans le secteur Production.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005, TA Cogen, filiale détenue à 50,01 % par TransAlta et à 49,99 % par TransAlta Énergie, entité ouverte,a comptabilisé une imputation pour dépréciation de 78,3 millions de dollars à l’égard de la centrale d’Ottawa car la valeur comptable nette de cettecentrale dépassait sa valeur recouvrable nette, mesurée selon les flux de trésorerie futurs liés à la centrale. La valeur comptable nette de la centraled’Ottawa dans les comptes de la société est inférieure à celle qui est comptabilisée pour TA Cogen. La valeur comptable dans TransAlta estpleinement recouvrable à partir des flux de trésorerie futurs de la centrale. La différence de la valeur comptable nette entre les comptes de lasociété et ceux de TA Cogen est due au prix d’achat plus élevé de la centrale par TA Cogen. La société a constaté une augmentation de la dotationaux amortissements de 36,2 millions de dollars liée à la quote-part de l’imputation pour dépréciation de TransAlta Énergie. Ce montant estcompensé par un recouvrement du bénéfice attribuable aux participations sans contrôle dans l’état des résultats de la société.
4. DÉCISION RÉGLEMENTAIRE D’UNE PÉRIODE ANTÉRIEURE
En réaction à une plainte déposée par la San Diego Gas & Electric Company en vertu du chapitre 206 de la Federal Power Act (FPA), la FederalEnergy Regulatory Commission (FERC) a exigé le règlement d’environ 46 millions de dollars américains sous forme de remboursement parTransAlta à l’égard de ventes sur les marchés organisés du California Power Exchange (PX) et du California Independent System Operator (ISO)au cours de la période s’échelonnant du 2 octobre 2000 au 20 juin 2001 (opérations de remboursement principales). TransAlta a comptabilisé unmontant de 46 millions de dollars à titre d’obligations de remboursement relativement aux opérations de remboursement principales.
TransAlta a déposé une requête fondée sur le coût des services rendus afin d’être exonérée de ces obligations de remboursement. La FERC arejeté la requête d’exonération de TransAlta. Le 1er décembre 2006, TransAlta a demandé une nouvelle audience concernant le refus de la FERC.La FERC n’a pas encore statué sur cette nouvelle audience.
Au cours des négociations en vue d’un règlement, les plaignants ont tenté d’obtenir des remboursements pour deux groupes d’opérationsindépendantes des opérations de remboursement principales. Le premier groupe d’opérations comprend des ventes effectuées par les vendeurssur les marchés du PX a et de l’ISO au cours de la période allant du 1er mai au 1er octobre 2001 (les opérations de la saison estivale). L’autregroupe d’opérations comprend des opérations bilatérales entre tous les vendeurs et une composante du California Department of Water Resources(CDWR), désigné sous le nom de CERS (les opérations du CERS). La FERC a rejeté précisément les tentatives d’obtention de remboursementspour les opérations de la saison estivale et celles du CERS. Toutefois, les parties de la Californie ont présenté une requête pour obtenir une nouvelleaudience concernant le refus de la FERC et en ont appelé du refus auprès de la U.S. Court of Appeals for the Ninth Circuit. À l’heure actuelle,TransAlta ne croit pas que les parties de la Californie réussiront à obtenir les remboursements allégués pour les opérations de la saison estivale etcelles du CERS. TransAlta n’a pas constitué de provision au titre de ces remboursements allégués à ce jour.
5. ACTIVITÉS ABANDONNÉES
A. TransportUn accord a été conclu en juin 2004 pour clore la vente des activités de transport de la société. Les activités de transport de TransAlta ont étévendues en avril 2002 pour un produit totalisant 820,7 millions de dollars. La cession a entraîné un gain après impôts et taxes de 120,0 millionsde dollars comptabilisé en 2002. Au cours de 2004, des régularisations définitives ont été apportées au fonds de roulement pour refléter lesrajustements après clôture et d’autres provisions pour frais de clôture de l’opération, ce qui a produit un gain additionnel après impôts et taxes de9,6 millions de dollars.
B. Activités du secteur Distribution et vente au détail en AlbertaEn août 2000, la société a vendu ses activités du secteur Distribution et vente au détail en Alberta pour un produit de 857,3 millions de dollars.Le gain initial inscrit sur cette opération était de 262,4 millions de dollars. Au cours du quatrième trimestre de 2005, la société a réglé un litige fiscalen cours lié à ces activités. Le bénéfice lié aux activités abandonnées pour l’exercice terminé le 31 décembre 2005 est de 12,0 millions de dollarsrelativement à cette affaire. Le règlement de ce litige porte le gain final sur la cession des activités du secteur Distribution et vente au détail enAlberta à 274,4 millions de dollars.
6. ACTIFS ET PASSIFS DE GESTION DU RISQUE DE PRIX
A. Gestion du risque de change
I. Couvertures des établissements étrangers
La société est exposée à des variations de la valeur comptable de ses établissements étrangers autonomes en raison des fluctuations des tauxde change. Elle utilise des swaps de devises à taux fixes et variables, des contrats de vente à terme et des emprunts en devises directs afin decouvrir ces positions. Le notionnel de ces swaps et de ces emprunts couvre une partie de la valeur comptable des établissements étrangers. Lesécarts de conversion liés à cette composante sont reportés et inclus dans le compte d’écart de conversion des capitaux propres, déduction faitedes impôts et taxes.
Les gains et les pertes de change réalisés découlant de la couverture des placements nets et des opérations intersociétés sont présentés commeactivité d’investissement dans l’état des flux de trésorerie. Le règlement de certains instruments financiers désignés comme des couvertures deplacements nets a entraîné la réalisation d’un gain de change de 53,9 millions de dollars en 2006 (89,8 millions de dollars en 2005; 47,8 millionsde dollars en 2004). Ce gain est comptabilisé dans le compte d’écart de conversion des capitaux propres.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200676
Les détails des notionnels des swaps de devises s’établissent comme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
Montant Juste valeur Échéance Montant Juste valeur Échéance
Dollars australiens 34,0 $ AU (0,6)$ 2009 34,0 $ AU 0,8 $ 2009Dollars américains 528,2 $ US 41,1 $ 2007-2014 752,1 $ US 101,9 $ 2007-2015
Par ailleurs, la société a désigné une dette à long terme libellée en dollars américains (note 16) de 600,0 millions de dollars américains (600,0 millionsde dollars américains en 2005) comme couverture de son placement net dans ses établissements américains, des pertes de change correspondantesde 173,6 millions de dollars (pertes de 177,0 millions de dollars en 2005) ayant été reportées et imputées dans l’écart de conversion.
La société a également couvert une partie de son placement net dans ses filiales étrangères autonomes par des contrats de change à termecomme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
Montant Juste valeur Échéance Montant Juste valeur Échéance
Dollars américains 472,5 $ US 9,9 $ 2007-2008 339,9 $ US 15,8 $ 2006-2008Dollars australiens 48,8 $ AU (0,2)$ 2007 22,8 $ AU (0,1) $ 2006Pesos mexicains – MXN – $ – 871,6 MXN (11,9) $ 2009
En outre, la société a couvert ses prêts intersociétés libellés en devises à des filiales étrangères autonomes en utilisant des contrats à terme dontle montant nominal s’élevait à 37,1 millions de dollars américains (49,2 millions de dollars américains en 2005) et la juste valeur nette du passif à2,3 millions de dollars (0,7 million de dollars en 2005).
Au 31 décembre 2006, un actif de 54,0 millions de dollars (101,9 millions de dollars en 2005) et un passif de 16,8 millions de dollars (14,7 millionsde dollars en 2005) liés à des swaps de devises et à des contrats de vente à terme de gré à gré étaient comptabilisés respectivement dans lesAutres actifs (note 14) et les Crédits reportés et autres passifs à long terme (note 17).
II. Couvertures des obligations futures libellées en devises
La société a couvert des obligations futures libellées en devises au moyen de contrats d’achat à terme comme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
Juste valeur Juste valeur Montant Devise Montant de l’actif Montant Montant de l’actif
Devise vendue vendu achetée acheté (du passif) Échéance vendu acheté (du passif) Échéance
Dollars canadiens 32,9 $ $ US 28,8 $ US 0,31 $ 2007 – $ 6,6 $ US (0,2) $ 2006Dollars américains 2,1 $ $ CA 2,3 $ – $ 2007 71,4 83,0 $ 0,4 $ 2006Pesos mexicains – $ US – $ – $ s.o. 160,75 MXN 15,1 $ US 0,1 $ 2006Dollars canadiens 36,9 $ Euro 24,2 euro (0,2) $ 2007-2008 – $ – euro – $ s.o.
Au 31 décembre 2006, un actif de 0,5 million de dollars (0,7 million de dollars en 2005) et un passif de 0,3 million de dollars (0,2 million de dollarsen 2005) se rapportant à ces couvertures ont été inscrits respectivement dans les Autres actifs (note 14) et les Crédits reportés et autres passifsà long terme (note 17).
B. Gestion du risque de taux d’intérêt
I. Dette existante
La société a converti le taux d’intérêt fixe de sa dette, allant de 5,75 % à 6,90 %, en taux variable au moyen de swaps de taux d’intérêt fixes-variables (note 14), comme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
Juste valeur Juste valeur Notionnel des swaps Échéance Notionnel des swaps Échéance
Dette à taux fixe 200,0 $ 15,2 $ 2011 375,0 $ 30,8 $ 2006-2011300,0 $ US (9,7) $ 2013 300,0 $ US (4,8) $ 2013
La société a des swaps de taux d’intérêt différés en cours, fixant les taux de 4,39 % à 4,50 %. En 2005, la société a converti le taux d’intérêtvariable de sa dette en taux fixe de 7,2 % au moyen de swaps de taux d’intérêt (note 6), comme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
Juste valeur Juste valeur Notionnel des swaps Échéance Notionnel des swaps Échéance
Dette à taux variable 125 0,2 $ 2017 37,1 $ US (1,3) $ 2008
Compte tenu des swaps de taux d’intérêt décrits ci-dessus, 28,4 % de la dette de la société est assujettie à des taux d’intérêt variables (24,8 %en 2005).
La juste valeur de la dette à long terme à taux fixe de la société varie selon les fluctuations des taux d’intérêt. En voici les détails :
Aux 31 décembre 2006 2005
Valeur Valeur comptable Juste valeur comptable Juste valeur
Dette à long terme, y compris la tranche à court terme 2 395,8 $ 2 505,4 $ 2 780,0 $ 2 905,0 $
Au 31 décembre 2006, un actif de 25,8 millions de dollars (38,4 millions de dollars en 2005) lié aux swaps de taux d’intérêt a été comptabilisédans les Autres actifs (note 14).
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 77
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TES
C. Gestion du risque lié aux prix des produits énergétiques
I. Activités de négociation
La société négocie des instruments dérivés sur les produits énergétiques, y compris des swaps prévoyant la livraison et les swaps financiers, descontrats à terme et des options afin de maximiser le rendement de l’actif, de réaliser des revenus de négociation et d’obtenir des renseignementssur le marché.
Aux 31 décembre 2006 et 2005, les positions de négociation à prix fixes de la société s’établissaient comme suit :
Électricité Gaz naturel
Unités (en milliers) (MWh) (GJ)
Payeur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2006 13 944 20 289Payeur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2005 19 315 11 126Receveur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2006 21 536 26 231Receveur de prix fixe, notionnel, 31 décembre 2005 19 047 12 158Durée maximale en mois, 31 décembre 2006 33 16Durée maximale en mois, 31 décembre 2005 24 12
La juste valeur et la valeur comptable des actifs et des passifs liés à la négociation de produits énergétiques aux bilans se présentent comme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
BilanActifs de gestion du risque de prix
À court terme 61,0 $ 63,8 $À long terme 21,9 13,8
Passifs de gestion du risque de prixÀ court terme (30,3) (58,3)À long terme (1,0) (8,6)
Actifs nets en cours liés à la gestion du risque de prix 51,6 $ 10,7 $
Les variations de la juste valeur des contrats en vigueur aux 31 décembre 2006 et 2005, ainsi que les variations de la juste valeur des actifs netsliés à la gestion du risque de prix pour 2006, se répartissent comme suit :
Évaluation Comptabilisationà la valeur selon
Variation de la juste valeur des actifs nets du marché les modèles Total
Actifs nets en cours liés à la gestion du risque de prix au 31 décembre 2005 7,4 $ 3,3 $ 10,7 $Contrats réalisés, amortis ou réglés au cours de la période (3,8) (4,8) (8,6)Variation des valeurs attribuables au prix du marché et d’autres facteurs du marché (6,0) 0,3 (5,7)Nouveaux contrats conclus pendant l’année civile écoulée 10,4 0,1 10,5Variation des valeurs attribuables à certains contrats devenus inadmissibles à la comptabilité de couverture 44,7 – 44,7
Actifs nets en cours liés à la gestion du risque de prix au 31 décembre 2006 52,7 $ (1,1)$ 51,6 $
Au 31 décembre 2006, les actifs et passifs nets liés à la gestion du risque de prix ont augmenté de 40,9 millions de dollars par rapport au31 décembre 2005, surtout en raison de certains contrats à la centrale au charbon de Centralia qui ne sont plus admissibles à la comptabilité decouverture.
II. Activités de couverture
La société utilise des instruments dérivés sur les produits énergétiques, y compris des swaps prévoyant la livraison et les swaps financiers, et descontrats à terme pour gérer son exposition aux fluctuations des prix de l’électricité et du gaz naturel. Au 31 décembre 2006, les positions decouverture de la société s’établissaient comme suit :
Notionnel Notionnel Échéancedu payeur de du receveur de maximale
prix fixe (GJ) prix fixe (MWh) (en mois)
Couvertures prévoyant la livraison (en milliers) 4 340,2 31 272,9 72
La juste valeur de ces couvertures représente un passif de 272,8 millions de dollars (382,6 millions de dollars en 2005).
D. Gestion du risque de créditLa société gère activement son risque de crédit en évaluant la capacité des tiers de respecter leurs engagements en vertu des contrats visés avantde les conclure et surveille continuellement ces risques. Dans le cas de la négociation de produits et de l’émission de titres, la société fixe deslimites de crédit strictes pour chaque contrepartie et arrête toute activité de négociation avec une partie si les limites sont dépassées. La sociétéexamine minutieusement la solvabilité de toutes les contreparties et, le cas échéant, obtient des garanties des sociétés ou des lettres de créditpour assurer le recouvrement ultime de ces créances. TransAlta est exposée à un risque de crédit minimal pour les contrats d’achat d’électricité(CAÉ) de l’Alberta, car toutes les créances sont garanties par des lettres de crédit.
L’exposition maximale au risque de crédit à l’égard d’un seul client en négociation de produits, à l’exception des créances du marché de laCalifornie décrites ci-dessus et y compris la juste valeur des positions de négociation ouvertes, est de 11,3 millions de dollars.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200678
7. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES
La société suit les PCGR du Canada pour toutes les activités de production d’électricité d’entités non réglementées, si bien que des impôts futursont été comptabilisés pour toutes les activités.
A. États des résultats
I. Rapprochements des tauxExercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)
(Perte) bénéfice tiré(e) des activités poursuivies avant impôts sur les bénéfices (80,9)$ 213,9 $ 206,2 $Taux d’impôt canadien, fédéral et provincial, prévu par la loi (%) 32,5 33,6 33,9Impôts sur les bénéfices prévus (recouvrement) (26,3)$ 71,9 $ 69,8 $Augmentation (diminution) des impôts sur les bénéfices résultant des éléments suivants :
Taux d’impôt étrangers réels plus bas (32,5) (29,2) (22,1)Imputations pour dépréciation d’actifs et charges liées à la fermeture de la mine constatées à un taux d’imposition plus élevé (9,2) – –Règlement de positions fiscales incertaines – (13,0) (6,8)Déduction relative aux ressources après les redevances non déductibles (0,8) (1,4) (1,6)Diminution des taux d’imposition sur les bénéfices de fabrication et de transformation – (1,3) (1,7)Impôt sur le capital 3,2 10,0 10,3Incidence des modifications des taux d’imposition1 (55,3) – (7,8)Écarts avec les taux réglementaires et autres écarts de taux 2 (4,4) 3,3 2,4Actifs d’impôts futurs non constatés 5,1 1,5 6,1Divers (5,6) (2,2) (2,0)
Charge (recouvrement) d’impôts (125,8)$ 39,6 $ 46,6 $
Taux d’imposition réel (%) 155,5 18,5 22,6
1 Incidence des modifications des taux d’imposition – Incidence des variations des taux d’imposition sur les actifs ou passifs d’impôts futurs au début de la période.2 Écarts avec les taux réglementaires et autres écarts de taux – Ajustement des différents taux réglementaires appliqués sur les bénéfices de l’exercice considéré qui seront
imposés aux exercices ultérieurs ou à d’autres juridictions.
Les activités de la société sont complexes, et l’établissement de la provision pour impôts sur les bénéfices repose sur des interprétations de naturefiscale, des lois et des règlements en constante évolution. Les déclarations de revenus de la société sont assujetties à une vérification par lesautorités fiscales. L’issue de certaines vérifications pourrait modifier le passif fiscal de la société. La direction est d’avis que sa provision pour impôtssur les bénéfices est suffisante d’après toute l’information dont elle dispose actuellement.
