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Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 306 M$, ou 0,38 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 1 août 2013) -

POINTS SAILLANTS

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

  • Bénéfice de 42 M$ au deuxième trimestre et bénéfice de 292 M$ pour le semestre en tenant compte de pertes nettes hors trésorerie non réalisées liées à l'évaluation à la valeur de marché
  • Bénéfice ajusté en hausse de 12 % au deuxième trimestre, pour se chiffrer à 306 M$, et de 23 % pour le semestre, pour atteindre 794 M$
  • Poursuite de l'exécution du plan financier d'Enbridge avec l'émission de 600 M$ d'actions ordinaires, de 600 M$ US d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif et de 700 M$ de billets à moyen terme, et mise au point de facilités de crédit bancaire confirmées additionnelles de 2 G$
  • Annonce par Enbridge Energy Partners, L.P. de l'intention de procéder à un premier appel public à l'épargne pour une société en commandite principale du secteur intermédiaire de gaz naturel et de liquides de gaz naturel
  • Annonce par Enbridge d'un placement de 1,2 G$ dans des parts privilégiées d'Enbridge Energy Partners, L.P.
  • Exécution du projet de prolongement du pipeline de Woodland, dont la quote-part du financement d'Enbridge devrait être d'environ 0,6 G$
  • Obtention par Enbridge d'un projet de 0,3 G$ pour la prestation de services de terminal à la deuxième phase d'expansion de Surmont
  • Acquisition par Enbridge d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Blackspring Ridge de 300 MW pour un investissement approximatif de 0,3 G$ et d'une participation de 50 % dans le projet éolien Saint-Robert-Bellarmin de 80 mégawatts pour un investissement approximatif de 0,1 G$
  • Remise en service de la canalisation 37 après le déversement de brut synthétique léger en juin 2013 en raison des niveaux d'eau centenaires; travaux de restauration et de stabilisation à long terme estimés à 40 M$ après impôts

Enbridge Inc. (ENB.TO) (ENB) - « Enbridge a affiché une solide performance au deuxième trimestre, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société »). Nous sommes satisfaits de la croissance importante au premier semestre de 2013 et nous maintenons le cap sur l'objectif d'un bénéfice ajusté dans la fourchette des 1,74 $ à 1,90 $ par action. Au cours du deuxième 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 intéressantes non encore garanties. Ces projets renforcent notre confiance dans notre capacité à réaliser la croissance du bénéfice parmi les meilleures de l'industrie, jusqu'en 2016 et même au-delà. »

Exploitation

Enbridge a affiché une croissance du bénéfice ajusté de 23 % au premier semestre de 2013. Les secteurs d'exploitation de la société ont généralement maintenu leur rendement au deuxième trimestre de 2013 et ont continué à bénéficier de l'apport de nouveaux projets mis en service; toutefois, l'affaiblissement des volumes de liquides et la hausse des frais d'exploitation et d'administration, y compris des frais de financement, ont comme prévu ralenti le rythme de croissance par rapport à celui du premier trimestre de l'exercice.

Dans le secteur Oléoducs, l'exercice 2013 a démarré sur une note positive pour le réseau principal au Canada quant aux débits, surtout grâce aux 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 ne s'est pas poursuivie au deuxième trimestre, les débits ayant subi le contrecoup des travaux d'entretien et des arrêts d'exploitation imprévus aux raffineries du Midwest américain. Parmi les autres sources ayant contribué à la croissance du bénéfice ajusté du secteur Oléoducs pendant le premier semestre de 2013, citons un apport accru du pipeline de pétrole brut Seaway (« pipeline Seaway »), dans lequel Enbridge détient une participation de 50 %, ainsi que de nouvelles infrastructures régionales pour les sables bitumineux, dont les pipelines de Woodland et de Wood Buffalo.

Le secteur des services énergétiques a connu une forte croissance du bénéfice pour un second trimestre d'affilée, compte tenu des occasions d'arbitrage attrayantes découlant des vastes écarts quant à l'emplacement et à la qualité du brut. Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a aussi contribué à la croissance du bénéfice d'un semestre sur l'autre; cependant, en raison du moment des produits et des coûts, la croissance du bénéfice au premier trimestre de 2013 a été partiellement annulée au deuxième trimestre, et cette tendance devrait se poursuivre pendant le reste de l'exercice.

