Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 663 M$, ou 0,76 $ par action ordinaire, au premier trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 12 mai 2016) -

POINTS SAILLANTS

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

• Bénéfice de 1 213 M$, ou 1,38 $ par action ordinaire, compte tenu de l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
• Bénéfice ajusté de 663 M$ au premier trimestre, soit 0,76 $ par action ordinaire
• Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts (« BAII ») de 1 374 M$ au premier trimestre
• Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») de 1 114 M$, soit 1,27 $ par action ordinaire
• Livraison par Enbridge d'un débit record sur son réseau d'oléoducs principal au cours du trimestre
• Achèvement et mise en service du projet de la région du Grand Toronto (« RGT ») de 0,9 G$ par Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)
• Réalisation, le 1er avril 2016, de l'acquisition de deux usines à gaz et de pipelines connexes situés dans la formation schisteuse de Montney, dans le nord-est de la Colombie-Britannique, au prix de 0,5 G$
• Depuis le début de 2016, mobilisation d'environ 2,9 G$ en titres de capitaux propres dans le cadre d'appels publics à l'épargne par la société et Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF »), soit respectivement 2,3 G$ et 0,6 G$
• Le 25 avril 2016, publication du rapport de l'Office national de l'énergie sur le programme de remplacement du tronçon canadien de la canalisation 3 (« programme L3R ») concluant que ce projet sert l'intérêt public canadien et recommandant qu'il soit approuvé par le cabinet fédéral
• Le 10 mai 2016, Enbridge a annoncé l'acquisition d'une participation de 50 % dans Éolien Maritime France SAS (« EMF »), société française de développement d'installations éoliennes en mer
• Enbridge prend les mesures nécessaires pour remettre en exploitation les pipelines de son réseau régional des sables bitumineux, alors que les risques posés par les incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta s'atténuent.

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un BAII ajusté de 1 374 M$ et des FTDLE de 1 114 M$, ou 1,27 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de l'exercice. D'un trimestre à l'autre, il s'agit d'une hausse du BAII ajusté de 343 M$ et des FTDLE de 0,32 $ par action, soit environ 34 %. L'accroissement du BAII et des FTDLE trimestriels est principalement attribuable à la croissance record du débit sur le réseau d'oléoducs principal et à l'incidence des nouveaux projets mis en service au deuxième semestre de 2015. Les livraisons moyennes sur le réseau principal hors Gretna et sur le réseau pipelinier de Lakehead (le « réseau de Lakehead ») se sont établies au premier trimestre de 2016 à plus de 2,5 millions de barils par jour et de 2,7 millions de barils par jour, respectivement, surpassant les records de livraisons atteints au quatrième trimestre de 2015.

« Nous sommes satisfaits de nos résultats soutenus, qui sont conformes à nos attentes et reflètent une solide performance opérationnelle ainsi que les nouveaux flux de trésorerie provenant de la mise en œuvre de projets internes, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. Notre capacité de générer une croissance prévisible des flux de trésorerie témoigne de la stabilité de nos actifs, de même que de l'efficacité de notre modèle d'entreprise à faible risque, conçu pour résister au repli actuel du marché des marchandises. Les facteurs fondamentaux demeurent très solides pour nos réseaux d'oléoducs, comme en atteste un autre trimestre de débit record sur le réseau d'oléoducs principal, qui reste en bonne position pour les prochaines années, tandis que la production dans l'Ouest canadien s'accroîtra. »

« Dans le contexte actuel de faiblesse du prix des marchandises, nous restons concentrés sur l'objectif de fournir à nos clients des services de transport sécuritaire, à faible coût et fiables vers les marchés clés, pour leur permettre d'optimiser leurs marges nettes », a ajouté M. Monaco.

Le 1er mars 2016, Enbridge a effectué un appel public à l'épargne d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 2,3 G$, soit suffisamment pour répondre aux exigences de financement en capitaux propres de son programme de dépenses en immobilisations de croissance dont les projets de 26 G$ garantis sur le plan commercial s'échelonnent jusqu'en 2017. Le 20 avril 2016, après la clôture du trimestre, ENF, l'une des entités dont la société est le promoteur, a effectué un appel public à l'épargne d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 0,6 G$, portant le total des capitaux propres réunis depuis le début de 2016 au sein du groupe d'Enbridge à environ 2,9 G$.