II. Composantes de la charge d’impôtsExercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)
Charge d’impôts de l’exercice 37,9 $ 34,0 $ 33,6 $Charge (économie) d’impôts future liée à l’apparition et à la résorption des écarts temporaires (108,4) 9,4 20,8Charge (économie) d’impôts future découlant des modifications des taux d’imposition ou des lois (55,3) (3,8) (7,8)
Charge (recouvrement) d’impôts (125,8)$ 39,6 $ 46,6 $
B. BilansLes principales composantes des actifs et des passifs d’impôts futurs de la société sont les suivantes :
Aux 31 décembre 2006 2005
(retraité, note 1)
Reports prospectifs de pertes d’exploitation et de pertes en capital, montant net 255,4 $ 260,5 $Coûts de restauration des lieux futurs 79,5 82,6Pertes latentes sur les contrats de négociation d’électricité 27,9 10,5Immobilisations corporelles (803,6) (947,8)Gains latents sur les contrats de négociation d’électricité (43,0) (12,6)Autres écarts temporaires déductibles 85,1 46,5
(398,7)$ (560,3) $
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 79
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Les actifs et les passifs d’impôts futurs sont présentés comme suit dans le bilan :
Aux 31 décembre 2006 2005
(retraité, note 1)Actifs
À court terme 25,8 $ 26,6 $À long terme 294,0 170,1
PassifsÀ court terme (19,9) (18,2)À long terme (698,6) (738,8)
(398,7)$ (560,3) $
Au 31 décembre 2006, aucune économie d’impôts sur les bénéfices n’était constatée à l’égard de reports prospectifs de pertes fiscales de35,7 millions de dollars (37,5 millions de dollars en 2005). Ces pertes viendront à échéance à compter de 2013.
8. LIQUIDITÉS SOUMISES À DES RESTRICTIONS
Les liquidités soumises à des restrictions se composent essentiellement d’un placement dans des billets détenus dans une fiducie à titre degarantie de l’obligation d’une filiale en vertu d’un contrat de dérivés de crédit. Dans le cas où la filiale omet d’honorer ses obligations en vertu dece contrat, la contrepartie a le droit de conserver les billets en règlement de l’obligation de la filiale. Les billets portent intérêt au taux interbancaireoffert à Londres (London Interbank Offered Rate – LIBOR) à six mois et viennent à échéance en 2016.
Les liquidités soumises à des restrictions se composent également de fonds liés au service de la dette qui sont juridiquement grevés d’uneaffectation et nécessitent que soient conservés des soldes minimums précis correspondant au prochain versement; elles se composent aussi desmontants affectés aux dépenses en immobilisations et aux dépenses d’entretien.
9. PLACEMENTSAux 31 décembre 2006 2005
(retraité, note 1)
Participation dans des sociétés pétrolières et gazières – $ 3,0 $Investissement à Mexico 154,5 411,3
154,5 $ 414,3 $
10. CRÉANCES À LONG TERME
La société a le droit de recouvrer une partie des coûts futurs liés à la mise hors service d’immobilisations. La valeur actualisée estimative de cespaiements a été comptabilisée comme créances à long terme.
11. IMMOBILISATIONS CORPORELLES2006 2005
Taux Amortis- Valeur Amortis- Valeur d’amortis- sement comptable sement comptable
Aux 31 décembre sement Coût cumulé nette Coût cumulé nette
Production thermique 3 % – 33 % 3 685,1 $ 1 368,8 $ 2 316,3 $ 3 621,7 $ 1 202,6 $ 2 419,1 $Matériel de protection de l’environnement thermique 4 % – 13 % 611,5 288,5 323,0 608,6 279,5 328,9Propriété et équipement miniers 4 % – 33 % 693,5 508,8 184,7 806,7 408,4 398,3Production de gaz 2 % – 50 % 2 276,5 980,9 1 295,6 2 182,9 702,2 1 480,7Production géothermique 3 % – 33 % 306,2 18,3 287,9 389,2 90,8 298,4Production hydraulique 2 % – 5 % 376,6 212,3 164,3 348,9 197,2 151,7Production d’énergie éolienne 2 % – 3 % 207,8 25,2 182,6 205,5 17,9 187,7Pièces de rechange amortissables et divers 2 % – 50 % 251,3 101,0 150,3 246,5 87,9 158,6Actifs en construction – – – – – – –Droits relatifs aux mines de charbon1 – 82,1 25,4 56,7 82,1 20,1 62,0Terrains – 53,7 – 53,7 40,0 – 40,0Réseaux de transport 2 % – 20 % 43,7 16,9 26,8 40,9 14,8 26,1
8 588,0 $ 3 546,1 $ 5 041,9 $ 8 572,9 $ 3 021,4$ 5 551,5 $
1 Les droits relatifs aux mines de charbon sont amortis selon la méthode proportionnelle au rendement, d’après la réserve minière estimative.
Au cours de l’exercice 2006, la société n’a capitalisé aucun montant au titre des immobilisations corporelles (3,4 millions de dollars en 2005;20,0 millions de dollars en 2004).
Le 27 novembre 2006, TransAlta a mis fin à l’exploitation de la mine au charbon de Centralia en raison de la croissance des coûts et d’événementsgéologiques défavorables. Les infrastructures de la mine, y compris le matériel et les structures de préparation du charbon, les routes de transportet les autres équipements, ont été dépréciées à la valeur du produit de réalisation prévu, si elle était inférieure à la valeur comptable nette, et ontété comptabilisées au poste Actifs destinés à être vendus (note 12).
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200680
12. ACTIFS DESTINÉS À ÊTRE VENDUS
À la suite de la décision de mettre fin à l’exploitation de la mine Centralia, tout le matériel minier est destiné à être vendu. Tout le matériel a étécomptabilisé à la valeur du produit de réalisation prévu, si elle est inférieure à la valeur comptable nette. Compte tenu du marché favorable pource type de matériel, la société prévoit vendre ces actifs au cours de l’exercice 2007. Ces actifs sont inclus dans le secteur Production.
13. ACTIFS INCORPORELS
Les actifs incorporels se composent de contrats de vente d’électricité, à des tarifs plus élevés que les tarifs du marché à la date d’acquisition,acquis dans le cadre de l’achat de CE Gen. Les contrats de vente sont évalués au coût et sont amortis selon la méthode linéaire sur la périoderésiduelle du contrat qui varie de 3 à 28 ans à la date de l’acquisition.
Aux 31 décembre 2006 2005
Amortis- Valeur Amortis- Valeursement comptable sement comptable
Coût cumulé nette Coût cumulé nette
Contrats de vente 473,0 $ 180,9 $ 292,1 $ 473,7 $ 130,0 $ 343,7 $
14. AUTRES ACTIFSAux 31 décembre 2006 2005
Swaps de devises et contrats de change à terme (note 6) 54,4 $ 102,6 $Swaps de taux d’intérêt (note 6) 25,8 38,4Frais de financement reportés 12,2 18,7Droits de permis reportés 26,8 27,1Coûts de contrats reportés 16,1 17,1Frais de développement de projet reportés et autres 12,7 2,7Accords de transport de gaz naturel à long terme – 4,4
148,0 211,0Moins la tranche à court terme (16,6) (10,9)
131,4 $ 200,1 $
Les frais de financement reportés sont des frais liés à l’émission de créances à long terme, d’actions privilégiées et de titres privilégiés et sontamortis selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée de la dette correspondante.
Les droits de permis reportés se rapportent essentiellement à un permis australien qui est amorti selon la méthode linéaire sur la durée de vie utiledes actifs de la centrale auxquels se rapporte le permis.
Les frais contractuels reportés se composent de paiements anticipés liés à des contrats à long terme, qui sont amortis selon la méthode linéairesur la durée des contrats correspondants.
15. DETTE À COURT TERME2006 2005
Aux 31 décembre Encours Taux d’intérêt)1 Encours Taux d’intérêt)1
Papier commercial 199,3 $ 4,3 % 12,5 $ 3,3 %Dette bancaire2 162,6 4,4 % 0,6 0,0 %
361,9 $ 13,1 $
1 L’intérêt est calculé à un taux moyen pondéré en fonction de l’encours du capital avant l’effet de la couverture.2 La dette bancaire est sous la forme d’acceptations bancaires.
Les instruments de créance à court terme sont tirés de la facilité de crédit bancaire consortiale consentie de 1,5 milliard de dollars.
16. DETTE À LONG TERME ET INTÉRÊTS DÉBITEURS NETS
A. Encours2006 2005
Aux 31 décembre Encours Taux d’intérêt)1 Encours Taux d’intérêt)1
Papier commercial 199,3 $ 4,3 % 12,5 $ 3,3 %Débentures échéant de 2007 à 2033 1 146,4 $ 6,1 % 1 496,1 $ 6,2 %Billets de premier rang, 600,0 millions de dollars américains 693,2 6,3 % 694,0 6,3 %Dette sans recours 334,3 7,7 % 363,8 7,7 %Effets à payer – centrale de Windsor-Essex, échéant de 2007 à 2014 46,9 7,4 % 51,1 7,4 %Titres privilégiés, échéant en 2050 175,0 7,8 % 175,0 7,8 %
2 395,8 $ 2 780,0 $Moins la tranche à court terme 424,7 396,4
1 971,1 $ 2 383,6 $
1 L’intérêt est calculé à un taux moyen pondéré en fonction de l’encours du capital avant l’effet de la couverture.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 81
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Les débentures portent intérêt à des taux fixes allant de 4,2 % à 7,3 %. Une charge flottante sur la propriété et les actifs de TransAlta Utilities (TAU)a été cédée en garantie d’un montant de 265,0 millions de dollars des débentures au 31 décembre 2006. Le taux d’intérêt sur une tranche de200,0 millions de dollars a été converti en un taux variable fondé sur le taux des acceptations bancaires, au moyen de swaps fixe-variable échéanten 2011 (note 6). Des débentures de 100,0 millions de dollars échéant en 2023 et de 50,0 millions de dollars échéant en 2033 sont rachetablesau gré du porteur respectivement en 2008 et 2009. Des débentures de 350 millions de dollars sont venues à échéance en 2006.
Les billets de premier rang portent intérêt à 5,75 % et viennent à échéance en 2013. Le montant de 300,0 millions de dollars américains a étéconverti à un taux variable fondé sur le LIBOR au moyen de swaps fixe-variable échéant en 2013. Les billets portent intérêt à 6,75 % et viennentà échéance le 15 juillet 2012. Tous les billets de premier rang ont été désignés comme couverture du placement net de la société dans desentreprises américaines et mexicaines (note 6).
La dette sans recours est composée d’une dette liée à un financement de projet, de titres d’emprunt et d’obligations garanties de premier rangde CE Gen et d’une dette liée à l’acquisition de la centrale de Wailuku. Les actifs de CE Gen ont été portés en garantie de la dette liée à unfinancement de projet. Les dates d’échéance s’échelonnent de 2007 à 2008, et le taux d’intérêt est fixe à 8,56 %. Les titres d’emprunt de CE Gensont sans recours, comportent des dates d’échéance s’échelonnant de 2010 à 2018 et portent intérêt à des taux situés entre 7,48 % et 8,30 %.L’encours des obligations garanties de premier rang sans recours au 31 décembre 2006 était de 173,2 millions de dollars, porte intérêt à 7,42 %et vient à échéance en 2018. Au 31 décembre 2006, la dette liée à l’acquisition de la centrale de Wailuku était de 9,2 millions de dollars américainsau taux variable de 3,65 %.
Les effets de la centrale de Windsor-Essex portent intérêt à taux fixe et accordent un recours contre la société par l’intermédiaire d’une lettre decrédit de soutien.
Les titres privilégiés portent intérêt à 7,75 % et viennent à échéance en 2050. Au cours de l’exercice 2006, la société a présenté une offreirrévocable pour racheter en totalité les titres privilégiés le 2 janvier 2007 au prix de rachat correspondant à 100 % du capital des titres privilégiés,plus les distributions cumulées et impayées sur ces titres à la date du rachat. La société pouvait choisir de reporter les paiements d’intérêt afférentsaux titres privilégiés et de régler les paiements reportés en espèces ou en actions ordinaires de la société. Jusqu’ici, les paiements d’intérêt onttoujours été réglés en espèces; par conséquent, les titres privilégiés n’ont pas d’effet dilutif sur le résultat par action. Le bénéfice tiré des activitéspoursuivies et le bénéfice net par action entièrement dilués pour 2006 auraient été respectivement accrus de 0,22 $ (0,88 $ en 2005; 0,82 $ en2004) et 0,22 $ (0,94 $ en 2005; 0,87 $ en 2004) si les paiements d’intérêt avaient été réglés en actions. L’intérêt cumulé au taux d’intérêt nominalest inclus dans les intérêts débiteurs.
B. Remboursements de capital
2007 424,7 $2008 157,12009 241,32010 33,02011 251,92012 et par la suite 1 287,8
Total 2 395,8 $
C. Intérêts débiteursExercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Intérêts sur la dette à long terme 155,5 $ 169,3 $ 181,4 $Intérêts sur la dette à court terme 12,7 14,9 11,4Intérêts sur les titres privilégiés 13,6 16,5 44,5Intérêts créditeurs (13,3) (8,7) (9,9)Intérêts capitalisés – (3,4) (20,0)
Intérêts débiteurs, montant net 168,5 $ 188,6 $ 207,4 $
D. GarantiesDans le cours normal des affaires, TransAlta et certaines de ses filiales concluent des ententes visant à fournir à des tiers des garanties financièresou des garanties d’exécution. Ces ententes comprennent des garanties et des lettres de crédit qui servent à soutenir ou à améliorer la solvabilitépour faciliter l’obtention d’un crédit suffisant à l’égard des activités de commercialisation du secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation,d’opérations de couverture, des projets de construction, des achats de matériel et des obligations au titre de la restauration minière du secteurProduction.
Au 31 décembre 2006, la société avait des lettres de crédit en cours de 234,0 millions de dollars et de 344,9 millions de dollars américains. Leslettres de crédit ont été émises à des tiers qui sont exposés à un risque de crédit relativement à certaines filiales. Si la société ou sa filiale ne règlentpas les montants à payer en vertu du contrat, le tiers peut présenter sa réclamation de paiement à l’institution financière, laquelle fera une demandede règlement à la société. Tous les montants à payer par la société ou ses filiales figurent au bilan consolidé. Toutes les lettres de crédit viennentà échéance en 2007 et seront renouvelées, au besoin, dans le cours normal des affaires.
La société a pris des dispositions pour l’émission d’un cautionnement d’un montant de 192,0 millions de dollars américains au soutien desobligations liées à la restauration de la mine Centralia.
TransAlta garantit les obligations de certaines filiales en vertu de contrats qui facilitent les opérations de livraison physique ou les opérations aucomptant prévues aux termes d’instruments dérivés. Si des passifs liés à ces contrats garantis existent pour des activités de négociation, ils sontinclus dans le bilan consolidé. Si des passifs existent relativement à ces contrats garantis pour des couvertures, ils ne sont pas constatés au bilanconsolidé. Les garanties données en vertu de tous les contrats facilitant les opérations de livraison physique ou les opérations au comptant prévuesaux termes d’instruments dérivés au 31 décembre 2006 s’établissaient à un maximum de 1,9 milliard de dollars. De plus, la société compte un
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200682
certain nombre de garanties illimitées. La juste valeur des positions de négociation et de couverture en vertu de contrats où TransAlta a un passifnet, aux termes des garanties limitées et illimitées, s’établissait à 285,3 millions de dollars au 31 décembre 2006 (559,6 millions en 2005).
TransAlta a également fourni des garanties quant aux obligations des filiales d’atteindre un certain rendement et de faire des paiements en vertude certains contrats. Le montant garanti en vertu de ces contrats au 31 décembre 2006 était de 788,3 millions de dollars (645,3 millions de dollarsen 2005). Toute obligation actuelle relative aux garanties de rendement au 31 décembre 2006 figure sous le poste Créditeurs et charges à payer.
La société dispose d’environ 840 millions de dollars d’actifs en garantie non utilisés pour se préserver de ces risques.
Une filiale de la société a conclu un contrat de dérivés de crédit. Selon les modalités de ce contrat, si la société ou une filiale donnée subissait unévénement de crédit précis, la contrepartie aurait le droit d’exiger le paiement de certaines obligations en matière d’emprunt auprès de la sociétéou de la filiale spécifiée. Les obligations en matière d’emprunt auxquelles renvoie ce contrat ont été présentées dans le bilan consolidé etcomprennent également 295 millions de dollars américains de prêts consentis à des filiales de la société (note 8).
17. CRÉDITS REPORTÉS ET AUTRES PASSIFS À LONG TERMEAux 31 décembre 2006 2005
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations 328,5 $ 249,2 $Charges prévues futures liées à la fermeture de la mine Centralia (note 2) 25,6 –Produits reportés et autres 19,7 21,8Contrat d’achat d’électricité conclu avec une société en commandite 27,1 29,2Passif au titre des prestations constituées (note 26) 58,0 49,3Swaps de devises et contrats de change à terme (note 6) 15,1 14,8Juste valeur d’un swap conclu avec une société en commandite – 1,6
474,0 $ 365,9 $Moins la tranche à court terme (50,6) (33,8)
423,4 $ 332,1 $
Le contrat d’achat d’électricité conclu avec la société en commandite représente les rajustements de la juste valeur pour que la centrale deSheerness livre de l’électricité à un prix inférieur à celui en vigueur sur le marché au moment de l’acquisition de la centrale par TA Cogen.
Les produits reportés et autres comprennent les produits futurs liés à la vente de crédits d’émission.
Les charges prévues futures liées à la fermeture de la mine Centralia correspondent au montant prévu futur des indemnités de départ et des autrescharges engagées par suite de la fermeture de la mine.
Le rapprochement entre le solde d’ouverture et le solde de fermeture des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations se présentecomme suit :
Solde au 31 déc]embre 2004 238,1 $Passifs engagés pendant la période 12,3Passifs réglés pendant la période (29,4)Charge de désactualisation 19,3Révisions du calendrier et du montant des flux de trésorerie estimatifs 25,6Variation des taux de change (16,7)
Solde au 31 décembre 2005 249,2 $Passifs engagés pendant la période 7,6Passifs réglés pendant la période (29,2)Charge de désactualisation 21,5Révisions du calendrier et du montant des flux de trésorerie estimatifs 79,1Variation des taux de change 0,3
Solde au 31 décembre 2006 328,5 $
À la suite de la décision de mettre fin à l’exploitation de la mine Centralia, les activités de remise en état ont été devancées par rapport à la fin devie de la mine, initialement prévue en 2032. Cette variation des flux de trésorerie a généré une hausse de 34,0 millions de dollars des obligationsliées à la mise hors service d’immobilisations. Le reste vient des rajustements de l’estimation des autres centrales.