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 dans des parts privilégiées d'EEP au début de mai 2013, et aux distributions supplémentaires plus élevées à titre de commandité. La faiblesse du prix des marchandises a toutefois continué à influer négativement sur le 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 à la fin de 2012. Et tandis que la société a poursuivi le financement préalable de son portefeuille record de projets de croissance garantis sur le plan commercial, les frais de financement se sont accrus principalement en raison de la hausse des dividendes versés sur les actions privilégiées.

Le bénéfice ajusté du deuxième trimestre de 2013 excluait, entre autres éléments, des coûts de restauration non récurrents associés au déversement de pétrole brut de la canalisation 37. Par ailleurs, comme ce fut le cas au premier semestre de 2013, le bénéfice de la société continuera 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

« Enbridge a pour plus de 28 G$ en projets garantis sur le plan commercial qui devraient être mis en service d'ici à 2016, a dit M. Monaco. La demande de nouvelles infrastructures énergétiques en Amérique du Nord demeure forte. Le positionnement des infrastructures existantes d'Enbridge et son excellente feuille de route quant à l'exécution de ses projets lui permettra de continuer à saisir les occasions et à poursuivre sa croissance bien au-delà de la seconde moitié de la décennie. »

Au cours du deuxième trimestre, Enbridge a continué à faire progresser les projets de croissance et d'expansion du secteur Oléoducs, afin de répondre aux besoins des expéditeurs en fait de capacité accrue et de meilleur accès aux marchés. 

En juillet, Enbridge a annoncé qu'elle allait de l'avant avec la construction du projet de prolongement du pipeline de Woodland, d'un diamètre de 36 pouces et d'une longueur de 385 km (228 milles). Le pipeline proposé sera donc prolongé vers le sud, du terminal de Cheecham d'Enbridge jusqu'à son terminal d'Edmonton; il aura une capacité initiale de 400 000 barils par jour (« b/j ») pouvant ensuite être portée à environ 800 000 b/j. Son entrée en service est prévue en 2015, et la quote-part de financement d'Enbridge devrait être d'environ 0,6 G$.

En mai 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu avec ConocoPhillips Canada Resources Corp. et Total E&P Canada Ltd. (« ConocoPhillips Surmont Partnership ») une entente afin d'agrandir les infrastructures existantes au terminal de Cheecham d'Enbridge pour faire face à la production accrue provenant de la deuxième phase d'expansion de Surmont.

« Les sables bitumineux représentent une occasion de croissance importante pour Enbridge. Le prolongement du pipeline de Woodland et l'agrandissement du terminal de Cheecham démontrent une fois de plus notre capacité d'utiliser notre réseau pipelinier et nos raccordements existants pour fournir aux producteurs des solutions de transport rapides et économiques, a affirmé M. Monaco. Un certain nombre de projets, qui sont déjà en cours et devraient entrer en service en 2014 et tout au long de 2015, ajouteront une valeur substantielle pour nos clients et nos actionnaires; de plus, nous sommes à examiner d'autres occasions très intéressantes. »

Après un premier appel de soumissions fructueux ayant prix fin en janvier 2013 dans le cadre du prolongement de l'accès vers le sud, Enbridge a annoncé en juin un second appel de soumissions, afin de permettre à de nouveaux expéditeurs de s'engager pour des volumes additionnels. Simultanément, Energy Transfer Partners, L.P. (« Energy Transfer ») a lancé un appel de soumissions pour le transport de brut vers les raffineries de la côte est du golfe par pipeline. Enbridge et Energy Transfer ont conclu un accord pour l'aménagement conjoint du projet.

En juin également, la commission d'examen conjoint (« CEC ») a entendu les derniers arguments pour le projet Northern Gateway et a conclu les audiences. La CEC doit rendre sa décision d'ici à la fin de 2013.

Dans le secteur de production d'électricité, Enbridge a élargi encore davantage son portefeuille d'actifs d'énergie renouvelable avec l'acquisition, en avril, d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Blackspring Ridge (« Blackspring Ridge ») de 300 mégawatts (« MW »), puis a annoncé en juillet l'acquisition d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Saint-Robert-Bellarmin de 80 MW.

« Notre participation dans les centrales éoliennesde Blackspring Ridge et de Saint-Robert-Bellarmin s'inscrit dans notre stratégie fructueuse d'investir dans des projets déjà avancés, solides sur le plan économique et assortis de contrats à long terme, a précisé M. Monaco. Par ailleurs, ces investissements nous aident à respecter notre engagement en matière de neutralisation de l'empreinte écologique; nous réduisons nos effets sur l'environnement en produisant un kilowatt d'énergie renouvelable pour chaque kilowatt additionnel consommé par nos installations. »

En avril 2013, EEP a annoncé des plans de construction d'une usine de traitement du gaz naturel cryogénique de 150 millions de pieds cubes par jour (« Mpi3/j ») près de Beckville (l'« installation de Beckville »), dans le comté de Panola, au Texas, à un coût approximatif de 0,1 G$ US. La construction de l'usine et des installations connexes devrait s'amorcer vers la fin de 2013, avec une date de mise en service prévue pour 2015.

