Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 278 M$, ou 0,34 $ par action ordinaire, au troisième trimestre

Marketwired

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 6 nov. 2013) -

POINTS SAILLANTS

(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens.)

  • Bénéfice de 421 M$ au troisième trimestre et bénéfice de 713 M$ pour la période de neuf mois en tenant compte de l'incidence des gains et pertes hors trésorerie non réalisés liés à l'évaluation à la valeur de marché
  • Hausse du bénéfice ajusté de 12 % par action ordinaire pour s'établir à 1,33 $ par action ordinaire pour la période de neuf mois et bénéfice ajusté par action ordinaire de 0,34 $ inchangé pour le trimestre
  • Annonce par Enbridge de l'exécution du projet de prolongement du pipeline de Woodland, dont la quote-part du financement d'Enbridge devrait être d'environ 0,6 G$
  • Annonce par Enbridge d'un investissement approximatif de 0,1 G$ dans la construction d'installations et la prestation de services de terminal au projet de sables bitumineux Hangingstone de JACOS
  • Obtention par Enbridge du soutien commercial pour le prolongement du pipeline de Wood Buffalo de Cheecham à Hardisty, en Alberta, au coût de 1,6 G$
  • Obtention par Enbridge du soutien commercial pour le réseau pipelinier de diluants Norlite de 1,4 G$ desservant la région des sables bitumineux de l'Athabasca
  • Acquisition par Enbridge d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Saint-Robert-Bellarmin de 80 mégawatts pour un investissement approximatif de 0,1 G$
  • Poursuite de l'exécution du plan financier record d'Enbridge - visant une croissance de 36 G$ - avec l'émission, depuis le début de l'exercice, d'environ 2,4 G$ de billets à moyen terme, 1,2 G$ d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif et 600 M$ d'actions ordinaires ainsi que le produit net de 248 M$ provenant de la vente d'une partie des actions ordinaires d'Enbridge par la voie d'un placement secondaire par Noverco, dans laquelle Enbridge détient une participation de 38,9 %, et la hausse des facilités de crédit bancaire d'utilisation générale à quelque 16 G$

Enbridge Inc. (ENB.TO) (ENB) - « Enbridge a continué d'afficher une solide performance en 2013, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société »). Notre proposition de valeur demeure la même : une combinaison unique de croissance supérieure, de modèle de gestion solide et fiable, et de hausse prévisible des dividendes pour les actionnaires. Au cours du troisième trimestre, nous avons ajouté à notre portefeuille record des projets de croissance garantis sur le plan commercial et avons fait progresser considérablement d'autres occasions en cours de développement. En tout, 14 nouveaux projets ont été mis en service depuis le début de l'exercice. Nous sommes sur la bonne voie pour réaliser le bénéfice ajusté par action prévu pour l'exercice dans la fourchette des 1,74 $ à 1,90 $ par action. »

« Les facteurs fondamentaux du secteur énergétique en Amérique du Nord, alliés au positionnement stratégique des actifs d'Enbridge, donnent lieu à d'intéressantes occasions d'investissement à court et à long terme pour la société, a-t-il ajouté. Au troisième trimestre, le conseil d'administration a avalisé notre plan stratégique quinquennal, qui devrait créer une importante valeur actionnariale grâce à une croissance annuelle moyenne de 10 % à 12 % du bénéfice ajusté par action et des dividendes au cours des cinq prochaines années. Qui plus est, grâce à l'emplacement stratégique de nos actifs, à note portefeuille de projets et à nos nouvelles plateformes de croissance, nous sommes bien placés pour maintenir une croissance de premier plan dans notre secteur au-delà de 2017. Quoi qu'il en soit, notre priorité absolue demeure la sécurité et la fiabilité de nos réseaux, » de conclure M. Monaco.