TransAlta estime à environ 1,1 milliard de dollars le montant non actualisé des flux de trésorerie nécessaires pour régler les obligations liées à lamise hors service d’immobilisations entre 2007 et 2072. La majeure partie des coûts sera engagée entre 2020 et 2030. Un taux d’actualisationde 8 % et un taux d’inflation de 2 % ont permis de calculer la valeur comptable des obligations liées à la mise hors services d’immobilisations. Au31 décembre 2006, la société avait un cautionnement de 192,0 millions de dollars américains (192,0 millions de dollars américains en 2005) poursoutenir ses obligations futures liées à la mise hors service d’immobilisations à la mine Centralia. Au 31 décembre 2006, la société avait des lettresde crédit d’un montant de 47,3 millions de dollars (60,8 millions de dollars en 2005) au soutien des obligations futures liées à la mise hors serviced’immobilisations des mines de l’Alberta.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 83
NO
TES
18. PARTICIPATIONS SANS CONTRÔLE
A. États des résultatsExercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Participation de TransAlta Énergie dans la société en commandite TA Cogen (note 27) 35,3 $ 2,1 $ 31,5 $Participation de 25 % dans la société en commandite Saranac qui n’est pas détenue par CE Gen 16,2 16,4 14,5
51,5 $ 18,5 $ 46,0 $
B. BilansAux 31 décembre 2006 2005
Participation de TransAlta Énergie dans la société en commandite TA Cogen 502,6 $ 525,0 $Participation de 25 % dans la société en commandite Saranac qui n’est pas détenue par CE Gen 32,4 33,6
535,0 $ 558,6 $
19. ACTIONS ORDINAIRES
A. Émises et en circulationLa société est autorisée à émettre un nombre illimité d’actions ordinaires avec droit de vote sans valeur nominale.
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Actions Actions Actions ordinaires ordinaires ordinaires
(en millions) Montant (en millions) Montant (en millions) Montant
Émises et en circulation au début de l’exercice 198,7 $ 1 697,9 $ 194,1 $ 1 611,9 $ 190,7 $ 1 555,7 $Émises dans le cadre d’un appel public à l’épargne et autres – – – – – –Émises en vertu du régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions 3,0 70,0 3,5 68,1 3,4 55,3Émises à l’achat de Vision Quest – – – 0,2 – 0,7Émises au comptant en vertu des régimes d’options sur actions 0,6 14,3 1,0 16,3 0,1 1,1Émises en vertu du régime d’actionnariat fondé sur le rendement 0,1 0,1 0,1 1,2 – 1,1Rachetées par la société – – – – (0,1) (1,2)Prêts au titre du régime d’actionnariat des employés – 0,1 – 0,2 – (0,8)
202,4 $ 1 782,4 $ 198,7 $ 1 697,9 $ 194,1 $ 1 611,9 $
Au 31 décembre 2006, la société avait 202,4 millions d’actions ordinaires émises et en circulation (198,7 millions en 2005 et 194,1 millions en2004), ainsi que des options sur actions des employés en cours visant l’achat de 2,2 millions d’actions additionnelles (2,9 millions en 2005 et2,9 millions en 2004).
En février 2004, TransAlta a annoncé une offre publique de rachat dans le cours normal des affaires lui permettant de racheter jusqu’à 3,0 millionsd’actions ordinaires aux fins d’annulation. En 2005, aucune action n’a été rachetée. En 2004, 143 500 actions ont été rachetées et aucune actionn’a été rachetée au cours de 2003. En 2004, l’excédent de 1,1 million de dollars du prix de rachat sur la valeur comptable nette moyenne desactions ordinaires a été imputé aux bénéfices non répartis.
B. Régime de droits des actionnairesLe principal objectif du régime de droits des actionnaires consiste à accorder suffisamment de temps au conseil d’administration de la sociétépour étudier et élaborer des solutions permettant d’optimiser la valeur pour les actionnaires dans l’éventualité d’une offre publique d’achat visantla société, et à permettre à chaque actionnaire de participer en toute équité à une telle offre. Le régime a tout d’abord été approuvé en 1992, puisa été révisé périodiquement afin de le rajuster en fonction des pratiques actuelles.
Lorsqu’un actionnaire acquéreur achète 20 % ou plus des actions ordinaires en circulation de la société et qu’il ne dépose pas d’offre publiqued’achat pour toutes les actions ordinaires en circulation, chaque actionnaire autre que l’actionnaire acquéreur peut recevoir un droit pour chaqueaction ordinaire qu’il détient. Chaque droit autorise le porteur à acquérir un montant supplémentaire de 160 dollars d’actions ordinaires contre unesomme de 80 dollars.
C. Régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actionsAux termes du régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions, les participants peuvent acheter des actions ordinairesadditionnelles en réinvestissant des dividendes. En 2006, en vertu de ce programme, 3,0 millions d’actions ordinaires (3,5 millions en 2005;3,4 millions en 2004) ont été achetées pour 70,0 millions de dollars (68,1 millions de dollars en 2005; 55,3 millions de dollars en 2004). Au coursde l’exercice 2006, la société a annoncé que le régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions sera modifié à compter du 1er janvier2007. Ainsi, après le 31 décembre 2006, la société annule l’escompte de 5 % sur le prix des actions achetées en vertu du régime de réinvestis-sement de dividendes et d’achat d’actions et émises sur la capital autorisé. Après le 31 décembre 2006, les actions achetées en vertu du régimede réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions seront acquises sur le marché libre au prix moyen pondéré total des actions ordinairesnégociées à la Bourse de Toronto aux dates de placement. Les actions pouvant être émises en vertu du régime de réinvestissement de dividendeset d’achat d’actions n’ont été inscrites sous aucune loi fédérale ou relative aux valeurs mobilières des États-Unis, et les citoyens ou les résidentsaméricains ne sont pas admissibles au régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actions.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200684
D. Résultat par actionExercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Numérateur Dénominateur Numérateur Dénominateur Numérateur Dénominateur
(retraité, note 1) (retraité, note 1)Résultat de base par action tiré des activités poursuivies 44,9 200,8 174,3 196,8 159,6 192,7Incidence du régime d’actionnariat fondé sur le rendement – 0,4 – 0,4 – 0,1
Résultat dilué par action tiré des activités poursuivies 44,9 201,2 174,3 197,2 159,6 192,8
20. ACQUISITIONS ET CESSIONS
A. AcquisitionsLe 17 février 2006, la société a acquis une participation de 50 % dans Wailuku River Hydroelectric L.P. (Wailuku) pour une contrepartie de 1,0 millionde dollars américains (1,2 million de dollars canadiens). L’acquisition est comptabilisée selon la méthode de l’acquisition. Le tableau suivant résumela juste valeur estimative des actifs acquis et des passifs pris en charge à la date d’acquisition. Les résultats financiers de Wailuku ont été consolidésproportionnellement avec ceux de TransAlta.
Actifs nets acquis aux valeurs attribuéesFonds de roulement, incluant un montant au comptant de 0,3 million de dollars (2,7) $Immobilisations corporelles 26,2Dette à long terme, y compris la tranche échéant à moins d’un an (22,3)
Total 1,2 $
Contrepartie :Comptant 1,2 $
B. CessionsLe 1er décembre 2004, TransAlta a réalisé la vente à TransAlta Cogeneration, L.P. (TA Cogen) de sa participation de 50 % dans l’installation decogénération de Meridian de 220 mégawatts (MW), située à Lloydminster, en Saskatchewan, détenue à 50,01 % par TransAlta et à 49,99 % parla société en commandite TransAlta Énergie (TransAlta Énergie) à sa juste valeur de 110 millions de dollars. TA Cogen a financé l’acquisition aumoyen de fonds en caisse de 50,0 millions de dollars, l’émission de parts de 30,0 millions de dollars à TransAlta Énergie et de 30,0 millions dedollars à Corporation d’Énergie TransAlta (CET), et une avance de 30 millions de dollars à CET. Au 31 décembre 2006, l’encours de l’avances’établissait à 5,0 millions de dollars (5,0 millions de dollars en 2005) et est compris dans les débiteurs.
Le 31 juillet 2003, TransAlta a vendu à TA Cogen sa participation de 50 % dans les deux groupes de 756 MW de la centrale de Sheernessalimentée au charbon, pour 630,0 millions de dollars. TransAlta a reçu un produit au comptant de 149,9 millions de dollars ainsi que des parts deTA Cogen totalisant 315,0 millions de dollars et des parts de TransAlta Énergie totalisant 165,1 millions de dollars. Dans le cadre du financementet en même temps que la vente, TransAlta Énergie a émis 17,75 millions de parts de société en commandite et 17,75 millions de bons desouscription au grand public pour un produit brut de 165,1 millions de dollars, ainsi que 17,75 millions de parts de société en commandite àTransAlta pour un produit brut de 165,1 millions de dollars. Par suite de l’émission des parts, la participation de TransAlta dans TransAlta Énergies’établissait à environ 26 % au 31 juillet 2003. Chaque bon de souscription, une fois exercé, était échangeable en tout temps contre une part deTransAlta Énergie jusqu’au 3 août 2004. Au fur et à mesure que les bons de souscription étaient exercés, TransAlta revendait des parts de TransAltaÉnergie à cette dernière, à raison de 9,30 $ la part, réduisant progressivement sa participation dans TransAlta Énergie, et augmentant le produit aucomptant. Par suite de l’exercice des bons de souscription et de la revente des parts de TransAlta Énergie par la société, la participation de TransAltadans cette dernière a été réduite à 0,01 % détenue par TransAlta Power Ltd., commandité de TransAlta Énergie, au 31 décembre 2004.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2004, TransAlta a constaté des gains de dilution de 44,8 millions de dollars à l’exercice de bons desouscription et à la revente de parts.
21. OPÉRATIONS ENTRE PARTIES LIÉES
En août 2006, TransAlta a conclu une entente avec CE Gen, société sous contrôle commun de TransAlta et de MidAmerican, filiale de BerkshireHathaway, en vertu de laquelle TransAlta achète l’électricité disponible de certaines filiales de CE Gen selon un prix fixe. En outre, CE Gen a concludes contrats avec des parties liées pour offrir des services d’administration et d’entretien.
Le 8 mars 2006, TA Cogen a conclu une entente avec CET selon laquelle CET a fourni un swap de prix fixe-variable sur instruments financiers àTA Cogen à des prix du marché durant l’entretien planifié à la centrale de Sheerness au cours du deuxième trimestre de 2006. Le swap a étéconclu au cours du deuxième trimestre de 2006 et n’a pas eu d’incidence importante sur les états financiers. TA Cogen est détenue à 50,01 %par TransAlta et CET est détenue en totalité par TransAlta.
Pour la période de novembre 2002 à novembre 2012, TA Cogen a conclu divers swaps sur transport avec une filiale en propriété exclusive deTransAlta, CET (note 6). CET exploite et gère les trois centrales électriques à cycle combiné de TA Cogen en Ontario et une centrale à FortSaskatchewan, en Alberta. CET offre également des services de gestion à Sheerness, laquelle est exploitée par Canadian Utilities. L’objectifcommercial du swap sur transport est d’assurer à TA Cogen l’approvisionnement en gaz à prix fixe, en lui évitant d’être exposée à l’augmentationdes coûts de transport par gazoduc pour trois de ses centrales pendant toute la durée du swap. Le notionnel, exprimé en volume de gaz, del’opération représente le total des expéditions de combustible pour chacune des centrales. Les montants d’échange ont été calculés d’après lavaleur marchande du contrat. TransAlta a conclu un contrat en sens inverse avec un tiers, limitant ainsi son risque à celui de contrepartie.
Le 8 mars 2005, TA Cogen a conclu un arrangement avec CET selon lequel CET a offert un swap de prix fixe-variable sur instruments financiersà TA Cogen durant un entretien planifié à la centrale de Sheerness au cours du deuxième trimestre de 2005. Cette opération n’a pas d’incidenceimportante sur les états financiers de TransAlta.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 85
NO
TES
Le 1er décembre 2004, TransAlta a réalisé la vente à TA Cogen de sa participation de 50 % dans l’installation de cogénération de Meridian de220 MW, située à Lloydminster, en Saskatchewan, à sa juste valeur de 110,0 millions de dollars. TA Cogen (détenue à 50,01 % par TransAlta età 49,99 % par TransAlta Énergie) a financé l’acquisition au moyen de fonds en caisse de 50,0 millions de dollars et à l’émission de parts de 30,0millions de dollars à TransAlta Énergie et de 30,0 millions de dollars à CET. TA Cogen a également consenti une avance de 30,0 millions de dollarsà CET. Au 31 décembre 2005, l’avance non réglée s’établissait à 5,0 millions de dollars (28,0 millions de dollars en 2004) et est comprise dansles débiteurs. TransAlta a enregistré un gain de 11,5 millions de dollars après impôts et taxes ou de 0,06 $ l’action ordinaire (17,7 millions de dollarsavant impôts et taxes) en 2004.
22. AUTRES ÉVENTUALITÉS
En mars 2003, la FERC a terminé son enquête sur les marchés du gaz naturel et de l’électricité et a indiqué que le total des remboursements del’industrie à l’égard des prix surfaits sera plus élevé que prévu.
En juin 2003, la FERC a publié deux ordonnances de justification mettant en cause des filiales américaines de TransAlta, à savoir l’ordonnancePartnership Gaming Order (ordonnance concernant l’agiotage par l’entremise de partenariats) et l’ordonnance Gaming Practices Order(ordonnance concernant les manœuvres d’agiotage). Ces ordonnances exigeaient que TransAlta justifie certaines activités de négociation enCalifornie entre le 1er octobre 2000 et le 20 juin 2001. En réponse aux ordonnances de justification de la FERC, TransAlta a confirmé qu’elle nes’était pas livrée à des manœuvres d’agiotage. D’après l’information fournie par TransAlta, le personnel plaidant de la FERC a présenté unedemande de rejet à l’égard de TransAlta dans l’affaire des deux ordonnances de justification. Le 22 janvier 2004, la FERC a accédé à la demandede rejet du personnel plaidant relativement à TransAlta en ce qui concerne les deux ordonnances. La FERC a établi que TransAlta ne s’était paslivrée à des manœuvres d’agiotage.
Le 30 mai 2002, le bureau du procureur général de la Californie a déposé des plaintes civiles devant le tribunal de l’État de la Californie contre huitgrossistes en électricité, dont TransAlta. Les plaintes allèguent qu’il y a eu des infractions à la loi sur les pratiques commerciales déloyales de laCalifornie relativement aux tarifs facturés pour la vente en gros d’électricité. Le tribunal de l’État a rejeté la plainte du procureur général et a renduune ordonnance de rejet des réclamations contre TransAlta. Le procureur général a renoncé à faire appel de cette décision le 2 novembre 2004;par conséquent, la décision est définitive depuis cette date.
Le 19 octobre 2006, le gouvernement canadien a déposé la Loi canadienne sur la qualité de l’air qui vise à réglementer les émissions de gaz àeffet de serre et les polluants atmosphériques. Le projet de loi est actuellement à l’étude au Parlement et peut faire l’objet de modifications. Nicible de réduction des émissions ni mécanisme de conformité n’a été présenté et, par conséquent, la société ne peut évaluer l’incidence de sesactivités sur l’environnement. Les cibles d’émission aux termes de la Loi canadienne sur la qualité de l’air concerneront probablement aussi lemercure, toutefois elles seront sans doute dépassées par les normes provinciales déjà en vigueur, lesquelles exigent une réduction de 70 % desémissions d’ici 2010. TransAlta est en voie de satisfaire à ces exigences.
La société est partie à diverses autres réclamations et poursuites faisant partie du cours normal des affaires. La société ne prévoit pas que l’issuede ces procédures compte tenu des couvertures d’assurance dont elle dispose et des montants déjà provisionnés à l’égard de ces réclamationsaura une incidence défavorable importante sur la société.
23. ENGAGEMENTS
Une importante partie des produits de la société tirés de ses ventes d’électricité et d’énergie thermique dépend des CAÉ et des contrats à longterme. En date du 1er janvier 2001, une tranche importante des actifs liés au secteur Production à base de charbon en Alberta sont devenusassujettis aux CAÉ à long terme pour environ la durée de vie restante de chaque centrale ou groupe. Ces CAÉ définissent des exigences deproduction et des capacités cibles que chaque centrale ou groupe doit observer ainsi que le prix auquel chaque MWh sera fourni au client. Lacapacité résiduelle de production à base de charbon en Alberta est vendue sur le marché libre de l’électricité.
Une tranche de la capacité des installations alimentées au gaz de Poplar Creek et la totalité de sa production de vapeur est attribuée au client en vertud’un contrat à long terme. La capacité résiduelle peut être achetée par le client à des tarifs précisés ou vendue sur le marché libre de l’électricité parTransAlta. D’autres installations alimentées au gaz fournissent de la vapeur ou de l’électricité à des clients précis en vertu de contrats à long termecomportant des exigences additionnelles à l’égard de la disponibilité, de la fiabilité et d’autres mesures de rendement précises pour les centrales.
Quant au Mexique, la production d’électricité des centrales est assujettie à des contrats de 25 ans avec la Commission fédérale de l’électricité(Comisión Federal de Electricidad). Ces contrats définissent des capacités cibles et le prix auquel la centrale sera payée par kilowatt de capacitédisponible, ainsi que les objectifs d’efficacité pour le recouvrement des coûts du combustible selon les prix du marché.
À Sarnia, des contrats de 20 ans avec un groupe de clients offrent trois options de prolongement de cinq ans des contrats. Les contrats s’appliquentjusqu’à concurrence de 40 % de la capacité maximale de la centrale. Ces contrats définissent les paiements pour les mégawatts en période depointe, le total des mégawattheures et de la vapeur consommée, tandis que TransAlta prend en charge le risque de disponibilité et de consommationspécifique de chaleur. TransAlta a signé un contrat de cinq ans avec l’Office de l’électricité de l’Ontario visant l’approvisionnement de 400 MWd’électricité au marché de l’électricité de l’Ontario. Le contrat est entré en vigueur le 1er janvier 2006. La capacité restante est disponible pourexportation sur le marché selon les conditions de celui-ci. La production dans les centrales restantes de l’Ontario est assujettie à des contratsvenant à échéance sur des périodes de sept à douze ans.