En outre, au deuxième trimestre de 2013, la société a achevé plusieurs initiatives visant à accroître les liquidités d'EEP et à restreindre son besoin immédiat d'accès au marché des actions afin de financer son important programme de croissance interne au cours des prochaines années. Parmi ces initiatives se trouvent l'investissement par Enbridge de 1,2 G$ US dans des parts privilégiées d'EEP, une réduction de la quote-part du financement d'EEP et de la participation économique rattachée à chacun des projets d'accès vers l'est et de prolongement de la canalisation principale du réseau de Lakehead, ainsi que la signature d'une entente d'achat de comptes débiteurs entre une filiale en propriété exclusive d'Enbridge et certaines filiales d'EEP.

De plus, EEP a annoncé en juin 2013 son intention de lancer un premier appel public à l'épargne pour Midcoast Energy Partners, L.P. ("MEP"), une société en commandite principale dont l'actif serait initialement une participation approximative de 40 % dans les entreprises actuelles du secteur intermédiaire de gaz naturel et de liquides de gaz naturel d'EEP. Comme l'expliquait le communiqué de presse d'EEP du 11 juin 2013, le but de l'opération consistait notamment à améliorer l'accès de la société aux capitaux, à réduire ses frais de financement en abaissant les exigences de financement par emprunt et par capitaux propres ainsi qu'à rehausser l'axe stratégique d'EEP et de MEP en permettant à EEP de se concentrer sur son secteur de liquides de pétrole brut, et à MEP de se concentrer sur ses entreprises actuelles du secteur intermédiaire de gaz naturel et de LGN.

« Le maintien d'une solidité et d'une souplesse financières demeure essentiel pour la stratégie de croissance d'Enbridge, surtout compte tenu du nombre record de projets de croissance garantis ou en voie de l'être. Les transactions avec EEP accroîtront les liquidités de cette dernière et la rendront plus apte à financer ses projets de croissance d'une valeur de 8,5 G$. L'objectif stratégique d'Enbridge sera ainsi soutenu : optimiser les fais de financement du vaste programme de croissance actuel, et finir par réduire le coût du capital d'EEP à un niveau rendant viable l'option de transférer éventuellement à EEP des actifs de l'important portefeuille américains d'Enbridge », a ajouté M. Monaco. 

Enbridge est restée active sur les marchés de capitaux depuis la fin du premier trimestre, ayant entre autres procédé à l'émission de 600 M$ d'actions privilégiées de série 3, de 600 M$ d'actions ordinaires et de 700 M$ de billets à moyen terme. La société injectera les fonds dans son programme record de projets de croissance. Enbridge a aussi considérablement accru ses facilités de crédit bancaire d'utilisation générale en obtenant une somme additionnelle de 500 M$ au deuxième trimestre, puis une autre de 1 500 M$ en juillet.

Le 22 juin 2013, Enbridge a confirmé le déversement de pétrole brut synthétique léger sur la canalisation 37, un pipeline latéral de 12 pouces de diamètre à proximité du terminal Cheecham d'Enbridge, lui-même situé à quelque 70 km (45 milles) au sud-est de Fort McMurray, en Alberta. Des niveaux d'eau élevés dans la région sont à l'origine d'un mouvement des sols sur l'emprise, ce qui a causé le déversement. Par mesure de précaution, la société a interrompu le transport sur les pipelines qui courent parallèlement à la canalisation 37.

« Notre plus grande priorité est la sécurité et la protection du public et de l'environnement. Cet incident a été provoqué par un niveau des eaux à son plus haut depuis cent ans, et a rendu l'accès au site très difficile aux fins de restauration. Nous sommes fiers du travail de l'équipe d'Enbridge et de ses entrepreneurs qui sont intervenus en toute sécurité, avec célérité et professionnalisme. Nous avons aussi étroitement collaboré avec nos clients pour atténuer autant que possible les répercussions de cet incident sur leurs activités » a expliqué M. Monaco.