Exploitation

Dans le secteur Oléoducs, la croissance du bénéfice pendant la période de neuf mois a été tributaire des augmentations de débit par rapport à l'exercice précédent, surtout grâce à la forte hausse des volumes sur le réseau principal au Canada au premier trimestre, entraînée par les approvisionnements vigoureux de l'Ouest canadien ainsi qu'au maintien des écarts des prix du pétrole brut qui ont fait augmenter les volumes transportés sur de longues distances au sein du réseau d'Enbridge. La vigueur des volumes du premier trimestre a toutefois été quelque peu tempérée aux deuxième et troisième trimestres de 2013 en raison du contrecoup des travaux d'entretien et des arrêts d'exploitation aux raffineries du Midwest américain. De plus, les droits repères résiduels aux termes du tarif international conjoint (« TIC ») sur le réseau principal au Canada ont été inférieurs aux deuxième et troisième trimestres 2013 par rapport aux périodes correspondantes de 2012, ce qui a en partie contré l'augmentation des volumes. Le réseau régional des sables bitumineux a contribué à l'augmentation du bénéfice par le truchement de nouvelles infrastructures, dont les pipelines de Woodland et de Wood Buffalo. Parmi les autres sources ayant contribué à la croissance du bénéfice ajusté du secteur Oléoducs depuis le début de l'exercice 2013, citons le pipeline de pétrole brut Seaway (« pipeline Seaway »), dans lequel Enbridge détient une participation de 50 %.

Dans le secteur de distribution d'électricité, Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a continué de bénéficier de la croissance de la clientèle ainsi que de l'absence du partage du bénéfice en 2013. Ces indicences favorables ont été annulées en partie par la hausse des frais d'exploitaton et d'administration. La perte affichée par EGD au troisième trimestre de 2013 témoigne principalement du caractère saisonnier des activités d'EGD puisque la majeure partie du bénéfice est réalisé pendant les mois des plus froids de l'année.

Le secteur des services énergétiques a connu une croissance du bénéfice pour un troisième trimestre d'affilée, comparativement à la période correspondante de 2012, compte tenu des occasions d'arbitrage attrayantes découlant des vastes écarts quant à l'emplacement et à la qualité du brut. Toutefois, le taux de croissance du bénéfice ajusté au troisième trimestre de 2013 a été tempéré, comparativement au premier semestre de l'exercice, en raison des écarts plus faibles, comme on s'y attendait.

Pour ce qui est des placements à titre de promoteur, Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») a produit un bénéfice accru grâce à l'investissement d'Enbridge, en mai 2013, dans des parts privilégiées d'EEP et aux distributions plus élevées à titre de commandité. La faiblesse du prix du gaz naturel et des liquides de gaz naturel (« LGN ») ainsi que le recul des volumes ont toutefois continué de se répercuter sur le bénéfice du secteur de collecte et de traitement de gaz d'EEP. Enbridge Income Fund (le « fonds ») a continué de fournir un solide rendement, soutenu par les actifs d'énergie renouvelable et de stockage de pétrole brut acquis par le fonds en 2012 ainsi que par le programme d'expansion dans la région de Bakken, dont l'exploitation a commencé en mars 2013.

Et tandis que la société a poursuivi le financement préalable de son portefeuille record de projets de croissance garantis sur le plan commercial, les coûts de financement se sont accrus principalement en raison de la hausse des dividendes versés sur les actions privilégiées au sein du secteur des activités non sectorielles de la société.

Le bénéfice ajusté du troisième trimestre de 2013 excluait, entre autres éléments, une charge supplémentaire de 13 M$ après impôts et avant règlements des compagnies d'assurance, constatée au troisième trimestre de 2013 et associée au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 en juin 2013, portant le coût total estimatif de cet incident à 53 M$ après impôts. Enfin, le bénéfice de la société a continué de représenter les variations des incidences comptables évaluées à la valeur de marché non réalisées se rapportant au programme exhaustif de couverture économique à long terme qu'Enbridge a en place pour atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt, de change et de prix des marchandises. La société croit que le programme de couverture favorise la production de flux de trésorerie fiables et la capacité de maintenir la croissance des dividendes.