Les centrales de Mississauga et de Windsor-Essex ont des contrats qui définissent les capacités cibles et le prix que recevra la centrale par MWhproduit, ainsi que la part du risque à assumer à l’égard des coûts du combustible en fonction des prix du marché. Les modalités du contrat de lacentrale d’Ottawa sont similaires, sauf en ce qui concerne la part du risque à assumer à l’égard des coûts du combustible. Les contrats d’énergiethermale pour les centrales de l’Ontario viennent à échéance en même temps que les contrats de production de l’énergie et couvrent un bassinde clientèle différent. Ces contrats définissent les paiements pour les volumes consommés, tandis que TA Cogen prend en charge le risque deconsommation spécifique de chaleur.
Une grande partie de la production de la centrale au charbon de Centralia est régie par des contrats de vente d’énergie à court et à moyen terme.De plus, une partie des ventes d’énergie de la société provenant des centrales au gaz sont régies par des contrats de vente d’énergie à moyenet à long terme.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200686
La centrale au charbon de Centralia dispose de plusieurs contrats relativement à l’approvisionnement et au transport ferroviaire de charbon pouralimenter la production du bassin fluvial de Powder. Quant aux centrales thermiques de l’Alberta, les mines sont exploitées par une partie liée qui reçoitun montant fixe pour approvisionner une quantité prévue de charbon. Ces montants sont comptabilisés comme des contrats d’exploitation minière.
La société a conclu un certain nombre de contrats d’achat de gaz naturel à long terme, de contrats de transport et de transmission et de contratsde redevances et de droits de passage dans le cours normal des affaires.
Les paiements futurs approximatifs en vertu des contrats d’achat à prix fixes, des contrats de location-exploitation et des contrats d’exploitationminière se présentent comme suit :
Contrats Contrats Contrats d’achat de gaz de location- d’exploitation
à prix fixes exploitation minière Total
2007 52,2 $ 14,8 $ 183,6 $ 250,6 $2008 54,0 11,1 169,4 234,52009 31,0 9,9 64,4 105,32010 8,2 9,1 20,9 38,22011 8,2 9,2 20,4 37,82012 et par la suite 55,0 79,3 271,6 405,9
Total 208,6 $ 133,4 $ 730,3 $ 1 072,3 $
24. INFORMATIONS SECTORIELLES
A. Description des secteurs isolablesTransAlta compte deux secteurs d’activité : Production et Expansion de l’entreprise et commercialisation. Les secteurs de TransAlta sont soutenuspar un groupe du siège social qui fournit des services financiers et juridiques, des services de trésorerie, des services de santé et de sécuritéenvironnementales, des services de développement durable, des services de communications de l’entreprise, des services de relations avec lesgouvernements, des services de technologie de l’information et de ressources humaines ainsi que d’autres services administratifs.
Chaque secteur d’activité est responsable de ses propres résultats d’exploitation, mesurés d’après le bénéfice ou la perte d’exploitation.
Le secteur Production détient des centrales alimentées au charbon, des centrales d’énergie éolienne, des centrales géothermiques, des centralesalimentées au gaz et des centrales hydrauliques au Canada, aux États-Unis, au Mexique et en Australie et tire ses produits de la vente d’électricité,de vapeur, de gaz et de services accessoires. Les charges de production comprennent les charges intersectorielles imputées au secteur Expansionde l’entreprise et commercialisation au titre de services de commercialisation de l’énergie et de gestion des risques financiers et totalisant27,8 millions de dollars (26,0 millions de dollars en 2005; 26,0 millions de dollars en 2004).
Le secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation tire ses produits et son bénéfice du commerce de gros de l’électricité et de la négociationde contrats de produits de base et d’instruments dérivés liés à l’énergie qui ne sont pas adossés à des actifs de production appartenant àTransAlta. Le secteur Expansion de l’entreprise et commercialisation utilise des contrats de diverses durées pour la vente à terme de gré à gréd’électricité et l’achat de gaz naturel et de capacités de transport afin de gérer efficacement la capacité de production disponible et les besoinsde combustible et de transport pour le secteur Production. Ces résultats sont inclus dans le secteur Production. Les charges d’exploitation sontprésentées déduction faite des charges intersectorielles liées à la prestation de ces services de commercialisation de l’énergie, de gestion du risquefinancier, commerciaux, de portefeuille et de gestion réglementaire de 27,8 millions de dollars (26,0 millions de dollars en 2005; 26,0 millions dedollars en 2004).
Les conventions comptables qui régissent les secteurs d’activité sont les mêmes que celles décrites à la note 1. Les opérations intersectorielles sontcomptabilisées selon la méthode du recouvrement des coûts, lesquels se rapprochent des taux pratiqués sur le marché. Les produits des secteursd’activité sont comptabilisés déduction faite des opérations intersectorielles.
B. Bénéfice ou perte sectoriel(le) et actifs sectoriels
I. Données tirées des états des résultatsExpansion
de l’entreprise et commercia-
Exercice terminé le 31 décembre 2006 Production vlisation Siège social Total
Produits 2 611,9 $ 184,6 $ – $ 2 796,5 $Achats négociés – (118,9) – (118,9)Combustible et achats d’électricité (note 2 ) (1 186,2) – – (1 186,2)
Marge brute 1 425,7 65,7 – 1 491,4
Exploitation, entretien et administration 458,3 36,9 86,1 581,3Amortissement 396,9 1,3 12,1 410,3Impôts et taxes, autres que les impôts sur les bénéfices 21,1 – 0,2 21,3Répartition des coûts intersectoriels 27,8 (27,8) – –
Charges d’exploitation 904,1 10,4 98,4 1 012,9
Charges liées à la fermeture de la mine (note 2) 191,9 – – 191,9Imputations pour dépréciation d’actifs (note 3) 130,0 – – 130,0
Bénéfice (perte) d’exploitation 199,7 $ 55,3 $ (98,4)$ 156,6 $Perte de change (0,5)Intérêts débiteurs, montant net (168,5)Quote-part des résultats de sociétés satellites (17,0)
Perte tirée des activités poursuivies avant les impôts sur les bénéfices et les participations sans contrôle (29,4)$
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 87
NO
TES
Expansion de l’entreprise
Exercice terminé le 31 décembre 2005 et commercia-(retraité, note 1) Production lisation Siège social Total
Produits 2 607,5 $ 231,0 $ – $ 2 838,5 $Achats négociés – (174,1) – (174,1)Combustible et achats d’électricité (1 222,4) – – (1 222,4)
Marge brute 1 385,1 56,9 – 1 442,0
Exploitation, entretien et administration 481,1 38,5 76,4 596,0Amortissement 354,9 1,7 11,3 367,9Impôts et taxes, autres que les impôts sur les bénéfices 21,3 – – 21,3Répartition des coûts intersectoriels 26,0 (26,0) – –
Charges d’exploitation 883,3 14,2 87,7 985,2
Imputations pour dépréciation d’actifs (note 3) 36,2 – – 36,2
Bénéfice (perte) d’exploitation 465,6 $ 42,7 $ (87,7) $ 420,6 $Gain de change 1,3Intérêts débiteurs, montant net (188,6)Quote-part des résultats des sociétés satellites (0,9)
Bénéfice tiré des activités poursuivies avant les impôts sur les bénéfices et les participations sans contrôle 232,4 $
Expansion de l’entreprise
Exercice terminé le 31 décembre 2004 et commercia-(retraité, note 1) Production lisation Siège social Total
Produits 2 341,7 $ 244,5 $ – $ 2 586,2 $Achats négociés – (197,7) – (197,7)Combustible et achats d’électricité (1 035,2) – – (1 035,2)
Marge brute 1 306,5 46,8 – 1 353,3
Exploitation, entretien et administration 450,0 31,3 66,2 547,5Amortissement 343,5 2,0 12,0 357,5Impôts et taxes, autres que les impôts sur les bénéfices 20,5 – – 20,5Répartition des coûts intersectoriels 26,0 (26,0) – –
Charges d’exploitation 840,0 7,3 78,2 925,5
Décision réglementaire d’une période antérieure (note 4) – (22,9) – (22,9)Gain à la vente des parts de société en commandite de TransAlta Énergie (note 20) 44,8 – – 44,8Gain à la vente de l’installation de cogénération de Meridian (note 20) 17,7 – – 17,7
Bénéfice (perte) d’exploitation avant répartition des charges du siège social 529,0 $ 16,6 $ (78,2) $ 467,4 $Gain de change 0,7Intérêts débiteurs, montant net (207,4)Quote-part des résultats des sociétés satellites (8,5)
Bénéfice tiré des activités poursuivies avant les impôts sur les bénéfices et les participations sans contrôle 252,2 $
II. Principales données tirées des bilansExpansion
de l’entreprise et commercia-
31 décembre 2006 Production lisation Siège social Total
Écart d’acquisition 108,0 $ 29,5 $ – $ 137,5 $Total des actifs sectoriels 6 159,3 $ 185,0 $ 1 115,8 $ 7 460,1 $
Expansion de l’entreprise
31 décembre 2005 et commercia-(retraité, note 1) Production lisation Siège social Total
Écart d’acquisition 108,1 $ 29,5 $ – $ 137,6 $Total des actifs sectoriels 6 460,6 $ 293,2 $ 939,3 $ 7 693,1 $
III. Principales données tirées des états des flux de trésorerieExpansion
de l’entreprise et commercia-
Exercice terminé le 31 décembre 2006 Production lisation Siège social Total
Dépenses en immobilisations 205,9 $ 1,6 $ 16,2 $ 223,7 $Acquisitions 1,2 $ – $ – $ 1,2 $
Exercice terminé le 31 décembre 2005
Dépenses en immobilisations 313,6 $ 1,5 $ 10,8 $ 325,9 $
Exercice terminé le 31 décembre 2004
Dépenses en immobilisations 332,3 $ 2,3 $ 11,1 $ 345,7 $
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200688
IV. RapprochementExercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Dotation aux amortissements des secteurs isolables 410,3 $ 367,9 $ 357,5 $Amortissement du matériel d’exploitation minière, porté dans Combustible et achats d’électricité 49,0 49,9 53,3Charge de désactualisation, comprise dans la dotation aux amortissements (21,5) (19,3) (19,3)Divers – 2,4 (1,4)
Dotation aux amortissements selon les états des flux de trésorerie 437,8 $ 400,9 $ 390,1 $
C. Information géographique
I. Produits2006 2005 2004
Canada 1 771,5 $ 1 716,1 $ 1 662,7 $États-Unis 934,2 1 026,2 833,0Australie 90,8 96,2 90,5
2 796,5 $ 2 838,5 $ 2 586,2 $
II. Immobilisations corporelles et écart d’acquisitionImmobilisations corporelles Écart d’acquisition
2006 2005 2006 2005
Canada 3 694,2 $ 3 789,3 $ 56,5 $ 56,5 $États-Unis 1 182,2 1 591,0 81,0 81,1Australie 165,5 171,2 – –
5 041,9 $ 5 551,5 $ 137,5 $ 137,6 $
25. RÉGIME DE RÉMUNÉRATION À BASE D’ACTIONS
Au 31 décembre 2006, la société avait trois régimes de rémunération à base d’actions et un régime d’actionnariat des employés.
La société est autorisée à attribuer aux employés des options pour acheter jusqu’à 13,0 millions d’actions ordinaires à des prix fondés sur le coursdes actions à la date d’attribution. La société a réservé 13,0 millions d’actions ordinaires à des fins d’émission.
A. Régimes d’options sur actions à caractéristiques fixes
I. Régime de la direction
L’attribution d’options en vertu de ce régime d’options sur actions à caractéristiques fixes a été interrompue en 1997. En vertu de ce régime,les options étaient attribuées à certains employés admissibles. Les options ne pouvaient être exercées qu’un an après la date d’attribution. Parla suite, le nombre d’options exercées ne devait pas dépasser 20 % du nombre d’options attribuées par année, de façon cumulative jusqu’àla sixième année, après quoi la totalité des options attribuées pouvait être exercée jusqu’à la dixième année, soit la date d’échéance.
II. Régime des employés du Canada
Ce régime est offert à la totalité des employés à temps plein et à temps partiel occupant un poste de directeur ou un poste subalterne auCanada. Les options attribuées en vertu de ce régime ne peuvent être exercées qu’un an après la date d’attribution. Par la suite, le nombred’options exercées ne doit pas dépasser 25 % du nombre d’options attribuées par année, de façon cumulative jusqu’à la cinquième année,après quoi la totalité des options attribuées peut être exercée jusqu’à la dixième année, soit la date d’échéance.
III. Régime des employés des États-Unis
Ce régime est offert à la totalité des employés à temps plein et à temps partiel occupant un poste de directeur ou un poste subalterne auxÉtats-Unis. Les options attribuées en vertu de ce régime ne peuvent être exercées qu’un an après la date d’attribution. Par la suite, le nombred’options exercées ne doit pas dépasser 25 % du nombre d’options attribuées par année, de façon cumulative jusqu’à la cinquième année,après quoi la totalité des options attribuées peut être exercée jusqu’à la dixième année, soit la date d’échéance.
IV. Régime australien d’options fictives
Ce régime est entré en vigueur en 2001 et a été offert à tous les employés à plein temps et à temps partiel de l’Australie, à l’exception desadministrateurs et des dirigeants. Les options attribuées en vertu de ce régime ne sont pas attribuées concrètement, mais les employésreçoivent la valeur équivalente des actions au comptant quand ils exercent leurs options. Les options attribuées en vertu de ce régime nepeuvent être exercées qu’un an après la date d’attribution. Par la suite, le nombre d’options exercées ne doit pas dépasser 25 % du nombred’options attribuées par année, de façon cumulative jusqu’à la cinquième année, après quoi la totalité des options attribuées peut être exercéejusqu’à la dixième année, soit la date d’échéance.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 89
NO
TES
V. Régime mexicain d’options fictives
Le régime mexicain d’options fictives comporte les mêmes règles que le régime australien, la première attribution ayant eu lieu en 2005.
Options en cours Options exerçables
Durée Nombre contractuelle Nombre
d’options résiduelle Prix d’options Prix en cours au moyenne d’exercice exerçables au d’exercice
31 déc. 2006 pondérée moyen 31 déc. 2006 moyen (en millions) (en années) pondéré (en millions) pondéré
Fourchette des prix d’exercice13,12 $ – 18,00 $ 1,3 7,1 16,87 $ 0,5 16,00 $18,01 $ – 23,00 $ 0,3 5,0 21,05 0,3 21,0423,01 $ – 27,70 $ 0,4 4,3 27,70 0,5 27,70
13,12 $ – 27,70 $ 2,0 6,1 19,95 $ 1,3 21,55 $
B. Régime d’options sur actions fondé sur le rendementEn 1999, la société a étendu la participation à son régime d’options sur actions afin d’inclure tous les employés canadiens de la société, sauf àpartir de l’échelon directeur, en émettant des options sur actions dont la date d’échéance est en 2009. L’acquisition dépend de l’atteinte decertains objectifs liés au résultat par action.
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Nombre Prix Nombre Prix Nombre Prix d’options d’exercice d’options d’exercice d’options d’exercice
sur actions moyen sur actions moyen sur actions moyen (en millions) pondéré (en millions) pondéré (en millions) pondéré
En circulation au début de l’exercice 0,2 22,62 $ 0,2 22,44 $ 0,2 22,44 $Exercées – 21,99 – 21,33 $ – –Annulées ou échues – 23,05 – 23,05 – –
En circulation à la fin de l’exercice 0,2 22,73 $ 0,2 22,62 $ 0,2 22,44 $
Au 31 décembre 2006, 6 000 options de la société, en vertu de ce régime, assorties d’un prix d’exercice de 14,15 $ et d’une durée contractuellerésiduelle moyenne pondérée de 3,0 ans, ainsi que 159 500 options assorties d’un prix d’exercice de 23,05 $ et d’une durée contractuelle résiduellemoyenne pondérée de 2,1 ans étaient en circulation. Au 31 décembre 2006, tous les droits étaient acquis à l’égard des options en circulation.
C. Régime d’actionnariat fondé sur le rendement (RAFR)En vertu des modalités du RAFR, qui a débuté en 1997, la société était autorisée à attribuer aux employés et aux administrateurs jusqu’à2,0 millions d’actions ordinaires. Le nombre d’actions ordinaires qui pouvaient être émises en vertu de ce régime et des régimes d’options suractions ne pouvait, cependant, être supérieur à 6,0 millions d’actions ordinaires. Les participants au RAFR reçoivent des attributions qui, aprèstrois ans, leur permettent de recevoir un certain nombre d’actions ordinaires ou un montant au comptant équivalent, jusqu’à concurrence dumontant des options attribuées majoré de tous les dividendes cumulés. Le nombre réel d’actions ordinaires ou le montant au comptant équivalentqu’un participant peut recevoir est déterminé selon le rang centile du rendement total pour les actionnaires des actions ordinaires de la société surune période de trois ans par rapport à un groupe donné de sociétés ouvertes inscrites à l’indice composé S&P/TSX.
Le 31 décembre 2001, le régime a été modifié de sorte qu’après trois ans, une fois que l’admissibilité au RAFR a été déterminée, 50 % des actionspeuvent être remises au participant, tandis que les 50 % qui restent seront détenues en fiducie pour une année additionnelle. En outre, le nombred’actions ordinaires que la société est autorisée à attribuer aux termes du RAFR a été porté à 4,0 millions d’actions ordinaires, et le nombre maximumd’actions ordinaires qui peut être émis en vertu du RAFR et des régimes d’options sur actions a été haussé à 13,0 millions d’actions ordinaires.