À la fin juillet, le nettoyage du déversement était achevé en grande partie, et tous les pipelines ont été remis en service normalement. Avant de remettre les canalisations en service, Enbridge a confirmé leur intégrité et leur stabilité à long terme au moyen de travaux majeurs d'excavation et d'assèchement ainsi que d'analyses géotechniques.

Pendant la même période, les bureaux du siège social d'Enbridge à Calgary ont été fermés pendant plusieurs jours en raison des inondations dans le sud de l'Alberta. Les activités d'Enbridge n'ont pas été touchées. Enbridge a fait don de 200 000 $ à l'appui des efforts de la Croix-Rouge canadienne, auquel se sont ajoutées les contributions de contrepartie des employés, pour une contribution de près de 305 000 $.

« Les employés d'Enbridge ont appuyé activement les efforts des bénévoles à Calgary et dans le sud de l'Alberta en venant en aide à leurs collègues, amis et voisins touchés par les inondations. L'intervention de notre équipe est un exemple des valeurs de notre entreprise et de notre engagement à appuyer les collectivités où nous vivons et travaillons », a ajouté M. Monaco.

« Notre priorité absolue demeure la sécurité et la fiabilité; nous restons attachés à l'exécution de nos projets garantis selon l'échéancier et le budget, et avons confiance en notre capacité de poursuivre notre croissance, en l'occurrence la plus forte du secteur, jusqu'à la seconde moitié de la décennie. La demande d'infrastructures énergétique reste vigoureuse, et Enbridge est bien placée pour offrir des solutions innovantes et économiques en agrandissant, en prolongeant et en réaffectant ses actifs existants », a conclu M. Monaco.

APERÇU DES RÉSULTATS DU DEUXIÈME 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 juin 2013 et pour les trimestre et semestre clos à cette date, « Révision des états financiers de périodes antérieures », qui traite d'une révision hors trésorerie des états financiers comparatifs. L'analyse présentée dans le présent communiqué est fondée sur les états financiers révisés pour les trimestre et semestre clos le 30 juin 2012.

  • Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a augmenté, passant de 8 M$ au deuxième trimestre de 2012 à 42 M$ au deuxième 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. La comparabilité du bénéfice pour le trimestre clos le 30 juin 2013 a également été touchée par les coûts de correction de fuites et de stabilisation d'environ 40 M$ après impôts et avant règlements des compagnies d'assurance pour le déversement de pétrole brut de la canalisation 37. La perte de produits associée à l'arrêt d'exploitation de la canalisation 37 et des autres pipelines à l'intérieur du même couloir a été minime. Parmi les facteurs ayant eu une incidence positive sur le bénéfice du deuxième trimestre de 2013, citons une modification législative du taux d'imposition.
  • Pour le deuxième trimestre de 2013, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est accru à 306 M$, comparativement à 274 M$ à la période correspondante de 2012. Le bénéfice ajusté pour le réseau principal au Canada a affiché un recul, compte tenu des volumes plus faibles en raison des travaux d'entretien et des arrêts d'exploitation imprévus aux raffineries du Midwest américain. Les éléments ayant contribué à accroître le bénéfice ajusté au deuxième trimestre par rapport au premier sont l'accroissement des volumes contractuels, l'entrée en service de nouveaux actifs sur le réseau régional des sables bitumineux en 2012 et le relèvement des apports du pipeline Seaway, dans lequel Enbridge détient une participation de 50 %. Les services énergétiques ont également participé à l'augmentation du bénéfice ajusté, tout comme les distributions reçues sur le placement d'Enbridge dans des parts privilégiées d'EEP au début de mai 2013. Toutefois, l'augmentation du bénéfice ajusté a été en partie neutralisée par les plus faibles revenus du secteur de collecte et de traitement de gaz d'EEP dus à la faiblesse du prix des marchandises et, au sein des activités non sectorielles d'Enbridge, à la majoration des dividendes versés sur les actions privilégiées liés à l'émission d'actions privilégiées en vue du financement préalable des projets de croissance garantis sur le plan commercial.
  • 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$, sous réserve de la finalisation de la portée du projet et de l'obtention de coûts estimatifs définitifs. Le projet devrait entrer en service en 2015.
  • Le 22 juillet 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu un accord avec EDF Énergies Nouvelles Canada Development Inc. en vue de l'acquisition d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Saint-Robert-Bellarmin d'une capacité de 80 MW, situé à 300 kilomètres (185 milles) à l'est de Montréal, au Québec. Le projet, déjà en exploitation, livre l'électricité produite à Hydro-Québec aux termes d'une CAE de 20 ans. L'investissement total de la société dans le projet est d'approximativement 0,1 G$.
  • Le 28 juin 2013, EEP et certaines de ses filiales ont conclu une entente d'achat de comptes débiteurs avec une filiale en propriété exclusive d'Enbridge aux termes de laquelle cette dernière achètera mensuellement jusqu'en 2016, à concurrence de 350 M$ US globalement, les comptes débiteurs de certaines filiales d'EEP. Le principal objectif de l'opération afférente aux comptes débiteurs est de rehausser davantage les liquidités à la disposition d'EEP ainsi que les flux de trésorerie liés à l'exploitation dont elle peut disposer pour le paiement des distributions pendant les quelques prochaines années, jusqu'au financement sur une base permanente de ses importants engagements au titre des dépenses en immobilisations, en plus de lui permettre de réaliser des économies annuelles sur les coûts de financement pendant cette période.
  • Le 28 juin 2013 également, EEP a exercé chacune des options de réduire de 40 % à 25 % sa participation économique et le financement associé au projet d'accès vers l'est et au projet d'agrandissement du réseau principal de Lakehead. Ces projets sont financés conjointement par Enbridge et EEP. EEP conserve l'option d'accroître sa participation économique d'au plus 15 % dans les deux projets au cours de la période d'un an qui suivra la date de mise en service finale des projets.
  • Le 22 juin 2013, Enbridge a fait rapport d'un déversement de pétrole brut synthétique léger sur sa canalisation 37, à environ deux kilomètres au nord de son terminal de Cheecham, lui-même situé à quelque 70 kilomètres (45 milles) au sud-est de Fort McMurray, en Alberta. La canalisation 37 fait partie du réseau régional des sables bitumineux et relie au terminal de Cheecham des installations du secteur de Long Lake. La société a estimé que le volume du déversement, causé par des niveaux d'eau élevés dans la région à l'origine d'un mouvement des sols sur l'emprise, se situait autour de 1 300 barils. En majeure partie, le pétrole ainsi déversé a maintenant été récupéré, et le 11 juillet 2013, la canalisation 37 a été remise en service à une pression d'exploitation réduite. Une fois les analyses géotechniques terminées, la canalisation 37 est retournée à la pression d'exploitation normale le 29 juillet 2013. Des représentants des organismes de réglementation de l'industrie et de l'environnement ont été dépêchés sur les lieux du déversement, et la société a produit des rapports de façon régulière sur les travaux de nettoyage, de réparation et de remise en état effectués.