Principaux faits nouveaux

« Nous continuons de positionner Enbridge pour qu'elle réponde à la demande croissante d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, et nous avons actuellement 29 G$ en projets garantis sur le plan commercial à l'échelle de la société qui devraient être mis en service entre 2013 et 2017, a expliqué M. Monaco. Les infrastructures existantes d'Enbridge et sa capacité d'exécuter de nouveaux projets en toute sécurité et efficacement lui permettront d'agrandir ses réseaux et de saisir les occasions de croissance bien au-delà de la seconde moitié de la décennie. »

Au cours du troisième trimestre de 2013, Enbridge a annoncé des investissements dans des projets de sable bitumineux d'une valeur approximative de 4 G$ dont la mise en service est prévue entre 2015 et 2017. Parmi ces projets, le pipeline proposé Norlite, de 1,4 G$, qui pourra transporter 270 000 b/j de diluants depuis Edmonton jusqu'aux régions de sables bitumineux ainsi que le prolongement, au coût de 1,6 G$, du pipeline de Wood Buffalo récemment entré en service. Le prolongement du pipeline de Wood Buffalo transportera jusqu'à 490 000 b/j de bitume dilué dans le cadre du projet de sables bitumineux proposé de Fort Hills (« projet de Fort Hills ») et de la production des sables bitumineux de la région de l'Athabasca de Suncor Energy Oil Sands Limited Partnership (« société en commandite Suncor »),jusqu'au carrefour du réseau principal d'Enbridge, situé à Hardisty.

« Notre position stratégique, tout comme notre envergure, sur le marché des sables bitumineux de l'Alberta continuent de nous apporter d'intéressantes occasions de croissance », a affirmé M. Monaco. Les projets récemment annoncés ajouteront une capacité supplémentaire considérable pour la région, ce qui nous permettra d'offrir aux producteurs des solutions de transport à prix avantageux. »

Enbridge a continué d'accroître sa capacité de production d'énergie renouvelable au troisième trimestre de 2013. En juillet, la société a acquis une participation de 50 % dans le projet éolien de Saint-Robert-Bellarmin (« Saint-Robert-Bellarmin ») de 80 mégawatts (« MW »), au Québec, en contrepartie d'un investissement d'environ 0,1 G$. De plus, en août, elle a mis en service la phase 2 du projet éolien de Lac-Alfred (« Lac-Alfred »), de 300 MW, aussi situé au Québec. Ces deux projets livrent de l'énergie à Hydro-Québec aux termes d'une convention d'achat d'électricité (« CAE ») à long terme. C'est aussi au troisième trimestre de 2013 qu'Enbridge a mis en service sa première ligne de transport d'électricité, la ligne de raccordement Montana-Alberta (« LRMA ») de 300 MW.

« L'énergie renouvelable est un secteur de notre portefeuille en pleine croissance, a poursuivi M. Monaco. Nous sommes le premier producteur d'énergie solaire et le second producteur d'énergie éolienne au Canada, et nous détenons des participations dans des installations de production d'énergie renouvelable d'une capacité de plus de 1 700 MW. Des projets tels que Saint-Robert-Bellarmin et Lac-Alfred, alliés à la proposition de valeur d'Enbridge, sont des éléments importants de notre stratégie visant à développer de nouvelles plateformes, afin de nous diversifier et de soutenir notre croissance à long terme. »

Enbridge est demeurée active sur les marchés de capitaux au troisième trimestre avec l'émission d'environ 2,4 G$ de billets à moyen terme et de 200 M$ US d'actions privilégiées. En outre Enbridge a accru de 1,3 G$ ses facilités de crédit d'utilisation générale à l'échelle de la société. Ces fonds serviront principalement à son programme record de projets de croissance attrayants.

En octobre, Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »), actuellement une filiale en propriété exclusive d'EEP, a annoncé un premier appel public à l'épargne pour 18,5 millions de parts ordinaires de catégorie A. L'actif initial de cette société en commandite principale sera initialement une participation approximative de 40 % dans les entreprises actuelles du secteur intermédiaire de gaz naturel et de liquides de gaz naturel d'EEP.