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Nombre d’attributions en circulation au début de l’exercice 1,1 1,5 1,5Consenties 0,6 0,4 0,4Attribuées (0,1) (0,1) –Annulées ou échues (0,4) (0,7) (0,4)
Nombre d’attributions en circulation à la fin de l’exercice 1,2 1,1 1,5
En 2006, la charge de rémunération relative au RAFR s’est établie à 5,2 millions de dollars (10,6 millions de dollars en 2005; 3,4 millions de dollarsen 2004), constatée au titre des charges d’exploitation, d’entretien et d’administration dans les états des résultats. En 2006, 137 039 actionsordinaires ont été émises à 25,41 $ l’action. En 2005, 65 332 actions ordinaires ont été émises à 25,41 $ l’action. En 2004, 16 457 actions ordinairesont été émises à 17,11 $ l’action et 44 846 actions ordinaires ont été émises à 18,53 $ l’action.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200690
D. Régime d’actionnariat des employésAux termes du régime d’achat d’actions des employés, la société offrira aux employés en dessous de l’échelon de dirigeant des prêts sans intérêt(jusqu’à concurrence de 30 % du salaire de base), remboursables sur une période de trois ans par prélèvements sur le salaire. Les dirigeants nesont plus admissibles à ce programme en vertu de la loi intitulée Sarbanes-Oxley Act. La société achètera, au nom des employés, les actionsordinaires sur le marché libre à un prix égal au cours des actions à la date d’achat. La vente de ces actions par les employés sera traitée de lamême façon. Au 31 décembre 2006, les montants à recevoir des employés en vertu de ce régime totalisaient 0,4 million de dollars (0,6 million dedollars en 2005).
E. Rémunérations à base d’actionsAu 31 décembre 2006, la société avait 2,2 millions d’options sur actions des employés en circulation (2,9 millions au 31 décembre 2005).
La société utilise la méthode de la juste valeur pour comptabiliser les attributions en vertu de ses régimes d’options sur actions fixes et de son régimed’options sur actions lié au rendement. En mars 2005, 1,2 million d’options ont été attribuées. Le quart d’entre elles s’acquièrent à chacun despremier, deuxième, troisième et quatrième anniversaires de la date d’attribution et expirent après dix ans. La juste valeur estimative de ces optionsattribuées a été calculée à l’aide du modèle binomial fondé sur les hypothèses suivantes, ce qui a donné lieu à une juste valeur de 6,84 $ l’option.
Taux d’intérêt sans risque 4,3 %Durée de vie des options (en années) 10Taux de dividende 5,6 %Volatilité du cours des actions de la société 47,0 %
Le tableau suivant présente les montants pro forma du bénéfice net et du résultat par action comme si la charge de rémunération avait été constatéed’après la juste valeur estimative des options à la date de l’attribution, en appliquant la méthode de la juste valeur aux attributions de rémunérationà base d’actions en 2002 :
Exercices terminés les 31 décembre 2005 2004
Bénéfice net, comme présenté 186,3 $ 169,2 $Charge de rémunération 1,5 1,7
Bénéfice net pro forma 184,8 $ 167,5 $
Résultat de base par action, comme présenté 0,94 $ 0,88 $Charge de rémunération par action 0,01 0,01
Résultat de base par action pro forma 0,93 $ 0,87 $
Résultat dilué par action, comme présenté 0,94 $ 0,88 $Charge de rémunération par action 0,01 0,01
Résultat dilué par action pro forma 0,93 $ 0,87 $
La juste valeur estimative de ces options sur actions, attribuées en 2002 ou antérieurement, a été calculée à l’aide du modèle binomial fondé surles hypothèses suivantes, ce qui a donné lieu à une juste valeur moyenne pondérée de 4,25 $ :
Taux d’intérêt sans risque 5,9 %Période de détention prévue (en années) 7,0Volatilité du cours des actions de la société 28,3 %
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 91
NO
TES
26. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS
A. DescriptionLa société offre, au Canada et aux États-Unis, des régimes de retraite agréés qui couvrent essentiellement tous ses employés dans ces pays etcertains employés désignés travaillant dans les établissements étrangers. Ces régimes comprennent des composantes à prestations déterminéeset à cotisations déterminées et, au Canada, un régime à prestations déterminées complémentaire additionnel est offert aux membres du régime àcotisations déterminées résidant au Canada et dont la rémunération excède la limite canadienne en matière d’impôts sur le revenu. La composanteà prestations déterminées des régimes de retraite agréés a cessé d’être offerte aux nouveaux employés pour toutes les périodes présentées.
Les dernières évaluations actuarielles des régimes agréés et du régime complémentaire de retraite ont été effectuées au 31 décembre 2005. La dated’évaluation utilisée pour déterminer les actifs des régimes et l’obligation au titre des prestations constituées était le 31 décembre 2006. La datepour la prochaine évaluation requise aux fins de capitalisation est le 31 décembre 2007. Le régime complémentaire de retraite est entièrement àla charge de la société. Celle-ci n’est pas tenue de le capitaliser, mais doit verser des prestations en vertu des modalités du régime à mesure qu’ellessont dues. La société a émis une lettre de crédit de 45,3 millions de dollars pour garantir les obligations au titre du régime complémentaire.
La société offre des régimes d’assurance-maladie et d’assurance dentaire jusqu’à l’âge de 65 ans pour les employés handicapés (avantagessociaux postérieurs à l’emploi) et aux participants retraités (avantages complémentaires de retraite). La dernière évaluation actuarielle de ces autresrégimes a été effectuée au 31 décembre 2004. La date d’évaluation pour calculer l’obligation au titre des prestations constituées était égalementle 31 décembre 2006. La date pour la prochaine évaluation requise aux fins de capitalisation est le 31 décembre 2007.
B. Coûts constatésRégime
Régimes complé-Exercice terminé le 31 décembre 2006 agréés mentaire Autres Total
Coût des services rendus au cours de l’exercice 4,4 $ 1,2 $ 1,5 $ 7,1 $Intérêts débiteurs 19,7 2,0 1,1 22,8Rendement réel des actifs des régimes (35,4) – – (35,4)(Gains actuariels) pertes actuarielles en 2006 (0,5) 1,0 (0,2) 0,3Différence entre le rendement prévu et le rendement réel des actifs des régimes 10,2 – – 10,2Différence entre (le gain actuariel) la perte actuarielle constaté(e) pour l’exercice et (le gain actuariel) la perte actuarielle réel(le) sur l’obligation au titre des prestations constituées pour l’exercice 3,1 – 0,5 3,6Différence entre l’amortissement des coûts des services passés pour l’exercice et les modifications réelles des régimes pour l’exercice 0,1 (0,2) 0,3 0,2Charges liées à la fermeture de la mine Centralia 1,4 – – 1,4Amortissement de l’obligation (actif) transitoire net(te) (9,2) 0,3 – (8,9)
(Produit) charge au titre des prestations déterminées (6,2) 4,3 3,2 1,3Charge au titre de la composante à cotisations déterminées des régimes de retraite agréés 17,5 – – 17,5
Charge nette 11,3 $ 4,3 $ 3,2 $ 18,8 $
RégimeRégimes complé-
Exercice terminé le 31 décembre 2005 agréés mentaire Autres Total
Coût des services rendus au cours de l’exercice 4,2 $ 1,1 $ 1,3 $ 6,6 $Intérêts débiteurs 20,4 2,0 1,2 23,6Rendement réel des actifs des régimes (43,9) – – (43,9)Pertes actuarielles en 2005 26,3 4,6 0,9 31,8Coût des services passés en 2005 0,5 (1,2) – (0,7)Différence entre le rendement prévu et le rendement réel des actifs des régimes 19,8 – – 19,8Différence entre (le gain actuariel) la perte actuarielle constaté(e) pour l’exercice et (le gain actuariel) la perte actuarielle réel(le) sur l’obligation au titre des prestations constituées pour l’exercice (23,9) (4,3) (0,6) (28,8)Différence entre l’amortissement des coûts des services passés pour l’exercice et les modifications réelles des régimes pour l’exercice (0,4) 1,2 0,3 1,1Amortissement de l’obligation (actif) transitoire net(te) (9,2) 0,3 – (8,9)
(Produit) charge au titre des prestations déterminées (6,2) 3,7 3,1 0,6Charge au titre de la composante à cotisations déterminées des régimes de retraite agréés 16,1 – – 16,1
Charge nette 9,9 $ 3,7 $ 3,1 $ 16,7 $
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200692
Régime Régimes complé-
Exercice terminé le 31 décembre 2004 agréés mentaire Autres Total
Coût des services rendus au cours de l’exercice 4,2 $ 1,1 $ 0,6 $ 5,9 $Intérêts débiteurs 20,5 2,1 1,0 23,6Rendement réel des actifs des régimes (33,4) – – (33,4)(Gains actuariels) pertes actuarielles en 2004 14,4 (1,5) 0,2 13,1Modifications des régimes en 2004 – – 3,8 3,8Différence entre le rendement prévu et le rendement réel des actifs des régimes 9,6 – – 9,6Différence entre (le gain actuariel) la perte actuarielle constaté(e) pour l’exercice et (le gain actuariel) la perte actuarielle réel(le) sur l’obligation au titre des prestations constituées pour l’exercice (12,3) 2,0 0,3 (10,0)Différence entre l’amortissement des coûts des services passés pour l’exercice et les modifications réelles des régimes pour l’exercice 0,1 (0,1) (3,8) (3,8)Amortissement de l’obligation (actif) transitoire net(te) (9,2) 0,3 – (8,9)
(Produit) charge au titre des prestations déterminées (6,1) 3,9 2,1 (0,1)Charge au titre de la composante à cotisations déterminées des régimes de retraite agréés 10,4 – – 10,4
Charge nette 4,3 $ 3,9 $ 2,1 $ 10,3 $
En 2006, 2005 et 2004, la totalité de la charge nette se rapportait aux activités poursuivies.
C. Situation des régimesRégime
Régimes complé-Exercice terminé le 31 décembre 2006 agréés mentaire Autres
Juste valeur des actifs des régimes 374,3 $ 2,1 $ – $Obligation au titre des prestations constituées 398,6 43,6 23,5
Situation de capitalisation – déficit (24,3) (41,5) (23,5)Montants qui ne sont pas encore comptabilisés dans les états financiers :
Coûts des services passés non constatés 0,8 (1,4) 3,2(Actif) obligation transitoire non amorti(e) (36,6) 2,3 –Gains actuariels nets non amortis 46,3 10,7 5,5
Total comptabilisé dans les états financiers :Passif au titre des prestations constituées (13,8)$ (29,9)$ (14,8)$
Période d’amortissement en années (durée résiduelle moyenne d’activité des employés actifs) 7 7 15
Régime Régimes complé-
Exercice terminé le 31 décembre 2005 agréés mentaire Autres
Juste valeur des actifs des régimes 369,4 $ 1,7 $ – $Obligation au titre des prestations constituées 402,7 41,2 23,4
Situation de capitalisation – déficit (33,3) (39,5) (23,4)Montants qui ne sont pas encore comptabilisés dans les états financiers :
Coûts des services passés non constatés 1,0 (1,6) 3,5(Actif) obligation transitoire non amorti(e) (45,8) 2,6 –Gains actuariels nets non amortis 60,9 10,7 6,6
Total comptabilisé dans les états financiers :Passif au titre des prestations constituées (17,2) $ (27,8) $ (13,3) $
Période d’amortissement en années (durée résiduelle moyenne d’activité des employés actifs) 8 8 15
La tranche à court terme du passif au titre des prestations constituées est comprise dans les Créditeurs et charges à payer des bilans consolidés.La tranche à long terme est incluse dans les Crédits reportés et autres passifs à long terme.
RégimeRégimes complé-
Au 31 décembre 2006 agréés mentaire Autres
Charges à payer à court terme – $ 0,5 $ 1,5 $Autres passifs à long terme 13,8 29,4 13,3
Passif au titre des prestations constituées 13,8 $ 29,9 $ 14,8 $
Régime Régimes complé-
Au 31 décembre 2005 agréés mentaire Autres
Charges à payer à court terme 7,2 $ 0,5 $ 1,3 $Autres passifs à long terme 10,0 27,3 12,0
Passif au titre des prestations constituées 17,2 $ 27,8 $ 13,3 $
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 93
NO
TES
D. CotisationsLes flux de trésorerie prévus s’établissent comme suit :
RégimeRégimes complé-
agréés mentaire Autres Total
Cotisations de l’employeur2007 (prévues) 4,8 $ 0,5 $ 0,6 $ 5,9 $Versements prévus au titre des prestations2007 24,2 2,0 1,5 27,72008 24,7 2,0 1,5 28,22009 25,6 2,1 1,6 29,32010 26,1 2,3 1,7 30,12011 26,8 2,4 1,9 31,12012 à 2016 141,6 13,3 1 0,5 165,4
E. Actifs des régimesRégime
Régimes complé-agréés mentaire Autres
Juste valeur des actifs des régimes au 31 décembre 2004 352,0 $ 1,3 $ – $Cotisations 2,1 0,5 0,3Transferts 0,1 – –Prestations versées (27,7) (0,1) (0,3)Effet de la conversion sur les régimes américains (1,0) – –Rendement réel des actifs des régimes1 43,9 – –
Juste valeur des actifs des régimes au 31 décembre 2005 369,4 $ 1,7 $ – $Cotisations 3,8 0,5 0,3Transferts (6,4) – –Prestations versées (27,6) (0,1) (0,3)Effet de la conversion sur les régimes américains (0,4) – –Rendement réel des actifs des régimes1 35,5 – –
Juste valeur des actifs des régimes au 31 décembre 2006 374,3 $ 2,1 $ – $
1 Déduction faite des charges.
La politique de placement de la société est de réaliser un rendement élevé constant au fil du temps tout en maintenant un niveau de risqueacceptable afin de respecter les obligations au titre des prestations des régimes de retraite. L’objectif est de maintenir un taux de rendement àlong terme qui est au moins égal à la croissance des passifs, actuellement établi à 7 %. Les fonds peuvent être placés dans des actionsparticipatives ordinaires ou privilégiées émises dans le public ou des droits ou des bons de souscription de telles actions; des débentures ou destitres privilégiés convertibles; des obligations, des débentures, des prêts hypothécaires, des billets ou d’autres titres de créance d’organismesd’État ou de sociétés; des titres de sociétés privées; des contrats de placement garantis; des dépôts à terme; des liquidités ou des titres dumarché monétaire; et des fonds communs de placement ou en gestion commune admissibles comme placements pour les caisses de retraite.Les pourcentages cibles de répartition sont 60 % d’actions et 40 % de titres à revenu fixe. Les liquidités et les instruments du marché monétairepeuvent être détenus de temps à autre, comme placements à court terme ou à titre de réserves disponibles et réalisables dans les portefeuillesde chaque catégorie d’actifs. La caisse peut investir dans des instruments dérivés afin de couvrir le portefeuille ou d’en modifier la compositionsouhaitée. Les opérations sur instruments dérivés qui augmentent le taux d’endettement d’une façon ou d’une autre ne sont pas permises sansl’approbation précise du comité de retraite de la société.
La répartition des actifs des régimes par catégorie d’actifs principale aux 31 décembre 2006 et 2005 se présente comme suit :
RégimeRégimes complé-
Au 31 décembre 2006 agréés mentaire
Titres participatifs 62,3 % –Titres d’emprunt 37,4 % –Équivalents de trésorerie 0,3 % 100 %
Total 100,0 % 100 %
Régime Régimes complé-
Au 31 décembre 2005 agréés mentaire
Titres participatifs 62,8 % –Titres d’emprunt 36,7 % –Équivalents de trésorerie 0,5 % 100,0 %
Total 100,0 % 100,0 %
Les actifs des régimes comprennent des actions ordinaires de la société dont la juste valeur était de 1,1 million de dollars au 31 décembre 2006(1,0 million de dollars en 2005). La société a imputé 0,1 million de dollars aux régimes agréés à l’égard de services administratifs rendus pendantl’exercice terminé le 31 décembre 2006 (0,1 million de dollars en 2005).
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200694
F. Rapprochement des obligations au titre des prestations constituéesRégimes Régime
agréés complémentaire Autres
Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre 2004 379,0 $ 36,5 $ 21,7 $Coût des services rendus au cours de l’exercice 4,2 1,1 1,3Intérêts débiteurs 20,4 2,0 1,2Prestations versées prévues (25,7) (1,8) (1,2)Coût des services passés 0,5 (1,2) –Effet de la conversion sur les régimes américains (2,0) – (0,5)Perte actuarielle 26,3 4,6 0,9
Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre 2005 402,7 $ 41,2 $ 23,4 $Coût des services rendus au cours de l’exercice 4,3 1,2 1,5Intérêts débiteurs 19,7 2,1 1,2Prestations versées prévues (25,9) (1,8) (1,2)Coût des services passés – – –Effet de la conversion sur les régimes américains (0,7) – (0,2)Perte actuarielle (gain actuariel) (1,5) 0,9 (1,2)
Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre 2006 398,6 $ 43,6 $ 23,5 $
G. HypothèsesLes principales hypothèses actuarielles adoptées pour évaluer les obligations au titre des prestations constituées de la société sont comme suit :
Régimes Régime Exercice terminé le 31 décembre 2006 agréés complémentaire Autres
Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembreTaux d’actualisation 5,1 % 5,0 % 5,3 %Taux de croissance de la rémunération 3,8 % 3,8 % –
Coût des régimes pour l’exercice terminé le 31 décembreTaux d’actualisation 5,0 % 5,0 % 5,2 %Taux de croissance de la rémunération 3,5 % 3,5 % –
Taux de rendement prévu des actifs des régimes 7,1 % – –Taux de croissance hypothétiques des coûts des soins de santé au 31 décembre
Croissance des coûts des soins de santé – – 9,0 % – 9,5 %)1
Croissance des coûts des soins dentaires – – 4,0 %Croissance des primes provinciales des soins de santé – – 2,5 %
Régimes Régime Exercice terminé le 31 décembre 2005 agréés complémentaire Autres
Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembreTaux d’actualisation 50 % 5,0 % 5,2 %Taux de croissance de la rémunération 3,5 % 3,5 % –
Coût des régimes pour l’exercice terminé le 31 décembreTaux d’actualisation 5,5 % 5,5 % 5,6 %Taux de croissance de la rémunération 3,5 % 3,5 % –
Taux de rendement prévu des actifs des régimes 7,1 % – –Taux de croissance hypothétiques des coûts des soins de santé au 31 décembre
Croissance des coûts des soins de santé – – 9,5 % – 11,5 %)1
Croissance des coûts des soins dentaires – – 4,0 %Croissance des primes provinciales des soins de santé – – 2,5 %
1 Pour les régimes canadiens, réduction graduelle à 5 % d’ici 2015 et d’ici 2012 pour les régimes américains, et maintien à ce niveau par la suite.