« Le succès de ces appels publics à l'épargne montre clairement que la société peut accéder efficacement aux marchés de capitaux, a indiqué M. Monaco. Les capitaux propres amassés depuis le début de l'exercice sont plus que suffisants pour financer notre programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial pour les deux prochaines années. De plus, cette somme renforce encore davantage notre situation financière et nous alloue la flexibilité de saisir les nouvelles occasions d'expansion et de diversification de notre portefeuille d'actifs. »

Au cours du trimestre, Enbridge a fait avancer plusieurs projets clés. En mars, elle a achevé et mis en service le projet de la RGT de 0,9 G$, entrepris pour réponde à la demande croissante de services de distribution de gaz naturel dans la région du Grand Toronto et pour veiller à ce qu'EGD continue d'assurer la livraison sécuritaire et fiable de gaz à sa clientèle, actuelle et future. Il s'agit de l'agrandissement du réseau le plus important qu'a jamais effectué EGD qui améliore considérablement sa base tarifaire et ses prévisions de bénéfice.

Enbridge a aussi développé son secteur Gazoducs et traitement avec l'acquisition des usines à gaz Tupper Main et Tupper West (les « usines de Tupper ») et des pipelines connexes d'une filiale canadienne de Murphy Oil Corporation au prix d'achat de 0,5 G$. Situées dans la formation schisteuse de Montney, dans le nord-est de la Colombie-Britannique, ces usines d'une capacité de production de 320 millions de pieds cubes par jour contribueront à accroître la présence d'Enbridge dans l'un des gisements de gaz naturel les plus intéressants d'Amérique du Nord. La clôture de l'opération a eu lieu le 1er avril 2016.

« Ces actifs de traitement du gaz du secteur intermédiaire sont tous appuyés par des contrats à long terme et de solides variables fondamentales sur les marchés et cadrent bien avec notre modèle d'exploitation à faible risque, a souligné M. Monaco. Lorsque nous achetons un actif, nous évaluons avec soin sa capacité de générer un rendement attrayant et de faire progresser nos priorités stratégiques clés : la croissance et la diversification au-delà de 2019. »

En avril 2016, l'Office national de l'énergie (l'« Office ») a déterminé que le programme L3R au Canada d'Enbridge était dans l'intérêt public canadien. L'Office a recommandé au cabinet fédéral (le « cabinet ») de délivrer un certificat d'utilité publique pour la construction et l'exploitation du pipeline et des installations connexes, sous réserve de certaines conditions. Également en avril 2016, Environnement et Changement climatique Canada a publié la version provisoire de l'examen des estimations des émissions de gaz à effet de serre en amont associées au programme L3R au Canada d'Enbridge et a invité le public à lui transmettre ses commentaires sur ce document pendant une période de 30 jours. Il ressort notamment de l'examen que les émissions estimatives ne sont pas nécessairement un ajout net. À la conclusion de la période de commentaires du public, le rapport définitif sera préparé et soumis à l'examen du cabinet. On s'attend à ce que le gouvernement fédéral rende sa décision quant au programme L3R au Canada avant décembre 2016.

Aux États-Unis, la Minnesota Public Utilities Commission poursuit son examen du programme L3R aux États-Unis ainsi que du projet pipelinier Sandpiper.

Le 10 mai 2016, Enbridge a annoncé l'acquisition d'une participation de 50 % dans EMF, société française de développement d'installations éoliennes en mer, en contrepartie de 282 M$ y compris les coûts de transaction et les coûts de développement passés et futurs précédant la décision d'investissement finale (« DIF »). EMF sera détenue conjointement avec EDF Energies Nouvelles (« EDF EN»), filiale d'Électricité de France S.A » (« EDF ») dédiée aux énergies renouvelables. La réalisation de l'acquisition devait avoir lieu le ou vers le 19 mai 2016, sous réserve de la conclusion des transactions préalables à la conclusion de l'opération.