« Cet appel public à l'épargne fournira à EEP une autre source de financement de ses immobilisations, et permettra de réduire son coût du capital ainsi que de rehausser l'axe stratégique de ses activités, a dit M. Monaco. Sous la nouvelle structure, EEP se concentrera sur son entreprise d'oléoducs, et MEP, sur ses entreprises du secteur intermédiaire de gaz naturel et de LGN. »

En septembre 2013, Enbridge a une fois de plus fait partie des indices Dow Jones mondial et nord-américain axés sur la durabilité. Par ailleurs, Enbridge a été incluse dans les 500 sociétés à l'échelle mondiale du Carbon Disclosure Project pour avoir fait preuve de leadership en matière de gestion des enjeux et de communication d'information se rapportant aux changements climatiques et aux gaz à effet de serre. En octobre, Enbridge a été nommée pour la 12e année de suite au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada.

« Cette reconnaissance confirme que la société réalise ses objectifs non seulement quant à ses perspectives financières à long terme, mais à l'égard de sa performance environnementale et sociale. Ce n'est pas d'hier qu'Enbridge est attachée à une approche qui reflète ses valeurs fondamentales d'intégrité, de sécurité et de respect, et qu'elle veille à ce que ses décisions aient la meilleure incidence possible sur ses parties prenantes, sur l'environnement et sur les collectivités ou vivent et travaillent ses employés », a conclu M. Monaco.

APERÇU DES RÉSULTATS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013

Pour un complément d'information sur les projets de croissance et les résultats d'exploitation d'Enbridge, il y a lieu de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, disponible également sur le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx. Nous voulons en outre attirer votre attention sur la note 2 afférente aux états financiers consolidés au 30 septembre 2013 ainsi que pour le trimestre et la période de neuf mois clos à cette date, « Révision des états financiers de périodes antérieures », qui traite d'une révision hors trésorerie dans les états financiers comparatifs. L'analyse présentée dans le présent communiqué est fondée sur les états financiers révisés pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012.

  • Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a augmenté, passant de 187 M$ au troisième trimestre de 2012 à 421 M$ au troisième trimestre de 2013. La comparabilité des résultats de la société est affectée par plusieurs facteurs inhabituels non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. Par ailleurs, certains ajustements hors période constatés au troisième trimestre de 2013, notamment un ajustement hors trésorerie de 37 M$ après impôts ayant pour objet de reporter les produits découlant des droits de rattrapage accumulés aux termes de certains contrats d'expédition ferme à long terme au sein du réseau régional des sables bitumineux, ont également eu une incidence sur la comparabilité du bénéfice pour le trimestre clos le 30 septembre 2013. De plus, un ajustement hors période de 31 M$ après impôts a été constaté au sein du réseau régional des sables bitumineux au titre du recouvrement d'impôts sur les bénéfices au terme d'un contrat à long terme, annulé en partie par une correction connexe de la charge d'impôts reportés. Dans le secteur Distribution de gaz, la société a constaté un ajustement de 56 M$ après impôts pour un exercice antérieur afin de tenir compte de la hausse des coûts de transport de gaz ayant été reportés incorrectement. Au troisième trimestre de 2013, la société a aussi constaté un montant supplémentaire de 13 M$ après impôts et avant règlements des compagnies d'assurance relativement au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 en juin 2013.
  • Pour le troisième trimestre de 2013, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est accru pour se chiffrer à 278 M$, comparativement à 267 M$ à la période correspondante de 2012. Cette hausse est principalement attribuable à de plus fortes distributions à l'intérieur du secteur Placements à titre de promoteur. L'apport d'EEP au bénéfice ajusté a augmenté en raison des distributions découlant du placement d'Enbridge dans des parts privilégiées d'EEP en mai 2013 et de plus généreuses primes sous forme de distributions, mais il a été atténué par la baisse des volumes et les faibles prix du secteur de collecte et de traitement de gaz d'EEP. L'apport des actifs de stockage de pétrole brut et d'énergie renouvelable, acquis par le fonds en 2012, a aussi contribué à la hausse du bénéfice ajusté dans le secteur Placements à titre de promoteur. Le secteur des services énergétiques a contribué à la croissance du bénéfice compte tenu des occasions d'arbitrage attrayantes découlant des vastes écarts quant à l'emplacement et à la qualité du brut. Le bénéfice ajusté du secteur Oléoducs se compare à celui de la période correspondante de 2012, malgré certains facteurs de neutralisation. La croissance du bénéfice provient de l'accroissement des volumes contractuels et des nouveaux actifs mis en service en 2012 sur le réseau régional des sables bitumineux, ainsi que d'une augmentation des volumes transportés par le réseau principal et par le pipeline Seaway. Ces facteurs favorables ont été neutralisés, si on compare un trimestre à l'autre, par la diminution des droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada ainsi que par la hausse des frais d'exploitation et de financement. Enfin, pour le secteur Activités non sectorielles d'Enbridge, la hausse des dividendes sur les actions privilégiées liée aux émissions de telles actions réalisées en vue du financement de projets de croissance garantis sur le plan commercial ont fait baisser le bénéfice ajusté comparativement au troisième trimestre de 2012.
  • Le 30 octobre 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait été choisie par Suncor Énergie Inc., Total E&P Canada Ltd. et Ressources Teck Limitée (les « partenaires de Fort Hills ») de concert avec la société en commandite Suncor pour aménager un nouveau pipeline destiné au transport de la production de pétrole brut jusqu'au carrefour de Hardisty, en Alberta, sur le réseau principal d'Enbridge. Le prolongement du pipeline de Wood Buffalo sera un agrandissement du pipeline de Wood Buffalo existant d'Enbridge et englobera la construction d'une nouvelle canalisation d'un diamètre de 30 pouces sur 450 kilomètres (281 milles) entre le terminal de Cheecham d'Enbridge et son terminal de Battle River à Hardisty, ainsi que les améliorations requises aux installations terminales. À son achèvement, le projet fournira une capacité de transport de 490 000 b/j de bitume dilué dans le cadre du chantier du projet de Fort Hills proposé par les partenaires de Fort Hills dans le nord-est de l'Alberta et des installations de production de sables bitumineux de la société en commandite Suncor dans la région de l'Athabasca. Sous réserve des approbations requises au titre de la réglementation, le projet devrait être achevé en 2017 à un coût estimatif d'environ 1,6 G$.
  • Le 30 octobre 2013, Enbridge a annoncé l'aménagement du réseau pipelinier Norlite, un nouveau pipeline de diluants pour répondre aux besoins de multiples producteurs de la région des sables bitumineux de l'Athabasca. Sous réserve de la mise au point finale de la portée du projet, la portée des travaux de base dans le cadre du projet prévoyant une canalisation d'un diamètre de 16 pouces sera fonction des engagements de débit de la part des partenaires de Fort Hills pour la production du projet Fort Hills proposé et la production des sables bitumineux détenus en exclusivité par la société en commandite Suncor. Si Enbridge réussit à obtenir d'autres engagements à long terme pour le réseau pipelinier Norlite proposé, le projet pourrait être modifié pour faire passer le diamètre du réseau pipelinier à un diamètre de 20 pouces à 24 pouces. Le réseau pipelinier Norlite proposé nécessitera la construction d'une nouvelle canalisation entre le terminal de Stonefell et celui de Cheecham d'Enbridge ainsi que l'agrandissement du parc de stockage de l'est de la société en commandite Suncor, adjacent au terminal d'Athabasca actuel d'Enbridge et peut-être aussi l'aménagement d'une nouvelle canalisation latérale pour relier le terminal Norealis d'Enbridge actuellement en construction. Le réseau pipelinier Norlite a un droit d'accès à une certaine capacité existante des pipelines de Keyera Corp. (« Keyera ») entre Edmonton et Stonefell et, en échange, cette dernière peut choisir d'acquérir une participation de 30 % dans les nouvelles installations pipelinières en qualité d'associé non exploitant. Sous réserve des approbatiosn requises au titre de la réglementation, le réseau pipelinier Norlite devrait être achevé en 2017 au coût estimatif d'environ 1,4 G$. Il fournira une capacité de transport de 270 000 b/j de diluant entre Edmonton et la région des sables bitumineux de l'Athabasca, avec possibilité de hausser la capacité à environ 400 000 b/j par l'ajout de postes de pompage.
  • Le 26 septembre 2013, Enbridge a annoncé qu'elle construirait des installations et assurerait des services de transport pour le projet de sables bitumineux Hangingstone de Japan Canada Oil Sands Limited (« JACOS ») (« projet Hangingstone de JACOS »). JACOS et Nexen Energy ULC, filiale en propriété exclusive de China National Offshore Oil Corporation Limited, sont associées dans ce projet exploité par JACOS. Sous réserve de la signature d'ententes définitives et de l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation, Enbridge prévoit construire une nouvelle canalisation latérale d'un diamètre de 12 pouces sur 50 kilomètres (31 milles) pour relier le chantier du projet Hangingstone de JACOS au terminal de Cheecham existant d'Enbridge. Lorsque la portée du projet aura été finalisée, qui pourrait englober une canalisation optionnelle de 8 pouces de diamètre pour le transport de diluants jusqu'au chantier du projet Hangingstone de JACOS, les installations auront une capacité de 40 000 b/j. D'un coût estimatif de 0,1 G$, elles devraient entrer en service au début de 2016.
  • Le 25 juillet 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait obtenu l'approbation des expéditeurs à l'égard du projet de prolongement du pipeline de Woodland. En coentreprise, le pipeline de Woodland sera ainsi prolongé vers le sud, du terminal de Cheecham d'Enbridge jusqu'à son terminal d'Edmonton. Il s'agira d'un pipeline d'un diamètre de 36 pouces sur une longueur de 385 kilomètres (228 milles) d'une capacité initiale de 400 000 b/j pouvant ensuite être portée à 800 000 b/j. La quote-part d'Enbridge au coût en capital estimatif du projet est d'environ 0,6 G$. Sous réserve de la finalisation de la portée du projet et de l'obtention de coûts estimatifs définitifs, le projet devrait entrer en service en 2015.
  • Le 22 juillet 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu un accord avec EDF Énergies Nouvelles Canada Development Inc. en vue de l'acquisition d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Saint-Robert-Bellarmin d'une capacité de 80 MW, situé à 300 kilomètres (185 milles) à l'est de Montréal, au Québec. Le projet, déjà en exploitation, livre l'électricité produite à Hydro-Québec aux termes d'une CAE de 20 ans. L'investissement total de la société dans le projet est d'approximativement 0,1 G$.