    Les coûts estimatifs prévus en rapport avec cet incident sont de quelque 40 M$, après impôts et avant règlements des compagnies d'assurance. Ces coûts comprennent des dépenses d'un montant approximatif de 19 M$ après impôts engagées pour assurer l'intégrité et la stabilité à long terme de la canalisation 37 et d'autres conduites à l'intérieur de l'emprise. La perte de produits associée à l'arrêt d'exploitation de la canalisation 37 et des autres pipelines à l'intérieur du même couloir a été minime. Enbridge est souscripteur d'une assurance de responsabilité civile en cas de pollution soudaine et accidentelle, et elle prévoit se voir rembourser les coûts ainsi assurés et assujettis à une franchise de 10 M$. Les coûts engagés pour contrer les effets des niveaux d'eau élevés et ainsi assurer l'intégrité et la stabilité sont de nature préventive, donc non indemnisables. Enbridge s'attend à comptabiliser des créances pour les montants faisant l'objet d'une demande d'indemnisation aux termes de ses polices d'assurance pendant la période où elle juge probable le recouvrement de ces montants.
  • En mai 2013, EEP a constitué Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »), qui est actuellement une filiale en propriété exclusive. Le 14 juin 2013, MEP a déposé un formulaire de déclaration d'enregistrement S-1 auprès de la Securities and Exchange Commission en rapport avec son premier appel public à l'épargne pour des parts ordinaires représentant des participations de commanditaire dans MEP. Si l'appel à l'épargne se concrétise, l'actif initial de MEP consistera en une participation approximative de 40 % dans les entreprises actuelles de gaz naturel et de LGN du secteur intermédiaire d'EEP. EEP conservera la propriété du commandité ainsi que tous les droits à des primes sous forme de distributions dans MEP. EEP prévoit que MEP vendra une faible partie de ses participations totales de commanditaire dans le cadre de l'appel public à l'épargne, ce qui devrait survenir au cours du second semestre de 2013.
  • Le 28 mai 2013, Noverco Inc. (« Noverco ») a vendu 15 millions d'actions ordinaires d'Enbridge par la voie d'un placement secondaire. La quote-part du produit net après impôts d'environ 248 M$ revenant à Enbridge a été reçue sous forme de dividendes de Noverco le 4 juin 2013 et servira au versement d'une partie du dividende trimestriel de la société le 1er septembre 2013. La partie de ce dividende trimestriel qui n'ouvrira pas droit au crédit d'impôt bonifié pour dividendes au Canada ne sera pas, par conséquent, désignée « dividende admissible ». Le dividende sera néanmoins désigné « dividende admissible » aux fins de l'impôt aux États-Unis.
  • Le 8 mai 2013, Enbridge a investi 1,2 G$ US dans des parts privilégiées émises par EEP. EEP affectera le produit au financement d'une partie de ses projets de croissance garantis sur le plan commercial, au remboursement de billets de trésorerie et à d'autres fins générales. Les parts privilégiées, dont le prix est établi à 25 $ la part (valeur nominale), comporteront un taux de rendement fixe de 7,5 % qui sera révisé tous les cinq ans. Conformément aux modalités des parts privilégiées, des distributions en trésorerie trimestrielles ne seront pas versées au cours des huit premiers trimestres, mais elles seront ajoutées à la valeur de rachat. Les distributions en trésorerie trimestrielles seront versées à compter du neuvième trimestre et les distributions reportées seront payables à la date du cinquième anniversaire ou au moment du rachat des parts. Les parts privilégiées seront rachetables au gré d'EEP à la date du cinquième anniversaire de leur émission et tous les cinq ans par la suite à leur valeur nominale, majorée des distributions reportées. Le rachat par anticipation peut avoir lieu dans certaines circonstances, notamment le rachat des parts privilégiées au moyen du produit net de l'émission de titres par EEP, la vente d'actifs ou l'émission de titres d'emprunt, pour des montants égaux. Par ailleurs, à compter du 1er juin 2016 et à la seule discrétion d'Enbridge, les parts privilégiées peuvent être converties en environ 43,2 millions de parts ordinaires d'EEP.
  • Le 7 mai 2013, la société a annoncé qu'elle avait conclu avec ConocoPhillips Surmont Partnership une entente de service afin d'agrandir le terminal de Cheecham compte tenu de l'accroissement de la production de bitume attribuable à la deuxième phase de l'agrandissement de Surmont. La société construit ainsi deux nouveaux réservoirs pour le bitume valorisé d'une capacité de 450 000 barils chacun et convertit un réservoir de bitume valorisé existant pour qu'il puisse recevoir des diluants. L'agrandissement devrait entrer en service en deux étapes, soit au quatrième trimestre de 2014 pour ce qui est des installations associées au bitume valorisé, et au premier trimestre de 2015 pour les installations propres aux diluants. Le coût estimatif du projet se situe autour de 0,3 G$.
  • Le 30 avril 2013, EEP a rendu publics des plans de construction d'une usine de traitement cryogénique de gaz naturel près de Beckville, dans le comté de Panola, au Texas, à un coût approximatif de 0,1 G$ US. L'usine de Beckville offrira une capacité supplémentaire de traitement aux clients actuels et futurs dans la zone schisteuse de Cotton Valley, dans l'est du Texas, là où se trouve le réseau d'EEP. La capacité prévue de l'usine de Beckville est de 150 Mpi3/j et sa construction, comme celles des installations connexes, devrait s'amorcer vers la fin de 2013. L'entrée en service est attendue pour 2015.
  • Le 8 avril 2013, Enbridge a acquis une participation de 50 % dans le projet éolien de Blackspring Ridge de 300 MW, situé à 50 kilomètres (31 milles) au nord de Lethbridge, en Alberta, dans le comté de Vulcan. Le projet est construit aux termes d'un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction à prix fixe, et il devrait être réalisé au deuxième trimestre de 2014. Les crédits d'énergie renouvelable produits par Blackspring Ridge sont impartis à Pacific Gas and Electric Company dans le cadre d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans. L'électricité sera vendue au consortium d'électricité de l'Alberta, à des prix fixes compte tenu de 75 % de la production au moyen de contrats à long terme. L'investissement total de la société dans le projet devrait s'élever à environ 0,3 G$ US.
  • Le 1er avril 2013, le fonds a annoncé en être venu à un règlement (le « règlement ») avec un groupe d'expéditeurs quant aux nouveaux droits sur le réseau de Westspur. Conformément au Règlement, les droits sur le réseau de Westspur seront fixés et augmentés annuellement selon un indice d'inflation préétabli, en fonction d'un débit à l'intérieur d'une plage de volumes semblables à ceux récemment transportés sur le réseau de Westspur. Le règlement a entraîné la radiation d'environ 12 M$ déduction faite des impôts (4 M$ déduction faite des impôts attribuables à Enbridge) au premier trimestre de 2013 relativement à un actif réglementaire reporté qui ne devrait pas être perçu aux termes du règlement. À la demande de certains expéditeurs qui n'avaient pas signé le règlement, l'Office national de l'énergie n'a pas supprimé les droits provisoires antérieurs et a déclaré que les nouveaux droits étaient provisoires eux aussi. En date du 31 juillet, le fonds continuait de collaborer avec les expéditeurs en vue de résoudre cette question.
  • Depuis la fin du premier trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
    • 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.
    • Le 6 juin 2013, Enbridge a réalisé une offre de 24 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 3 pour un produit brut de 600 M$.
    • Le 16 avril 2013, Enbridge a réalisé une offre d'environ 13 millions d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 600 M$.
    • Au deuxième trimestre de 2013, Enbridge a accru ses facilités de crédit d'utilisation générale à l'échelle de la société, les faisant passer à 14,7 G$. Elle les a encore accru de quelque 1,5 G$ après la fin du trimestre.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 31 juillet 2013, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er septembre 2013 aux actionnaires inscrits le 15 août 2013.