À la clôture de l'acquisition, Enbridge et EDF EN prévoient développer conjointement trois parcs éoliens en mer à grande échelle au large de la côte française; ces installations auraient une capacité de production cumulée de 1 428 mégawatts (« MW »). Si la DIF se révèle positive et sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires, les travaux de construction pour chacun des trois projets seraient entrepris graduellement à compter de 2017 pour s'achever en 2022, à un coût d'investissement total de près de 4,5 M$ pour Enbridge.

Au cours de la première semaine de mai 2016, les incendies de forêt qui font rage dans le nord-est de l'Alberta ont forcé l'arrêt d'un certain nombre d'installations d'exploitation de sables bitumineux et l'évacuation de près de 80 000 personnes de la ville de Fort McMurray, qui sert de centre commercial et logistique pour la région des sables bitumineux et de lieu de résidence d'une grande partie des effectifs du secteur des sables bitumineux.

Les installations d'Enbridge dans la région ont été largement épargnées, mais à titre préventif, le 4 mai 2016, la société a fermé et évacué son terminal de Cheecham et a restreint les opérations à son terminal d'Athabasca. Elle a de plus isolé et fermé les pipelines reliés au terminal de Cheecham et interrompu ou restreint l'exploitation d'autres pipelines qu'elle exploite dans la région.

Bien que le risque pour les personnes et les installations diminue, la société coordonne ses plans avec les équipes d'intervention d'urgence, les autorités de sécurité publique et les représentants des services publics pour rétablir l'alimentation électrique et faire les réparations nécessaires à ses réseaux tout en travaillant en étroite collaboration avec les producteurs de la région pour remettre en service ses réseaux pipeliniers régionaux et rétablir leur exploitation à pleine capacité. Le délai nécessaire pour le retour à la pleine exploitation dépend d'un certain nombre de facteurs, notamment la capacité d'accéder facilement aux installations et de rétablir l'alimentation électrique, alors que les efforts de lutte contre les incendies et d'intervention d'urgence se poursuivent dans la région.

Selon les estimations, depuis la fermeture des installations d'Enbridge, les livraisons à partir du réseau régional des sables bitumineux de la société ont été réduites d'environ 900 000 barils par jour. La direction prévoit actuellement que la capacité du réseau sera rétablie au cours des jours qui viennent, sous réserve d'un accès continu aux installations. Étant donné l'évaluation constante de la situation, l'incidence des incendies de forêt sur la performance financière de la société ne peut être évaluée avec précision à l'heure actuelle. Cependant, l'interruption de service sur le réseau régional des sables bitumineux et les répercussions en découlant pour les pipelines en aval d'Enbridge, selon divers scénarios, ne devraient pas avoir une incidence significative sur la performance financière de la société en 2016.

Pour étayer sa priorité en matière de sécurité et de fiabilité opérationnelle, Enbridge a publié en mars son rapport sur la responsabilité sociale d'entreprise et sur la durabilité pour 2015 (le « rapport »). Il y est fait état de la performance sociale et environnementale de la société ainsi que des mesures qu'elle prend pour intégrer ces aspects à son processus décisionnel. Le rapport contient une politique à jour énonçant les engagements de la société, notamment élaborer des plans pluriannuels pour réduire les émissions et accroître l'efficience énergétique, doubler sa capacité de production d'énergie renouvelable d'ici cinq ans, et investir dans des programmes destinés aux clients résidentiels et commerciaux à qui elle fournit du gaz naturel, afin de permettre de réduire l'utilisation d'énergie, les émissions et les coûts.

Au premier trimestre de 2016, Enbridge a adopté un nouveau format de présentation de l'information financière, centré sur la performance financière et d'exploitation de ses cinq principaux secteurs, sans égard à la propriété des actifs au sein du groupe d'Enbridge. Le BAII ajusté servira de mesure de performance clé par secteur, tandis que le bénéfice ajusté par action et les FTDLE serviront à évaluer la performance consolidée de la société. Ce nouveau format est destiné à procurer une transparence plus grande quant à la performance financière et d'exploitation, de même qu'aux moteurs de croissance des flux de trésorerie et des dividendes, éléments essentiels de la proposition de valeur d'Enbridge.

Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs et des références à des mesures non conformes aux PCGR. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes ainsi que des rapprochements sont décrits respectivement aux rubriques Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR du présent communiqué.

APERÇU DU PREMIER TRIMESTRE DE 2016

Pour un complément d'information sur les projets de croissance et les résultats d'exploitation d'Enbridge, prière de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, et disponible également sur le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.

BÉNÉFICE AJUSTÉ AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS

Pour le trimestre clos le 31 mars 2016, le BAII ajusté a atteint 1 374 M$, soit une hausse de 343 M$ comparativement à la période correspondante de 2015. L'accroissement du BAII ajusté consolidé est en grande partie attribuable à l'apport plus important du secteur Oléoducs, qui a profité de la mise en service de nouveaux actifs en 2015, principalement l'agrandissement du réseau principal de la société au troisième trimestre de 2015, l'inversion et l'accroissement de capacité de la canalisation 9B et l'achèvement du projet de prolongement de l'accès vers le sud au quatrième trimestre de 2015, qui ont respectivement procuré à la société l'accès aux marchés de l'est du Canada et de Patoka. L'apport du réseau principal au Canada s'est accru principalement grâce au débit supérieur découlant de la forte production des sables bitumineux de l'Ouest canadien cumulé à l'apport des nouveaux actifs mis en service en 2015 ainsi qu'à la hausse, d'un trimestre à l'autre, des droits repères résiduels aux termes du tarif international conjoint sur le réseau principal au Canada. Le BAII ajusté du réseau de Lakehead a lui aussi progressé d'un trimestre à l'autre, surtout en raison de l'accroissement du débit et de l'apport des nouveaux actifs mis en service en 2015. Au premier trimestre de 2016, la société a profité du BAII ajusté plus élevé provenant des installations du milieu du continent et de la côte du golfe, qui découle avant tout de la hausse des produits tirés du transport du pipeline Flanagan Sud (« Flanagan Sud ») du fait du débit et des tarifs supérieurs sur les pipelines Flanagan Sud et Seaway.

Dans le secteur Distribution de gaz, EGD a généré un BAII ajusté plus élevé au premier trimestre de 2016, comparativement à la période correspondante de 2015, en raison principalement des charges de distribution plus élevées, imputables à la croissance de sa base tarifaire et à l'incidence du fonctionnement sous le régime des droits provisoires pendant les trois premiers mois de 2015, ainsi que des moindres coûts de stockage et de transport.

Le secteur Gazoducs et traitement a profité de l'apport marqué du pipeline Alliance aux termes de la nouvelle structure de services entrée en vigueur au quatrième trimestre de 2015 et du débit plus élevé de certains pipelines d'Enbridge Offshore Pipelines. Ces résultats positifs ont néanmoins été annulés en partie par l'apport inférieur d'Aux Sable en raison du rétrécissement des marges de fractionnement et de la baisse des volumes dans le secteur intermédiaire aux États-Unis, étant donné la diminution du nombre de forages lancés par les producteurs.

Dans le secteur Énergie verte et transport, le BAII ajusté a diminué à la suite de perturbations survenues à certains parcs éoliens de l'est du Canada, causées par le givrage des turbines sous des conditions hivernales et par la faiblesse des vents et de l'ensoleillement à certaines installations.