Depuis la fin du deuxième trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :

  • Le 2 octobre 2013, Enbridge a émis des billets à moyen terme d'un montant de 800 M$ US assortis d'une échéance de 10 ans et d'un montant de 350 M$ US assortis d'une échéance de 3 ans.
  • Le 27 septembre 2013, Enbridge a réalisé un appel public à l'épargne pour 8 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 5 pour un produit brut de 200 M$ US.
  • Le 24 septembre 2013, Enbridge Energy Management, L.L.C. (« EEM ») a réalisé une émission de 8,4 millions d'actions cotées en bourse pour un produit net d'environ 236 M$ US. EEM a par la suite utilisé le produit net de l'émission pour investir dans un nombre égal de parts d'EEP dites i-units.
  • Le 13 août 2013, par l'entremise de sa filiale Pipelines Enbridge Inc., la société a émis des billets à moyen terme d'un montant de 250 M$ assortis d'une échéance de 10 ans et d'un montant de 300 M$ assortis d'une échéance de 30 ans.
  • Le 3 juillet 2013, Enbridge a émis des billets à moyen terme d'un montant de 450 M$ assortis d'une échéance de 10 ans et d'un montant de 250 M$ assortis d'une échéance de 29 ans.
  • Au troisième trimestre de 2013, Enbridge a accru ses facilités de crédit d'utilisation générale à l'échelle de la société pour les fairet passer à 16 G$.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 30 octobre 2013, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er décembre 2013 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2013.