Le taux de rendement prévu à long terme des actifs des régimes repose sur le rendement passé et les prévisions économiques pour les types deplacements détenus par les régimes. Le taux de rendement estimatif est inférieur aux rendements passés des indices appropriés.
La sensibilité aux oscillations des taux de croissance hypothétiques des coûts des soins de santé se présente comme suit :
Augmentation Diminution d’un point d’un point
de pourcentage de pourcentage
Effet sur le total du coût des services et des intérêts 0,3 $ (0,2) $Effet sur l’obligation liée aux avantages complémentaires de retraite 1,4 $ (1,3) $
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 95
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27. COENTREPRISES
Au 31 décembre 2006, les coentreprises comprenaient :
Coentreprise Participation Description
Coentreprise de Sheerness 50 % Centrale thermique alimentée au charbon en Alberta, dont TA Cogen détient une participation de 50 %, exploitée par Canadian Utilities
Coentreprise de Sheerness 50 % Centrale thermique alimentée au charbon en Alberta, dont TA Cogen détient une participation de 50 %, exploitée par Canadian Utilities
Coentreprise de Meridian 50 % Centrale de cogénération en Alberta, dont TA Cogen détient une participation de 50 %,exploitée par TransAlta
Coentreprise de Fort Saskatchewan 60 % Centrale de cogénération en Alberta, dont TA Cogen détient une participation de 60 %,exploitée par TransAlta
Coentreprise de McBride Lake 50 % Installations de production d’énergie éolienne en Alberta, exploitées par TransAlta
Coentreprise de Goldfields Power 50 % Centrale thermique alimentée au gaz en Australie, exploitée par TransAlta
CE Generation LLC 50 % Centrales géothermiques alimentées au gaz aux États-Unis, exploitées par des sociétés affiliées de CE Gen
Genesee 3 50 % Centrale thermique alimentée au charbon en Alberta, exploitée par EPCOR Utilities Inc.
Wailuku 50 % Installation de production au fil de l’eau à Hawaii, exploitée par MidAmerican Holdings Ltd.
Voici un sommaire des résultats d’exploitation, de la situation financière et des flux de trésorerie se rapportant à la quote-part de la société dansdes entreprises sous contrôle conjoint :
2006 2005 2004
Résultats d’exploitationProduits 608,2 $ 619,9 $ 505,2 $Charges (455,3) (481,1) (424,3)Participations sans contrôle (41,9) (43,7) (37,1)
Quote-part du bénéfice net 111,0 $ 95,1 $ 43,8 $
Flux de trésorerieFlux de trésorerie d’exploitation 112,8 $ 111,5 $ 153,2 $Flux de trésorerie d’investissement (30,7) (10,3) (21,6)Flux de trésorerie de financement (63,2) (76,3) (129,1)
Quote-part de la diminution de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 18,9 $ 24,9 $ 2,5 $
Situation financièreActif à court terme 146,3 $ 162,5 $ 112,7 $Actif à long terme 1 797,9 1 895,4 2 033,7Passif à court terme (115,4) (118,0) (110,9)Passif à long terme (489,7) (552,7) (635,6)Participations sans contrôle (376,3) (396,1) (416,3)
Quote-part de l’actif net 962,8 $ 991,1 $ 983,6 $
28. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA DATE DU BILAN
Le 14 février 2007, l’Alberta Energy and Utilities Board a approuvé la mise en valeur de la centrale électrique alimentée au charbon de 450 MWde Keephills 3. La centrale sera mise en valeur conjointement par EPCOR et TransAlta. Le 26 février 2007, TransAlta et EPCOR ont annoncé lamise en chantier du projet de construction de Keephills 3. Le coût en capital du projet devrait s’élever à environ 1,6 milliard de dollars.
Le 19 janvier 2007, la société a annoncé la signature d’un contrat à long terme de 25 ans avec la Corporation de distribution et service à la clientèleÉnergie Nouveau-Brunswick visant la production de 75 MW d’énergie éolienne. Le coût du projet estimatif s’élève à 130 millions de dollars. NaturalForces Technologies Inc. est copromoteur de ce projet de concert avec TransAlta et l’exploitation commerciale doit débuter à la fin de 2008.
Le 2 janvier 2007, la société a racheté des titres privilégiés d’un capital total de 175,0 millions de dollars.
29. CHIFFRES CORRESPONDANTS
Certains chiffres correspondants ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation adoptée pour l’exercice écoulé. Ce reclassementn’a pas eu d’incidence sur le bénéfice net ou les bénéfices non répartis constatés antérieurement.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200696
30. PRINCIPES COMPTABLES GÉNÉRALEMENT RECONNUS DES ÉTATS-UNIS
Les présents états financiers consolidés ont été préparés selon les PCGR du Canada, lesquels, à bien des égards, sont conformes aux PCGRdes États-Unis. Les principales différences entre les PCGR du Canada et les PCGR des États-Unis se présentent comme suit :
A. Bénéfice et résultat par actionÉléments
Exercices terminés les 31 décembre de rapprochement 2006 2005 2004
(retraité, note 1) (retraité, note 1)
Bénéfice tiré des activités poursuivies – PCGR du Canada 44,9 $ 174,3 $ 159,6 $Instruments dérivés et activités de couverture, déduction faite des impôts et taxes I – 10,5 (3,8)Frais de démarrage, déduction faite des impôts et taxes III (0,1) (0,1) (0,1)Amortissement de l’obligation ou de l’actif transitoire au titre des régimes de retraite II (4,4) (4,0) (4,5)
Bénéfice tiré des activités poursuivies – PCGR des États-Unis 40,4 180,7 151,2Bénéfice tiré des activités abandonnées, déduction faite des impôts et taxes – PCGR du Canada et des États-Unis – 12,0 9,6
Bénéfice net avant modification de convention comptable – PCGR des États-Unis 40,4 192,7 160,8Effet cumulatif de la modification de convention comptable au titre des avantages sociaux futurs, déduction faite des impôts et taxes II (40,7) – –
Bénéfice net – PCGR des États-Unis (0,3)$ 192,7 $ 160,8 $Écart de conversion I, VII (4,8) (22,6) 3,7Gain net (perte nette) sur instruments dérivés I, VII 80,5 (214,6) 10,4Autre passif minimal au titre des régimes de retraite agréés V, VII 13,2 (11,5) (0,6)
Résultat étendu – PCGR des États-Unis 88,6 $ (56,0) $ 174,3 $
Résultat de base et dilué par action – PCGR des États-UnisBénéfice tiré des activités poursuivies 0,20 $ 0,92 $ 0,78 $Bénéfice tiré des activités abandonnées – 0,06 0,05Effet cumulatif de la modification de convention comptable au titre des avantages sociaux futurs (0,20) – –
Bénéfice net – $ 0,98 $ 0,83 $
B. Informations tirées du bilanAux 31 décembre 2006 2005
Éléments de PCGR du PCGR des PCGR du PCGR desrapprochement Canada États-Unis Canada États-Unis
(retraité, note 1)
ActifActifs de gestion du risque de prix, à court terme I 61,0 $ 99,1 $ 63,8 $ 77,7 $Impôts sur les bénéfices à recevoir I 47,6 48,8 48,8 50,2Immobilisations corporelles, montant net III 5 041,9 5 038,7 5 551,1 5 548,4Actifs de gestion du risque de prix, à long terme I 21,9 133,3 13,8 162,6Autres actifs (y compris la tranche à court terme) I, II, III 148,0 34,2 211,0 46,3PassifCréditeurs et charges à payer V 441,9 432,6 590,3 587,5Impôts sur les bénéfices à payer III 22,3 16,9 13,8 8,4Passifs de gestion du risque de prix, à court terme I 30,3 122,6 58,3 229,7Dette à long terme I 1 971,1 1 976,5 2 208,6 2 237,0Crédits reportés et autres passifs à long terme (y compris la tranche à court terme) I, XI 474,0 508,0 365,9 365,9Passifs de gestion du risque de prix, à long terme I 1,0 283,8 8,6 259,3Passifs d’impôts futurs ou reportés (y compris la tranche à court terme) I, II, III 718,5 606,0 757,0 608,4Participations sans contrôle I 535,0 534,3 558,6 557,9Capitaux propresSurplus d’apport IV – 133,0 – 133,0Bénéfices non répartis I, II, III 710,0 552,7 866,1 710,7Écart de conversion I (64,5) – (67,0) –Cumul des autres éléments du résultat étendu I, III, VII – (293,1) – (341,3)
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 97
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I. Instruments dérivés et activités de couvertureEn vertu des PCGR des États-Unis, les activités à des fins de transaction et autres sont comptabilisées conformément au SFAS 133, qui exige queles instruments dérivés soient inscrits aux bilans consolidés à leur juste valeur à titre d’actifs ou de passifs, et que les variations de la juste valeursoient portées aux résultats de l’exercice, à moins que des critères précis permettant la comptabilité de couverture soient satisfaits. Si l’instrumentdérivé est désigné comme une couverture de juste valeur, les variations de la juste valeur de l’instrument dérivé et de l’élément couvert attribuablesau risque couvert sont constatées dans les résultats de la période. Si l’instrument dérivé est désigné comme couverture des flux de trésorerie, lesvariations de la juste valeur de l’instrument dérivé sont comptabilisées dans les autres éléments du résultat étendu, et les gains et les pertes quien découlent sont portés aux résultats au cours de la période de règlement de l’opération couverte sous-jacente. Toute inefficacité liée à ces cou-vertures est portée aux résultats de la période. Les actifs et les passifs liés aux instruments dérivés qui satisfont aux critères de la comptabilité decouverture sont présentés en tant qu’actifs et passifs de gestion du risque de prix dans les bilans consolidés. De nombreuses ententes de vented’électricité et d’approvisionnement en combustible de la société qui, par ailleurs, devraient être comptabilisées comme des instruments dérivés,sont considérées comme des ventes et des achats dans le cours normal des affaires en vertu du SFAS 133 et sont donc exemptées de l’applicationde la méthode de comptabilisation à la juste valeur. Cette exemption s’applique au secteur de l’électricité, car l’électricité ne peut pas être stockée,et il peut être nécessaire de faire appel à d’autres producteurs pour maintenir une capacité permettant de répondre aux demandes des clients.Cette exemption s’applique également à certains contrats de marchandises réglés en matières premières dans la mesure où certains critères sontsatisfaits. Les instruments non dérivés utilisés dans les activités de négociation sont comptabilisés au moyen de la méthode de la comptabilitéd’exercice en vertu des PCGR des États-Unis.
i. Stratégie de couverture de la juste valeur
La société conclut des contrats de change à terme pour couvrir certains engagements fermes libellés en devises afin de se protéger contredes variations néfastes des taux de change, et elle utilise des swaps de taux d’intérêt pour gérer son risque de taux d’intérêt. Les swapsmodifient l’exposition au risque de taux d’intérêt en convertissant une tranche de la dette à taux fixe de la société en dette à taux variable.
Aucune inefficacité relative à ces couvertures n’a été décelée au cours des périodes présentées.
ii. Stratégie de couverture des flux de trésorerie
Au 31 décembre 2006, les couvertures de flux de trésorerie de la vente d’électricité prévue et de l’achat de gaz naturel prévu pour les centralesde la société ont entraîné la constatation d’un gain latent après impôts et taxes de 71,0 millions de dollars (perte de 241,7 millions de dollarsen 2005; perte de 3,7 millions de dollars en 2004) dans les autres éléments du résultat étendu. Ces couvertures ont été comptabilisées d’aprèsla comptabilité d’exercice selon les PCGR du Canada, mais elles ont été inscrites au bilan à la juste valeur selon les PCGR des États-Unis.
Pour les exercices terminés les 31 décembre 2006, 2005 et 2004, les couvertures des flux de trésorerie de la société n’ont généré ni perte nigain après impôts et taxes pour les tranches désignées ou inefficaces.
Au cours des douze prochains mois, la société prévoit reclasser 80,5 millions de dollars de pertes après impôts et taxes provenant descouvertures des flux de trésorerie d’exercices antérieurs en les défalquant du cumul des autres éléments du résultat étendu pour les porter aubénéfice net. Ces estimations supposent le maintien des prix du gaz et de l’énergie, des taux d’intérêt et des taux de change au fil du temps;cependant, les montants réels qui seront reclassés dépendront des fluctuations des éléments qui précèdent. La direction n’est donc pas enmesure de prévoir les montants réels qui seront défalqués du cumul des autres éléments du résultat étendu pour être imputés aux résultats(positifs ou négatifs) au cours des douze prochains mois.
iii. Couvertures de placements nets
La société utilise des swaps de devises, des contrats de vente à terme et des dettes en devises directes pour couvrir son exposition aux fluctuationsde la valeur comptable de ses placements dans des filiales étrangères aux États-Unis, en Australie et au Mexique. Les gains et les pertes réaliséset latents provenant de ces couvertures sont inclus dans les autres éléments du résultat étendu, les sommes connexes à verser aux contrepartiesou à recevoir d’elles étant incluses dans l’actif et le passif à long terme au titre des instruments dérivés et dans la dette à long terme.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, la société a constaté une perte après impôts de 4,8 millions de dollars (perte de 22,6 millions dedollars en 2005, gain de 3,7 millions de dollars en 2004) à l’égard des couvertures de placements nets, incluses dans les autres éléments durésultat étendu.
Pour les exercices terminés les 31 décembre 2006, 2005 et 2004, la société n’a constaté ni gain ni perte relativement à l’inefficacité descouvertures de placements nets.
iv. Activités de négociation
La société commercialise des instruments dérivés sur ses produits énergétiques pour optimiser le rendement de l’actif, gagner des revenus denégociation et obtenir des renseignements sur le marché. Les instruments dérivés, aux termes du SFAS 133, sont comptabilisés dans les bilansconsolidés à la juste valeur selon les PCGR du Canada et des États-Unis. Les contrats non dérivés conclus après l’abrogation de l’EITF 98-10sont comptabilisés selon la comptabilité d’exercice.
v. Autres activités de couverture
Au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2006, la société a constaté des pertes avant impôts et taxes de néant (13,7 millions de dollarsen 2005; 1,1 million de dollars en 2004) à l’égard des activités de couverture qui ne sont pas admissibles à la comptabilité de couverture envertu du SFAS 133.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 200698
II. AVANTAGES SOCIAUX FUTURSLes PCGR des États-Unis exigent que le coût des avantages de retraite des employés soit calculé selon la méthode de la comptabilité d’exercicequi s’applique à partir de 1989. Il n’a pas été possible d’appliquer cette norme à cette date d’entrée en vigueur. L’actif transitoire en date du1er janvier 1998 a été calculé selon la pratique retenue prescrite par la SEC et est amorti sur dix ans.
Étant donné le rendement des actifs du régime de retraite agréé américain de la société, au 31 décembre 2005, la société a été tenue, en vertudes PCGR des États-Unis, de comptabiliser un passif minimal additionnel. Le passif a été porté en diminution des capitaux propres attribuablesaux actionnaires ordinaires par une imputation aux autres éléments du résultat étendu et n’a eu aucune incidence sur le bénéfice net de 2005.Cette imputation aux autres éléments du résultat étendu sera renversée à nouveau par une imputation aux capitaux propres attribuables auxactionnaires ordinaires des périodes futures, dans la mesure où la juste valeur des actifs en fiducie dépasse le montant de l’obligation au titre desprestations constituées.
Effet cumulatif de la modification de convention comptable
En septembre 2006, le FASB a publié le Statement of Financial Accounting Standards (SFAS) No. 158 (SFAS 158), intitulé Employers’ Accountingfor Defined Benefit Pension and Other Postretirement Plans – an Amendment of FASB Statements No. 87, 88, 106, and 132(R) (SFAS 158). En vertudu SFAS 158, les sociétés sont tenues de comptabiliser au bilan la situation de capitalisation concernant les régimes de retraite à prestationsdéterminées et de constater dans le résultat étendu les modifications de la situation de capitalisation au cours de l’exercice durant lequel lesmodifications sont survenues. Le SFAS 158 s’applique aux exercices se terminant après le 15 décembre 2006. TransAlta a adopté les exigencesdu SFAS 158. Le déficit de l’actif sur les obligations au titre des prestations projetées se présente comme suit :
Régime Régime agréé complémentaire Autre Total
Valeur marchande des actifs des régimes 374,3 $ 2,1 $ – $ 376,4 $Obligations au titre des prestations projetées 398,6 43,6 23,5 465,7
Déficit de l’actif sur les obligations au titre des prestations projetées (24,3) $ (41,5) $ (23,5) $ (89,3) $
L’adoption de cette convention comptable a exigé les rajustements suivants :Autres Cumul des autres
éléments du éléments du Modifications apportées aux capitaux propres résultat étendu résultat étendu
Régime de retraiteSolde au 31 décembre 2005 – $ (13,2) $Diminution des obligations additionnelles incluses dans les autres éléments du résultat étendu 13,2 13,2Rajustement lié à l’adoption du SFAS 158 – (40,7)Solde au 31 décembre 2006 – $ (40,7)$
III. Frais de démarrageEn vertu des PCGR des États-Unis, certains frais de démarrage, y compris les produits et les charges de la période de pré-exploitation, sontpassés en charges plutôt que capitalisés à même les charges reportées et les immobilisations corporelles comme il est stipulé aux termes desPCGR du Canada, ce qui donne lieu également à une diminution de l’amortissement selon les PCGR des États-Unis.