Actions ordinaires1 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 32 0,23840 $
(1) Une partie de ces dividendes sur les actions ordinaires n'ouvre pas droit au crédit d'impôt bonifié pour dividendes au Canada et, par conséquent, ne sera pas désignée « dividende admissible ». Cette situation est due au fait que les fonds distribués aux porteurs d'actions seront tirés de fonds reçus sous forme de dividendes de Noverco, société fermée qui détient une participation dans Enbridge. Le solde des dividendes sera désigné « dividende admissible » au crédit d'impôt bonifié pour dividendes au Canada. Le total des dividendes, d'un montant de 0,315 $par action, sera néanmoins désigné « dividende admissible » aux fins de l'impôt aux États-Unis.
(2) Les premiers dividendes déclarés pour les actions privilégiées de série 3 ont commencé à accumuler des dividendes courus le 6 juin 2013, date d'émission des actions. Le dividende trimestriel régulier de 0,25 $par action entrera en vigueur le 1er décembre 2013.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le jeudi 1er août 2013 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du deuxième trimestre de 2013. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-446-1671 en Amérique du Nord ou le 1-847-413-3362 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 35164024#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse at http://phoenix.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=61065&p=irol-eventDetails&EventId=4984253. 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 8 août 2013 en composant sans frais le1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 35164024#.