Au sein du secteur Services énergétiques, le BAII ajusté a diminué par rapport au premier trimestre de 2015, car le recul des prix du pétrole a donné lieu à une compression des écarts de prix selon les emplacements et la qualité du pétrole brut, et la diminution de la volatilité saisonnière des prix du gaz naturel a fourni moins d'occasions d'arbitrage et donné lieu à des marges inférieures qui auraient permis de récupérer les frais liés à la demande sur certaines installations où la société a souscrit une capacité de transport.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Le bénéfice ajusté a atteint 663 M$ (0,76 $ par action ordinaire) pour le premier trimestre de 2016, contre 468 M$ (0,56 $ par action ordinaire) pour la même période de 2015. Parmi les facteurs ayant en partie contré la croissance du BAII ajusté d'un trimestre à l'autre, ainsi qu'il est commenté ci-dessus à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts, se trouvent la charge d'intérêts supérieure découlant du relèvement de la dette pour financer la croissance d'actifs et l'incidence du refinancement de la dette de construction par un financement par emprunt à long terme. Le montant de l'intérêt capitalisé a également diminué d'une période à l'autre en raison de la mise en service d'un certain nombre de projets.

Les impôts sur les bénéfices ont augmenté au premier trimestre de 2016 en raison principalement de l'augmentation du bénéfice d'un trimestre à l'autre.

Les incidences négatives susmentionnées ont été tempérées légèrement par le recul du bénéfice ajusté attribuable à la participation ne donnant pas le contrôle de la société dans Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »). Bien que les résultats d'EEP rendent compte, d'un trimestre à l'autre, d'une hausse du bénéfice de ses entreprises d'oléoducs, l'apport des résultats généraux d'EEP au bénéfice ajusté a reculé d'un trimestre à l'autre, principalement en raison de la hausse de la charge d'intérêts.

Enfin, la charge d'intérêts, les impôts sur les bénéfices, les participations ne donnant pas le contrôle et les participations ne donnant pas le contrôle rachetables ont également subi le contrecoup des ajustements effectués pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

BÉNÉFICE

Pour le premier trimestre de 2016, le bénéfice s'est chiffré à 1 213 M$ (1,38 $ par action ordinaire), contre une perte de 383 M$ (perte de 0,46 $ par action ordinaire) au premier trimestre de 2015. Comme il est précisé ci-dessus aux rubriques Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts et Bénéfice ajusté, la comparabilité des résultats a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés à la rubrique Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR - BAII et bénéfice ajusté en page 10.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Pour le premier trimestre de 2016, les FTDLE se sont chiffrés à 1 114 M$ (1,27 $ par action ordinaire), contre 802 M$ (0,95 $ par action ordinaire) pour le premier trimestre de 2015. La croissance des FDTLE de la société a été solide d'un trimestre à l'autre en raison des mêmes facteurs que ceux dont il est question plus haut à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts.

Les investissements de maintien ont été comparables d'une période à l'autre puisque la hausse des dépenses au sein des secteurs Distribution de gaz et Gazoducs et traitement de la société a été en partie compensée par le moment des investissements de maintien inférieurs dans le secteur Oléoducs. Les investissements de maintien au sein des divers secteurs d'exploitation devraient être supérieurs en 2016 alors que la société poursuit son programme d'investissements de maintien à l'appui de la sécurité et de la fiabilité de ses actifs.

L'augmentation de la charge d'intérêts, dont il a été question plus haut à la rubrique Bénéfice ajusté, a annulé en partie la hausse des FTDLE d'un trimestre à l'autre.

La hausse des FTDLE a aussi été annulée en partie par les distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans Enbridge Income Fund (le « fonds »). Les distributions ont été plus élevées au premier trimestre de 2016 qu'au premier trimestre de 2015, principalement en raison d'un plus grand actionnariat public et des distributions par part plus élevées dans EEP et dans le fonds.

Les FTDLE comprennent également les distributions en trésorerie provenant des placements en actions de la société. Elles se sont chiffrées à 186 M$ au premier trimestre de 2016, contre 179 M$ au trimestre correspondant de 2015. Même si les distributions en trésorerie d'une période à l'autre ont légèrement augmenté, les bénéfices tirés de ces placements au premier trimestre de 2016 ont été beaucoup plus élevés que durant la période correspondante de 2015.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 22 avril 2016, le conseil d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er juin 2016 aux actionnaires inscrits le 16 mai 2016.