Actions ordinaires 0,31500 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B 0,25000 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série L 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série N 0,25000 $
Actions privilégiées, série P 0,25000 $
Actions privilégiées, série R 0,25000 $
Actions privilégiées, série 1 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3 0,25000 $
Actions privilégiées, série 51 0,19590 $ US

(1) Les premiers dividendes déclarés pour les actions privilégiées de série 5 ont commencé à accumuler des dividendes courus le 27 septembre 2013, date d'émission des actions. Le dividende trimestriel régulier de 0,275 $ US par action entrera en vigueur le 1er mars 2014.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 6 novembre 2013 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2013. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-888-895-5271 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6547 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 35873822#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?p=irol-eventDetails&c=61065&eventID=5040000. Elle sera aussi reprise sur le Web et en baladodiffusion quelque deux heures après sa conclusion et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise jusqu'au 13 novembre 2013 en composant sans frais le1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 35873822#.

Après des exposés du président et chef de la direction et du chef des finances de la société, il y aura une période de questions et réponses à l'intention des analystes de placements. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.

Enbridge Inc., société canadienne, est un chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord et a figuré au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde au cours des cinq dernières années. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. En tant que producteur d'électricité, Enbridge possède des participations dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de 1 700 mégawatts et accroît sa participation dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 10 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des employeurs les plus écologiques du Canada et se classe au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2013. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

Information prospective

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à renseigner les actionnaires de la société et les investisseurs éventuels sur la société et ses filiales et sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent des informations ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée); le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs et les coûts prévus concernant la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie verte, les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie verte, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations de projets par les clients et les organismes de réglementation, le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société, les dates prévues de mise en service et les conditions météorologiques. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie verte, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs, dont ils constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur l'économie et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macro-économiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et les montants connexes par action, ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets en construction, y compris la date estimative de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; et l'incidence des conditions météorologiques et de l'approbation par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers de construction.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique, de la situation de concurrence, des modifications aux lois fiscales, des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises ainsi que de l'offre et de la demande pour les marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, les risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par la loi, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté (à la perte ajustée) qui représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et ajusté pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pour des données consolidées ou sectorielles. Ces facteurs, désignés comme éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché dans le rapport de gestion. Les éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et est davantage transparente. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer des objectifs, d'évaluer le rendement de la société et d'établir le versement de dividendes par cette dernière. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et le bénéfice ajusté (la perte ajustée) de chacun des secteurs ne constituent pas une mesure ayant une valeur normalisée selon les PCGR des États-Unis et ne sont pas considérés comme des mesures de calcul conformes aux PCGR; par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

RAPPROCHEMENTS DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
  les 30 septembre   les 30 septembre  
  2013   2012   2013   2012  
(en millions de dollars canadiens)                
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 421   187   713   456  
Éléments d'ajustement :                
Oléoducs                
  Réseau principal au Canada - variations des (gains) pertes                
  non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 (133 ) (90 ) 125   (83 )
  Réseau principal au Canada - ajustement de la tarification de la canalisation 9 -   -   -   (6 )
  Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et stabilisation du pipeline à long terme 13   -   53   -  
  Réseau régional des sables bitumineux - ajustement pour les droits de rattrapage d'une période antérieure 37   -   37   -  
  Réseau régional des sables bitumienux - ajustement pour les recouvrements contractuels à long terme d'une période antérieure, montant net (31 ) -   (31 ) -  
  Pipeline Spearhead - variations des pertes non réalisés liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 -   1   -   -  
Distribution de gaz                
  EGD - ajustement au titre des coûts de transport de gaz d'une période antérieure 56   -   56   -  
  EGD - températures supérieures à la normale -   -   4   24  
  EGD - modifications des taux d'imposition -   -   -   9  
Gazoducs, traitement et services énergétiques                
  Aux Sable - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 -   8   -   (15 )
  Services énergétiques - variations des (gains) pertes non                
  réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 (18 ) 232   (131 ) 558  
  Autres - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 4   (3 ) 60   -  
Placements à titre de promoteur                
  EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement -   (24 ) (6 ) (24 )
  EEP - coûts de correction de fuites 5   7   35   9  
  EEP - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 6   6   3   (1 )
  EEP - différences/modifications des taux d'imposition -   -   3   -  
  EEP - Coûts d'enquêtes sur la commercialisation et le transport par camion de LGN -   -   -   1  
Activités non sectorielles                
  Noverco - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 (5 ) 11   (4 ) 11  
  Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites -   -   -   12  
  Autres activités non sectorielles - variations des (gains)                
  pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 (77 ) (89 ) 177   (32 )
  Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers -   -   (4 ) (29 )
  Autres activités non sectorielles - pertes de change non réalisées à la conversion de soldes intersociétés en devises, montant net -   17   -   17  
  Autres activités non sectorielles - différences/modifications des taux d'imposition -   4   (18 ) 7  
Bénéfice ajusté 278   267   1 072   914  