IV. Extinction d’une detteEn vertu des PCGR des États-Unis, la prime de remboursement de la dette à long terme liée à l’opération de 1998 avec la société en commanditea été inscrite lorsqu’elle a été engagée, tandis qu’en vertu des PCGR du Canada, la perte a été imputée aux résultats au cours de la période dela société en commandite (20 ans). Comme l’option de rachat a pris fin dans le cadre de la vente de la centrale de Sheerness, le montant reportéa été porté aux résultats de 2003.
V. Impôts sur les bénéficesLes impôts futurs, selon les PCGR du Canada, sont décrits comme des impôts reportés selon les PCGR des États-Unis.
Les impôts reportés selon les PCGR des États-Unis se présentent comme suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
(retraité, note 1)
Passifs d’impôts futurs (nets) selon les PCGR du Canada (398,7)$ (560,3) $Instruments dérivés 121,6 160,0Frais de démarrage (2,3) (2,3)Prestations de retraite (6,8) (9,1)
(286,2)$ (411,7) $
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 99
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Ils se composent de ce qui suit :
Aux 31 décembre 2006 2005
(retraité, note 1)
Actifs d’impôts reportés à court terme 25,8 $ 26,6 $Actifs d’impôts reportés à long terme 294,0 170,1Passifs d’impôts reportés à court terme (19,9) (15,5)Passifs d’impôts reportés à long terme (586,1) (592,9)
(286,2)$ (411,7) $
VI. CoentreprisesSelon les PCGR du Canada, les coentreprises doivent être comptabilisées au moyen de la méthode de la consolidation proportionnelle, sans égardà leur forme juridique. Selon les PCGR des États-Unis, les coentreprises constituées en société doivent être comptabilisées à la valeur deconsolidation. Cependant, conformément aux pratiques prévues par la SEC, la société, à titre d’émetteur privé étranger, a choisi de présenter lesmontants selon la méthode de la consolidation proportionnelle à la note 27.
VII. Autres éléments du résultat étenduLes variations des composantes des autres éléments du résultat étendu se présentent comme suit :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Gain net sur instruments dérivés :Gain latent, déduction faite des impôts et taxes de 52,3 millions de dollars 80,5 $ (204,4) $ 7,0 $Rajustement pour reclassement des pertes incluses dans le bénéfice net – (10,2) 3,4
(Perte nette) gain net sur instruments dérivés 80,5 (214,6) 10,4Écarts de conversion (4,8) (22,6) 3,7Modification de convention comptable au titre des avantages sociaux futurs (40,7) – –Autre passif minimal au titre des régimes de retraite agréés (déduction faite des impôts et taxes) 13,2 (11,5) (0,6)
Autres éléments du résultat étendu 48,2 $ (248,7) $ 13,5 $
Les composantes du cumul des autres éléments du résultat étendu se présentent comme suit :
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004
Perte nette sur instruments dérivés (194,9)$ (275,4) $ (60,8) $Écarts de conversion (57,5) (52,7) (30,1)Modification de convention comptable au titre des avantages sociaux futurs (40,7) – –Autres passifs minimaux au titre des régimes de retraite agréés – (13,2) (1,7)
Cumul des autres éléments du résultat étendu (293,1)$ (341,3) $ (92,6) $
VIII. Obligations liées à la mise hors service d’immobilisationsLe FASB a publié le SFAS 143, Asset Retirement Obligations, qui exige que les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations soientmesurées à la juste valeur et constatées au moment où l’obligation est engagée. Un montant correspondant est capitalisé comme partie de la valeurcomptable de l’actif et amorti sur la durée de vie utile de l’actif. TransAlta a adopté les dispositions du SFAS 143 en date du 1er janvier 2003.
Selon les PCGR du Canada, la norme sur les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations a été adoptée rétroactivement, et les chiffresdes périodes antérieures ont été retraités. Selon les PCGR des États-Unis, l’incidence de l’adoption du SFAS 143 a été constatée comme un effetcumulatif d’une modification de principe comptable en date du 1er janvier 2003, début de l’exercice au cours duquel cette norme a été appliquéepour la première fois. La modification a entraîné une augmentation, après impôts et taxes, du bénéfice net de 52,5 millions de dollars (82,7 millionsde dollars avant impôts et taxes).
En mars 2005, le FASB a publié l’interprétation no 47 (FIN 47), Accounting for Conditional Asset Retirement Obligations, an interpretation of FASBStatement No. 143. Le FIN 47 clarifie le terme «obligations conditionnelles liées à la mise hors service d’immobilisations» tel qu’il est utilisé dans leSFAS 143, Accounting for Asset Retirement Obligations, et fournit des directives additionnelles à l’égard du moment où une entité devrait disposer desuffisamment d’informations pour établir une estimation raisonnable de la juste valeur d’une obligation liée à la mise hors service d’une immobilisation.
L’adoption du FIN 47 le 31 décembre 2005 n’a eu aucune incidence sur les résultats d’exploitation ou sur la situation financière de TransAlta pourl’exercice terminé le 31 décembre 2005.
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006100
IX. Opération relative à la société en commanditeEn 1998, la société a transféré des actifs de production à sa filiale TA Cogen. TransAlta Énergie, entité non liée, a en même temps souscrit uneparticipation minoritaire dans TA Cogen. La juste valeur payée par TA Cogen pour les actifs a excédé leur valeur comptable historique. Aux termesdes PCGR du Canada, la société a constaté une partie de l’écart, dans la mesure où il avait été financé par l’investissement de TransAlta Énergie dansTA Cogen, en tant que gain. Étant donné que TransAlta Énergie détenait une option de revente de sa participation dans TA Cogen à la société en2018, l’option de revente de ces parts détenue par TransAlta Énergie a été éliminée et la fraction non amortie du gain a été constatée dans les résultats.
En vertu du Staff Accounting Bulletin No. 51 de la Securities and Exchange Commission des États Unis, en raison de l’option initialement détenuepar TransAlta Énergie de revente possible des parts de TA Cogen à la société en 2018, l’excédent de la contrepartie payée par TransAlta Énergiesur la valeur comptable historique de la société de ces actifs est considéré comme un surplus d’apport en 1998. Ce montant de surplus d’apportest réduit par l’incidence fiscale s’y rapportant. Par conséquent, aux termes des PCGR des États-Unis, il n’y a pas d’amortissement du gain aucours de la période de 1998 à 2002 ni de constatation de la fraction non amortie du gain en 2003.
X. RetraitementAu cours du troisième trimestre de 2005, la société a déterminé, come il est décrit à la note IX ci-dessus, que le gain constaté aux termes desPCGR du Canada par suite des opérations de 1998 se rapportant à TA Cogen et à TransAlta Énergie est une opération portant sur les capitauxpropres aux termes des PCGR des États-Unis. La société a rétroactivement corrigé son rapprochement aux PCGR des États-Unis. L’incidencede ce rajustement sur les montants précédemment constatés aux termes des PCGR des États-Unis est la suivante :
(en millions de dollars, sauf les montants par action) 2004
Diminution dans ce qui suit :Bénéfice tiré des activités poursuivies – $Bénéfice net – $Bénéfice net par action selon les PCGR des États-Unis – $
Activités poursuivies – $Activités abandonnées – $Résultat de base – $Résultat dilué – $
L’incidence sur les montants du bilan précédemment présentés selon les PCGR des États-Unis est comme suit :
(en millions de dollars) 2004
Augmentation (diminution) dans ce qui suit :Surplus d’apport 133,0 $Bénéfices non répartis (133,0) $
XI. Modifications des normes comptablesEn juin 2006, l’Emerging Issues Task Force (EITF) a publié l’EITF Issue No. 06-2, intitulé Accounting for Sabbatical Leave and Other Similar BenefitsPursuant to FASB Statement No. 43, Accounting for Compensated Absences (EITF 06-2). En vertu de l’EITF 06-2, une société devrait compta-biliser par régularisation les congés sabbatiques et d’autres avantages sociaux semblables si une période de service minimale obligatoire doits’écouler avant que le salarié puisse avoir droit au congé rémunéré; si les avantages n’augmentent pas au fil des années de service; si le salariécontinue d’être rémunéré pendant son absence et que l’employeur n’exige aucun travail de la part du salarié pendant cette période. L’EITF 06-2s’applique aux exercices ouverts après le 15 décembre 2006. TransAlta a évalué la convention comptable et a adopté le consensus le 1er janvier2007. L’adoption n’a pas une incidence importante sur les états financiers de la société.
En juillet 2006, le FASB a publié l’interprétation no 48, Accounting for Uncertainty in Income Taxes, an interpretation of FASB Statement No. 109(FIN 48). La FIN 48 vise à présenter un modèle unique pour traiter de la constatation des positions fiscales incertaines en établissant un seuil deconstatation et une mesure des positions fiscales adoptées ou dont on prévoit qu’elles seront adoptées dans une déclaration de revenus. En outre,elle donne aussi des précisions sur la décomptabilisation, le classement, les intérêts et pénalités, la comptabilisation au cours des périodesintermédiaires, les informations à fournir et les modalités transitoires. Les indications contenues dans l’interprétation entrent en vigueur pour lesexercices financiers ouverts à compter du 31 décembre 2006. La FIN 48 sera adoptée par la société en date du 1er janvier 2007, comme il estexigé. La société évalue actuellement l’incidence de l’adoption de la FIN 48.
NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS F INANCIERS 101
NO
TES
TRANSALTA CORPORATION RAPPORT ANNUEL 2006102 TRANSALTA CORPORATION102
S O M M A I R E
RÉSUMÉ DES DONNÉES FINANCIÈRES ET STATISTIQUES SUR ONZE ANS
* Les données des exercices antérieurs n’ont pas été retraitées pour lesrendre conformes à la présentation adoptée pour l’exercice considéré.
1 Les produits des contrats de négociation en temps réel liés au secteurCommercialisation de l’énergie de 2002 et 2001 ont été retraités pour êtreprésentés à leur montant brut.
2 Compte tenu des activités abandonnées.
3 Représente la participation de TransAlta.
4 Compte tenu des activités abandonnées.
Formules des ratios
Dette/capital investi = (dette à court terme + dette à long terme – encaisse et placementsproductifs d’intérêts)/(dette + titres privilégiés + participations sans contrôle + capitauxpropres attribuables aux actionnaires ordinaires)
Rendement des capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires = bénéfice net,déduction faite du gain à la cession des activités abandonnées/moyenne des soldesd’ouverture et de fermeture des capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005 2004 2003
(en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)
RÉSUMÉ DES DONNÉES FINANCIÈRES
États des résultatsProduits 2 796,5 $ 2 838,5 $ 2 838,3 $ 2 508,6 $Bénéfice d’exploitation 156,6 $ 441,2 $ 478,1 $ 553,7 $Bénéfice net attribuable aux actionnaires ordinaires 44,9 $ 198,8 $ 170,2 $ 234,2 $
BilanTotal de l’actif 7 460,1 $ 7 740,7 $ 8 133,0 $ 8 420,2 $Dette à court terme, déduction faite de l’encaisse et des placements productifs d’intérêts 296,3 $ (66,2) $ (102,7) $ (35,2) $Dette à long terme 2 220,8 $ 2 605,0 $ 3 057,9 $ 3 162,1 $Actions privilégiées d’une filiale – $ – $ – $ – $Autres participations sans contrôle 535,0 $ 558,6 $ 616,4 $ 477,9 $Titres privilégiés 175,0 $ 175,0 $ 175,0 $ 450,8 $Capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires 2 427,9 $ 2 543,1 $ 2 472,7 $ 2 460,6 $Total du capital investi 5 307,2 $ 5 809,2 $ 6 519,3 $ 6 516,2 $
Flux de trésorerieFlux de trésorerie d’exploitation 489,6 $ 619,4 $ 613,4 $ 756,5 $Flux de trésorerie d’investissement 261,3 $ (242,1) $ (65,4) $ (535,1) $Information sur les actions ordinaires (par action)Bénéfice net 0,22 $ 1,01 $ 0,88 $ 1,26 $Dividendes déclarés 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $Valeur comptable (à la fin de l’exercice) 11,99 $ 12,80 $ 12,74 $ 12,90 $Cours :Haut 26,91 $ 26,66 $ 18,75 $ 19,55 $Bas 20,22 $ 17,67 $ 15,25 $ 15,36 $Clôture (TSX au 31 décembre) 26,64 $ 25,41 $ 18,05 $ 18,53 $
Ratios (en pourcentage, sauf indication contraire)Dette/capital investi 40,9 43,6 47,4 47,9Rendement des capitaux propres attribuables aux actionnaires ordinaires 1,8 7,5 6,5 10,3Rendement du capital investi 2,5 7,4 7,5 9,1Flux de trésorerie par rapport à la dette totale 26,2 23,5 18,5 17,9Couverture des intérêts par les flux de trésorerie (multiple) 5,5 4,8 4,1 3,3Dividendes/bénéfice 447,7 105,4 120,0 79,0Rendement des actions 3,8 3,9 5,5 5,4Cours/bénéfice (multiple) 121,1 26,7 21,7 14,7Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires pour l’exercice (en millions) 200,8 196,8 192,7 185,3Actions ordinaires en circulation au 31 décembre (en millions) 202,4 198,7 194,1 190,7
RÉSUMÉ DES DONNÉES STATISTIQUESNombre d’employés 2 687 2 657 2 505 2 563Capacité de production (en MW nets) 3 :Énergie hydraulique 807 802 802 801Charbon 4 887 4 885 4 778 4 777Gaz 1 953 1 933 2 444 2 499Sources d’énergie renouvelables 315 315 313 245Capacité de production totale 7 962 7 935 8 337 8 322Production totale (GWh)4 48 213 51 810 54 560 53 134
103
SO
MM
AIR
E
RÉSUMÉ DES DONNÉES FINANCIÈRES ET STATISTIQUES SUR ONZE ANS
Rendement du capital investi = bénéfice avant participations sans contrôle, impôts sur les bénéfices et intérêts débiteurs nets/moyenne annuelle du capital investi
Flux de trésorerie par rapport à la dette totale = flux de trésorerie liés à l’exploitationavant les variations du fonds de roulement/moyenne de deux ans de la dette totale
Ratio dividendes/bénéfice = dividendes/bénéfice net à l’exclusion du gain découlant des activités abandonnées
Rendement des actions = dividendes sur actions ordinaires/cours de clôture de l’exercice écoulé
Cours/bénéfice = cours de clôture de l’exercice écoulé/résultat de base par action tiré des activités poursuivies
2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996
1 814,9)1 $ 2 559,5)1 $ 1 587,0 $ 1 029,4 $ 1 089,9 $ 1 656,4 $ 1 515,6 $223,9)2$ 468,9)2 $ 604,6)2$ 442,0)2$ 660,1)2 $ 586,6 $ 570,6 $189,9 $ 214,6 $ 279,8 $ 170,1 $ 211,4 $ 182,6 $ 181,0 $
7 419,6 $ 7 877,9 $ 7 627,1 $ 6 038,4 $ 5 392,6 $ 4 882,2 $ 4 804,4 $
146,7 $ 475,2 $ 220,5 $ (173,6) $ (149,4) $ (20,3) $ 13,3 $2 706,6 $ 2 511,1 $ 2 201,4 $ 2 177,4 $ 1 903,6 $ 2 198,0 $ 2 364,0 $
– $ – $ 121,6 $ 268,3 $ 268,4 $ 267,6 $ 270,5 $263,0 $ 281,0 $ 253,4 $ 377,4 $ 503,3 $ 162,9 $ 164,4 $451,7 $ 452,6 $ 292,0 $ 287,1 $ – $ – $ – $
2 039,6 $ 1 989,7 $ 1 957,4 $ 1 835,6 $ 1 855,0 $ 1 594,3 $ 1 582,3 $5 607,6 $ 5 709,6 $ 5 046,3 $ 4 772,2 $ 4 380,9 $ 4 202,5 $ 4 394,5 $
437,7 $ 715,6 $ 188,7 $ 422,0 $ 470,7 $ 666,4 $ 563,2 $(36,2) $ (1 076,9) $ (205,0) $ (988,8) $ (137,2) $ (319,7) $ (459,9) $
1,12 $ 1,27 $ 1,66 $ 1,00 $ 1,31 $ 1,14 $ 1,14 $1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 0,99 $ 0,98 $ 0,98 $
12,01 $ 11,82 $ 11,61 $ 10,85 $ 10,94 $ 9,96 $ 9,92 $
23,95 $ 30,13 $ 22,55 $ 25,15 $ 25,40 $ 22,75 $ 18,20 $16,69 $ 19,15 $ 13,20 $ 12,25 $ 18,20 $ 15,10 $ 14,25 $17,11 $ 21,60 $ 22,00 $ 14,15 $ 22,60 $ 22,55 $ 17,25 $
50,9 52,3 48,0 45,6 40,0 51,8 54,13,5 10,9 11,7 9,2 12,3 11,5 11,64,0 8,7 12,3 9,7 15,4 13,7 13,6
16,1 21,8 25,3 21,7 22,8 22,0 22,13,8 – – – – – –
241,8 78,5 75,8 99,7 75,8 85,7 86,25,8 4,6 4,6 7,1 4,4 4,4 5,7
41,7 17,3 16,7 14,2 17,3 19,8 15,1169,6 169,0 168,8 169,5 161,3 159,7 159,2169,8 168,3 168,6 169,2 169,6 160,0 159,5
2 573 2 656 2 363 2 679 2 455 2 667 3 099
801 800 800 800 800 800 8004 966 5 090 5 016 3 676 3 676 3 676 3 6761 333 1 108 1 054 1 464 1 008 832 815
44 – – – – – –7 144 6 998 6 870 5 940 5 484 5 308 5 291
46 877 44 136 40 644 37 771 39 001 36 401 34 264
RAPPORT ANNUEL 2006104 TRANSALTA CORPORATION
INFORMATION POUR LES ACTIONNAIRES
ASSEMBLÉE ANNUELLE
L’assemblée annuelle aura lieu le jeudi 26 avril 2007 à 11 h HNR au Safari Lodge,salle du Canada du Zoo de Calgary, 1300 Zoo Road N.E., Calgary (Alberta).