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 figure au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. 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 plus de 1 600 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.

Un formulaire de déclaration d'enregistrement se rapportant aux titres de Midcoast Energy Partners, L.P. a été déposé auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, mais n'est pas encore en vigueur. Ces titres ne peuvent être vendus et aucune offre d'achat ne peut être acceptée avant que l'enregistrement ne prenne effet. Ce communiqué de presse ne constitue ni une offre de vente ou d'achat ni une sollicitation de vente ou d'achat de titres de Midcoast Energy Partners, L.P. dans un État ou un territoire où une telle offre, sollicitation ou vente serait illégale avant d'être visée aux termes des lois sur les valeurs mobilières de cet État ou de ce territoire.

Information prospective

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, afin de 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'évaluation 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 », « 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 une information ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté prévu (la perte ajustée prévue); le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté prévu (la perte ajustée prévue) par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en cours de construction; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs; les coûts prévus concernant la correction de fuites et les éventuels règlements des compagnies 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 priés de 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 les coûts 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 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 au 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 le contexte économique et le contexte commercial 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 (la perte) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et les montants par action correspondants ou les dividendes futurs estimatifs. 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, sont les suivantes : la disponibilité et les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux de construction, l'incidence de l'inflation et du cours du change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'incidence de l'approbation par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers des travaux.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet du rendement d'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 et de la situation de la concurrence, de l'augmentation des taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises et de l'offre et de la demande pour les marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des 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 ni de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans ce 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. Tous les énoncés prospectifs ultérieurs, communiqués par écrit ou de façon verbale et attribuables à Enbridge ou à des personnes agissant en son nom, sont dans leur totalité conditionnels aux mises en garde qui précèdent.