(1) Les variations des gains et pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.

POINTS SAILLANTS

  Trimestres clos   Périodes de neuf
mois closes
 
  les 30 septembre   les 30 septembre  
  2013   2012   2013   2012  
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)                
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires1                
  Oléoducs 301   276   381   567  
  Distribution de gaz (85 ) (18 ) 49   80  
  Gazoducs, traitement et services énergétiques 68   (191 ) 257   (409 )
  Placements à titre de promoteur 75   80   189   211  
  Activités non sectorielles 62   40   (163 ) 7  
  421   187   713   456  
  Résultat par action ordinaire1 0,52   0,24   0,89   0,59  
  Résultat dilué par action ordinaire1 0,51   0,24   0,88   0,59  
Bénéfice ajusté1,2                
  Oléoducs 187   187   565   478  
  Distribution de gaz (29 ) (18 ) 109   113  
  Gazoducs, traitement et services énergétiques 54   46   186   134  
  Placements à titre de promoteur 86   69   224   196  
  Activités non sectorielles (20 ) (17 ) (12 ) (7 )
  278   267   1 072   914  
  Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,34   0,34   1,33   1,19  
Données sur les flux de trésorerie                
  Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 830   740   2 560   2372  
  Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (2 562 ) (1619 ) (6 154 ) (4022 )
  Flux de trésorerie liés aux activités de financement 1 175   1949   2 326   2670  
Dividendes                
  Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 261   225   774   668  
  Dividendes payés par action ordinaire 0,3150   0,2825   0,9450   0,8475  
Actions en circulation(en millions)                
  Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 814   780   803   769  
  Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 824   792   814   781  
Données d'exploitation                
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)                
  Réseau principal au Canada3 1 736   1617   1 707   1654  
  Réseau régional des sables bitumineux4 578   387   490   390  
  Pipeline Spearhead 172   155   174   157  
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)                
  Volumes (en milliards de pieds cubes) 44   45   299   272  
  Nombre de clients actifs (en milliers)5 2 040   2007   2 040   2007  
  Degrés-jours de chauffage6                
    Chiffres réels 89   83   2 378   1989  
    Prévisions fondées sur la température normale 54   80   2 420   2328  
Gazoducs, traitement et services énergétiques -                
débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)                
    Alliance Pipeline US 1 514   1448   1 569   1555  
    Pipeline Vector 1 406   1384   1 511   1519  
    Enbridge Offshore Pipelines 1 458   1508   1 420   1537  
                 

(1) Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et le bénéfice ajusté ainsi que les montants par action ordinaire correspondants pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2012 ont été révisés. Voir la note 2 afférente aux états financiers consolidés du 30 septembre 2013.

(2) Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite par les PCGR.

(3) Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, soit à destination des États-Unis et de l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.

(4) Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline de Waupisoo, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.

(5) Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.

(6) Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

Contact:
Enbridge Inc.
Médias
Graham White
403-508-6563 ou sans frais : 1-888-992-0997
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Investissements
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403-231-5720
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