AGENT DES TRANSFERTS
Compagnie Trust CIBC MellonC.P. 7010Adelaide Street StationToronto (Ontario) M5C 2W9
TéléphoneAmérique du Nord :1-800-387-0825 (sans frais)Toronto ou en dehors de l’Amérique du Nord416-643-5500
Télécopieur416-643-5501
Site Webwww.cibcmellon.com
BOURSES
Bourse de Toronto (TSX)New York Stock Exchange (NYSE)
SYMBOLES BOURSIERS
Actions ordinaires de TransAlta Corporation :TSX : TA NYSE : TAC
DROITS DE VOTE
Les porteurs d’actions ordinaires ont droit à un vote par action ordinaire détenue
RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES
Les demandes peuvent être adressées directement à :Investor RelationsTransAlta CorporationP.O. Box 1900, Station « M »110 - 12th Avenue S.W.Calgary (Alberta) T2P 2M1
TéléphoneAmérique du Nord :1-800-387-3598 (sans frais)Calgary ou en dehors de l’Amérique du Nord :430-267-2520
Télécopieur403-267-2590
Site Webwww.transalta.com
SERVICES SPÉCIAUX POUR LES ACTIONNAIRES INSCRITS
Service Description
Régime de réinvestissement Réinvestissement pratique des dividendes des dividendes et d’achat de TransAlta et achat d’actions ordinaires d’actions * sans frais de courtage.
Dépôt direct des dividendes Dépôt automatique des dividendes dans votrecompte bancaire.
Consolidation des comptes Élimination d’envois superflus et coûteux grâce à la consolidation des comptes.
Changement d’adresse Envoi des relevés d’impôt et des dividendes sans et transferts d’actions le retard qu’auraient normalement occasionné un
changement d’adresse et un transfert de propriété.
Pour utiliser ces services, veuillez communiquer avec notre agent des transfert.
* Aussi offert aux actionnaires non inscrits.
DIVISIONS ET CONSOLIDATIONS DES ACTIONS
Date Événements Ratio
8 mai 1980 Division 3:1
1er février 1988 Division1 2:1
31 décembre 1992 Réorganisation – Les actions de 1:1TransAlta Utilities ont été échangées contre des actions de TransAlta Corporation2
La valeur à la date d’évaluation des actions ordinaires détenues au 31 décembre 1971, rajustée comptetenu de la division des actions est de 4,54 $ l’action.
1 Le prix de base rajusté des actions détenues au 31 janvier 1988 a été réduit de 0,75 $ l’action par suitede la division des actions le 1er février 1988..
2 TransAlta Utilities Corporation est devenue une filiale en propriété exclusive de TransAlta Corporation parsuite de cette réorganisation.
DÉCLARATION DES DIVIDENDES
Lorsqu’ils déclarent des dividendes, les administrateurs tiennent compte de plusieursfacteurs, y compris les bénéfices réalisés par la société, les flux de trésorerie, les besoinsen capital et les attentes des actionnaires.
DATES IMPORTANTES CONCERNANT LES DIVIDENDES
Date de versement Date de reference Date ex-dividende
1er avril 2006 1er mars 2006 27 février 2006
1er juillet 2006 1er juin 2006 30 mai 2006
1er octobre 2006 1er septembre 2006 30 août 2006
1er janvier 2007 1er décembre 2006 29 novembre 2006
1er avril 2007 1er mars 2007 27 février 2007
Les dividendes sont versés le premier jour du mois de janvier, d’avril, de juillet et d’octobre. Lorsque la datede paiement d’un dividende coïncide avec un fin de semaine ou un jour férié, le versement est reporté aupremier jour ouvrable suivant.
QUESTIONS LIÉES À LA COMPTABILITÉ OU À LA VÉRIFICATION
En 2002, TransAlta a adopté une procédure permettant aux employés, actionnaires ou autrespersonnes de transmettre de façon anonyme et confidentielle au comité de vérification etde l’environnement du conseil d’administration des questions ou plaintes se rapportant àla comptabilité ou à la vérification. Ces questions doivent être transmises au comité devérification et de l’environnement par l’intermédiaire du secrétaire de la société.
A C T I O N N A I R E S
105
FAITS SAILLANTS POUR LES ACTIONNAIRES
FAITS SAILLANTS POUR LES ACTIONNAIRES
VARIATION DU COURS ETVOLUME MENSUEL(2006)
RENDEMENT DE L’AVOIRDES PORTEURS D’ACTIONS ORDINAIRES (%)
RENDEMENT TOTAL DES CAPITAUX PROPRESET INDICE COMPOSÉ S&P/TSX(Exercices terminés les 31 déc.)
($)
VARIATION DU COURS, COURS SUR DIX ANSET VALEUR COMPTABLE ($ par action)
23,3
8
24,0
7
22,2
6
23,3
6
23,3
0
23,0
6
23,3
4
24,2
8
23,7
2
23,5
7 25,7
8
26,6
4
VOLUME (EN MILLIONS D’ACTIONS)
Cours de clôture à la Bourse de Toronto ($ par action)
TRANSALTA100 138 144 94 154 156 129 146 149 216 234
INDICE COMPOSÉ S&P/TSX100 116 113 149 160 140 123 155 178 202 237
Le graphique ci-dessus compare un placement de 100 $ effectué en actions de TransAlta et un même placement en titres composant l'indice composé S&P/TSX à la fin de 1996, en supposant le réinvestissement des dividendes.
COURS22,55 22,60 14,15 22,00 21,60 17,11 18,53 18,05 25,41 26,64
VALEUR COMPTABLE9,96 10,94 10,85 11,61 11,82 12,01 12,90 12,74 12,80 11,99
VARIATION DU COURS
0
6
12
18
24
30
0
100
50
150
200
250
11,5 12
,3
9,2
11,7
10,9
3,5
10,3
6,5
7,5
1,8
06050403020100999897
16,9
2
15,3
3 17,2
2
13,8
4
11,6
1
11,7
5
10,4
4
10,2
2 12,6
1 14,9
6
15,7
8
10,3
2
DNOSAJJMAMFJ
060504030201009998970605040302010099989796
AC
TIO
NN
AIR
ES
RAPPORT ANNUEL 2006
DIRIGEANTS DE TRANSALTA CORPORATION
Stephen G. SnyderPrésident et chef de la direction
Mike BartelVice-président, Services techniques
Parviz MohamedVice-président, Technologie de l’information
Brian BurdenVice-président à la direction et chef des finances
William D.A. BridgeVice-président, Exploitation – Ouest canadien
Daniel PigeonVice-président, Stratégie de portefeuille et exécution
Linda K. ChambersVice-présidente à la direction, Technologie de la production
Jeff A. CurranVice-président et contrôleur
Gregory P. ReinhartVice-président, Ressources humaines – production
Richard P. LanghammerVice-président à la direction, Exploitation générale
Kelly L. GunschVice-présidente, Gestion du portefeuille commercial
Donald C. ThomasVice-président, Énergie éolienne TransAlta
Thomas M. RainwaterVice-président à la direction, Développement et commercialisation
David KochVice-président, Opérations financières
Marvin J. WaiandVice-président et trésorier
Ken SticklandVice-président à la direction, Affaires juridiques
Mark B. MackayVice-président, Technologie de l’énergie
Jubran WhalanVice-président, Négociation et optimisation de la distribution
Michael WilliamsVice-président à la direction, Ressources humaines et communications
Alex R. McFadenVice-président, Entretien majeur
Maryse St-LaurentSecrétaire de la société
Frank HawkinsTrésorier adjoint
FILIALES DE TRANSALTA GOUVERNANCE D’ENTREPRISE LIGNE D’AIDE EN MATIÈRE D’ÉTHIQUE
TRANSALTA CORPORATION106
RENSEIGNEMENTS SUR LA SOCIÉTÉ
Par respect pour l’environnement, veuillez informer votre institution financière afin d’éviter que le présent rapport ne soit posté en double.
Conception graphique Karo Photographie Jason Stang, Yarko Yopyk et les employés de TransAlta Rick Lalonde, Randy Van Landeghem et Kevin Windenmaier. Photo du parc éolien de McBride Lake par Mark Vitaris. Photo de BNSF Railway Company par Bob Heine
Production DaSilva Graphics Impression Grafikom.MIL
* Le dessin TransAlta et le mot-symbole TransAlta sont des marques de commerce de TransAlta Corporation.
Le présent rapport a été imprimé au Canada par Grafikom Printing sur du papier certifié FSC. Le papier, les papeteries et l’imprimeur sont tous certifiés par le Forest StewardshipCouncil, organisme international chargé de promouvoir une gestion écologique et socialement responsable des forêts du monde. Le rapport a été imprimé dans une imprimeriedont les émissions de composés organiques volatils (COV) sont négligeables.
>>
>>
JoAnne C. ButlerPrésidente, TransAlta Mexico,S.A. de C.V.
Colin J. MillsDirecteur national, TransAlta MexicoS.A. de C.V.
Doug JacksonPrésident, TransAlta USA Inc.Generation LLC & Mining LLC
Troy A. MorrisonDirecteur national,TransAlta Energy (Australia) Pty Ltd.
Les lignes directrices en matière de gouvern-ance d’entreprise; la charte du conseil; leschartes des comités; les descriptions de postepour le président, les présidents des comités,le président et chef de la direction et les codesd’éthique de TransAlta peuvent être consultéssur notre site Web au www.transalta.com.Également, un résumé des principales différe-nces entre les pratiques de gouvernanced’entreprise de TransAlta et celles requisespour les sociétés locales américaines auxtermes de normes d’inscription à la New YorkStock Exchange peut également être consultésur notre site Web.
Le comité de vérification et de l’environnementdu conseil d’administration a mis en place unnuméro de téléphone sans frais anonyme etconfidentiel pour les employés, entrepreneurset autres afin que ceux-ci puissent rapporterdes irrégularités comptables et violationséthiques. Le numéro de la ligne d’aide enmatière d’éthique est 1-888-806-6646.
R E N S E I G N E M E N T
GLO
SS
AIR
E
ARRANGEMENT D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ(AAÉ) Arrangement à long terme établi parrèglement pour la vente d’énergie électriqueprovenant de groupes électrogènes auparavantréglementés à des acheteurs des AAÉ.
BTU (BRITISH THERMAL UNIT) Unité ther-mique. Quantité d’énergie nécessaire pour éleverd’un degré Fahrenheit une livre d’eau lorsque latempérature de l’eau est d’environ 39,2 degrésFahrenheit.
CAPACITÉ Capacité de charge continuenominale du matériel électrogène, exprimée enmégawatts.
CAPACITÉ MAXIMALE NETTE Capacitémaximale ou service nominal effectif, modifiépour tenir compte des limitations ambiantesqu’un groupe électrogène ou une centrale peutsoutenir pendant une durée déterminée, moinsla capacité utilisée pour répondre à la demandede consommation des auxiliaires.
CAPACITÉ PRÉVUE Capacité d’une centraleen tenant compte de la consommation desauxiliaires, des interruptions prévues, desinterruptions forcées et d’entretien et desréduction de capacité nominale.
CENTRALE DE POINTE Centrale abritantgénéralement des appareils à vapeur, desturbines à gaz, des diesels, ou du matérielhydroélectrique à réserve pompée peu efficaceshabituellement utilisés pendant les périodesde pointe.
CENTRALE GÉOTHERMIQUE Centrale dont laforce motrice principale est une turbine àvapeur. La turbine est entraînée par la vapeurproduite par de l’eau chaude ou par la vapeurnaturelle qui tire son énergie de la chaleur setrouvant dans les roches ou fluides à diversesprofondeurs sous la surface de la terre.L’énergie est extraite par forage et/ou pompage.
CHAUDIÈRE Appareil servant à générer de lavapeur à des fins de production d’électricité, detransformation ou de chauffage ou à produirede l’eau chaude à des fins de chauffage oud’approvisionnement en eau chaude. Lachaleur provenant d’une source de combustionexterne est transmise à un fluide que contient latuyauterie de l’enveloppe de la chaudière.
COGÉNÉRATION Installation de productiond’électricité et d’une autre forme d’énergiethermique utile (comme la chaleur ou la vapeur)utilisée à des fins industrielles, commerciales,de chauffage ou de refroidissement.
CONSOMMATION SPÉCIFIQUE DE CHALEURMesure de la conversion, exprimée enBTU/MWh, d’une quantité d’énergie thermiquenécessaire pour produire de l’électricité.
CYCLE COMBINÉ Technologie de productiond’électricité utilisant la chaleur rejetée par uneou plusieurs turbines à gaz (combustion) quiserait autrement perdue. La chaleur rejetée estacheminée vers une chaudière classique ou versun générateur de vapeur à récupération dechaleur pour être utilisée par une turbine à vapeurdans la production d’électricité. Ce procédéaccroît l’efficacité du groupe électrogène.
DÉLAI D’EXÉCUTION Arrêt planifié périodiqued’une centrale à des fins d’entretien majeur et deréparation. La durée, habituellement calculée ensemaines, est mesurée à compter de l’arrêt de lacentrale jusqu’à sa remise en service.
DISPONIBILITÉ Mesure du temps, expriméeen pourcentage des activités continues 24heures sur 24, 365 jours par année, au coursduquel un groupe électrogène peut produire del’électricité, peu importe s’il le fait réellementou non.
ÉMISSIONS ATMOSPHÉRIQUES Substancesrejetées dans l’atmosphère par l’exploitationindustrielle. Pour le secteur de productiond’énergie à partir de combustibles fossiles, lesémissions atmosphériques les plus courantessont le dioxyde de soufre, les oxydes d’azote, lemercure et les gaz à effet de serre.
ÉNERGIE RENOUVELABLE Énergie produiteau moyen de sources terrestres renouvelables,dont le vent, les sources géothermiques, l’énergiesolaire et la biomasse avec regénération.
FORCE MAJEURE Les clauses de force majeuredégagent une partie de sa responsabilité si unévénement imprévu indépendant de la volontéde cette partie l’empêche de s’acquitter de sesobligations aux termes du contrat.
GAZ À EFFET DE SERRE (GES) Gaz ayant lepotentiel de retenir la chaleur dans l’atmo-sphère, y compris la vapeur d’eau, le dioxydede carbone, le méthane, l’oxyde d’azote et leshydrocarbures fluorées.
GAZÉIFICATION DU CHARBON La conversionà l’état gazeux d’un combustible solide, pourle convertir ensuite en énergie, gaz synthé-tique, azote ou une variété d’autres produitschimiques.
GIGAJOULE (GJ) Unité métrique d’énergiecouramment utilisée dans l’industrie de l’énergie.Un GJ est égal à 947 817 BTU.
GIGAWATT Unité de puissance valant 1 000mégawatts.
GIGAWATTHEURE (GWH) Mesure de laconsommation d’électricité égale à l’utilisationde 1 000 mégawatts en une heure.
HAUSSER LA CAPACITÉ NOMINALE Aug-menter la capacité électrique nominale d’uneinstallation ou d’un groupe électrogène.
INTENSITÉ DES ÉMISSIONS DE CO2 Quantitéde dioxyde de carbone émis par MWh produit.
INTERRUPTION NON PRÉVUE Arrêt d’ungroupe électrogène en raison d’une panneimprévue.
MARGE DE RÉSERVE Indication de la capa-cité d’un marché à répondre à une demandeinhabituelle ou à faire face à des pannes/interruptions non prévues de la capacité deproduction.
MARGE ÉLECTRICITÉ-COMBUSTIBLE Me-sure de la marge brute, soit le prix de ventemoins le coût du gaz naturel, par MW.
MÉGAWATT (MW) Unité de puissance valant1 000 000 de watts.
MÉGAWATTHEURE (MWH) Mesure de la con-sommation d’électricité égale à l’utilisation de1 000 000 de watts en une heure.
MISE EN VALEUR D’UNE INSTALLATIONEXISTANTE Une installation de productiond’électricité déjà construite.
NOUVEL ACTIF Nouvelle centrale électriqueconstruite à un nouvel emplacement.
OBJECTIF ZÉRO Projet de TransAlta visantl’amélioration du rendement sur les plans de lasanté, de la sécurité et de l’environnement, pouréliminer le temps perdu et les incidentsnécessitant une intervention médicale ainsi queles atteintes à l’environnement.
RÉDUIRE LA CAPACITÉ NOMINALE Diminuerla capacité électrique nominale d’une instal-lation ou d’un groupe électrogène.
REVENU ANNUALISÉ Revenu déterminé parextrapolation des données financières pour unepériode d’un an ou moins.
TECHNOLOGIE DU CHARBON ÉPURÉ Nou-velles technologies comme la gazéificationutilisant des combustibles solides (charbon etcoke) pour produire de l’énergie et des produitschimiques à faible taux d’émission.
TECHNOLOGIE SUPERCRITIQUE Techno-logie de combustion du charbon la plusavancée au Canada, nécessitant l’utilisationd’une chaudière supercritique, d’une turbinemulticellulaire à haut rendement, d’une unité dedésulfuration des gaz effluents (épurateur-laveur), d’un dépoussiéreur à sacs filtrants et debrûleurs à faibles rejets d’oxydes nitreux.
TURBINE Machine servant à produire unepuissance mécanique rotative à partir del’énergie de fluides (comme l’eau, la vapeur ouun gaz chaud). Les turbines convertissentl’énergie cinétique des fluides en énergiemécanique par les principes d’impulsion et deréaction ou un mélange des deux.
UNITÉ DE DÉSULFURATION DES GAZEFFLUENTS (ÉPURATEUR-LAVEUR) Matérielutilisé pour éliminer les oxydes de soufre desgaz de combustion d’une centrale à chaudièreavant le rejet dans l’atmosphère. Des produitschimiques, comme de la chaux, sont utiliséscomme agent d’épuration.
VALEUR À RISQUE (VAR) Mesure servant àgérer l’exposition du bénéfice liée aux activitésde commerce.
GLOSSAIRE 107
TransAlta CorporationBox 1900, Station « M », 110 -12 th Avenue SW, Calgary (Alberta) Canada T2P 2M1
Tél. : 403-267-7110 www.transalta.com
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