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 non récurrents ou hors exploitation inhabituels des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, appelés éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé dans le rapport de gestion. Les postes d'ajustement constatés comme des variations des gains et 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 celle-ci. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) dans les informations sectorielles ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des PCGR des États-Unis et n'est pas considéré comme une mesure de calcul conforme aux PCGR; par conséquent, cette mesure ne saurait être comparée aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

RAPPROCHEMENTS HORS PCGR

  Trimestres clos   Semestres clos  
  les 30 juin   les 30 juin  
  2013   2012   2013   2012  
(en millions de dollars canadiens)                
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 42   8   292   269  
Éléments d'ajustement :                
Oléoducs                
  Réseau principal au Canada - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 186   34   258   7  
  Réseau principal au Canada - ajustement de la tarification de la canalisation 9 -   -   -   (6 )
  Réseau régional de sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation du pipeline à long terme 40   -   40   -  
  Pipeline Spearhead - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 -   (1 ) -   (1 )
Distribution de gaz                
  EGD - températures supérieures (inférieures) à la normale (2 ) -   4   24  
  EGD - modifications des taux d'imposition -   9   -   9  
Gazoducs, traitement et services énergétiques                
  Aux Sable - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 -   (16 ) -   (23 )
  Services énergétiques - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 (143 ) 172   (113 ) 326  
  Autres - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 56   3   56   3  
Placements à titre de promoteur                
  EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement (6 ) -   (6 ) -  
  EEP - coûts de correction de fuites 6   2   30   2  
  EEP - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 (4 ) (7 ) (3 ) (7 )
  EEP - différences/modifications des taux d'imposition 3   -   3   -  
  EEP - Coûts d'enquêtes sur la commercialisation et le transport par camion de LGN -   -   -   1  
Activités non sectorielles                
  Noverco - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 2   -   1   -  
  Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites -   -   -   12  
  Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 149   67   254   57  
  Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers -   -   (4 ) (29 )
  Autres activités non sectorielles - différences/modifications                
  des taux d'imposition (23 ) 3   (18 ) 3  
Bénéfice ajusté 306   274   794   647  
(1) Les variations des gains ou des 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   Semestres clos  
  les 30 juin   les 30 juin  
  2013   2012   2013   2012  
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)                
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires1                
  Oléoducs (67 ) 108   80   291  
  Distribution de gaz 27   20   134   98  
  Gazoducs, traitement et services énergétiques 160   (112 ) 189   (218 )
  Placements à titre de promoteur 72   65   114   131  
  Activités non sectorielles (150 ) (73 ) (225 ) (33 )
  42   8   292   269  
  Résultat par action ordinaire1 0,05   0,01   0,37   0,35  
  Résultat dilué par action ordinaire1 0,05   0,01   0,36   0,35  
Bénéfice ajusté1,2                
  Oléoducs 159   141   378   291  
  Distribution de gaz 25   29   138   131  
  Gazoducs, traitement et services énergétiques 73   47   132   88  
  Placements à titre de promoteur 71   60   138   127  
  Activités non sectorielles (22 ) (3 ) 8   10  
  306   274   794   647  
  Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,38   0,36   1,00   0,85  
Données sur les flux de trésorerie                
  Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 937   984   1 730   1 632  
  Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (1 949 ) (1 475 ) (3 592 ) (2 403 )
  Flux de trésorerie liés aux activités de financement 731   58   1 151   721  
Dividendes                
  Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 259   217   513   438  
  Dividendes payés par action ordinaire 0,3150   0,2825   0,6300   0,5650  
Actions en circulation(en millions)                
  Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 806   770   797   763  
  Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 817   783   809   775  
Données d'exploitation                
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)                
  Réseau principal au Canada3 1 604   1 659   1 693   1 673  
  Réseau régional des sables bitumineux4 402   298   440   315  
  Pipeline Spearhead 184   175   175   160  
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)                
  Volumes (en milliards de pieds cubes) 74   66   255   227  
  Nombre de clients actifs (en milliers)5 2 035   2 001   2 035   2 001  
  Degrés-jours de chauffage6                
    Chiffres réels 491   416   2 289   1 906  
    Prévisions fondées sur la température normale 495   478   2 366   2 248  
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)                
  Alliance Pipeline US 1 554   1 536   1 593   1 582  
  Pipeline Vector 1 408   1 423   1 563   1 588  
  Enbridge Offshore Pipelines 1 351   1 602   1 401   1 552  
                 
(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 le semestre clos le 30 juin 2012 ont été révisés. Voir la note 2 afférente aux états financiers consolidés du 30 juin 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 de 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) La mesure des degrés-jours de chauffage en est une 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.