Actions ordinaires	0,53000 $
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 5	0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7	0,27500 $
Actions privilégiées, série 9	0,27500 $
Actions privilégiées, série 11	0,27500 $
Actions privilégiées, série 13	0,27500 $
Actions privilégiées, série 15	0,27500 $

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge et ENF tiendront une conférence téléphonique conjointe le jeudi 12 mai 2016 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du premier trimestre de 2016. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-708-4540 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6397 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 42283868#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/69t8cefd. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1-888-843-7419, ou le 1-630-652-3042 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 42283868#).

Après un exposé 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 en placements. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.

Enbridge est une société canadienne dont la raison d'être est d'alimenter la qualité de vie des Nord-Américains, ce qu'elle fait depuis plus de 65 ans. Chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord, Enbridge est inscrite à l'édition des sept dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Enbridge exploite le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde, qui traverse le Canada et les États-Unis. Elle 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'accroître sa présence dans le secteur du transport d'électricité. Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada, qui fournit ses services à une clientèle résidentielle, commerciale et industrielle en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. La société possède des participations dans des installations d'une capacité nette de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de près de 2 000 mégawatts et poursuit son expansion dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de près de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2016. 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 le 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 fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses 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 une information ou des déclarations financières prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) prévu(e) par action; les FTDLE prévus ou les FTDLE 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 prévisions de capitaux propres requis pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial de la société; les dividendes futurs estimatifs; les prévisions de bénéfice ajusté par action; les prévisions de FTDLE par action; les prévisions de croissance des dividendes par action; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière de l'offre; les attentes quant à l'incidence du transfert de l'entreprise d'oléoducs au Canada d'Enbridge et de certains de ses actifs d'énergie renouvelable au Canada à Enbridge Income Partners LP, dans laquelle le fonds a une participation indirecte (le « plan de restructuration des activités canadiennes »); la politique de versement des dividendes et les attentes à ce titre.

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 renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations 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; les conditions météorologiques; l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes et de la politique en matière de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'investissement; le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus ainsi que les FTDLE et les FTDLE par action futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs.

Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuel et futur de la 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 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 macroéconomiques, 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 BAII prévu; le BAII ajusté; le bénéfice (la perte) et le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE 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 les dates estimatives 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, l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet des prévisions du BAII ajusté et du bénéfice ajusté, des prévisions des FTDLE et des FTDLE par action, des prévisions de croissance des dividendes par action, du rendement de l'exploitation, de la politique révisée en matière de dividendes, 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, des modifications apportées aux lois fiscales et des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt, de l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes, des prix des marchandises et de l'offre et la demande pour les marchandises, notamment aux 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 facteurs sur un énoncé prospectif particulier 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 les lois pertinentes, 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 BAII ajusté, au bénéfice (à la perte) ajusté(e) et aux FTDLE. Le BAII ajusté représente le BAII ajusté pour exclure des facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation inclus dans le BAII ajusté, ainsi que d'ajustements au titre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation relativement à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables sur une base consolidée. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché du rapport de gestion de la société.

Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

La direction est d'avis que la présentation d'informations sur le BAII ajusté, le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE fournit des renseignements utiles aux investisseurs et aux actionnaires puisqu'elle contribue à rehausser la transparence et donne un meilleur aperçu de la performance de la société. La direction se sert du BAII ajusté et du bénéfice (de la perte) ajusté(e) afin de fixer les objectifs de la société et d'évaluer le rendement de cette dernière. La direction a également recours aux FTDLE pour évaluer la performance de la société et pour déterminer le versement de dividendes ciblé. Le BAII ajusté, le BAII ajusté pour chacun des secteurs, le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux principes comptables généralement reconnus (« PCGR ») des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

Les tableaux ci-après présentent un rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

		Trimestres clos les 31 mars
		2016	2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts		2 176	(255)
Ajustements1 :
	Variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés2	(932)	1 408
	Gains (pertes) de change intersociétés non réalisés	60	(71)
	Essais hydrostatiques	(12)	-
	Ajustement de droits de rattrapage	67	2
	Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance	15	(12)
	Températures supérieures (inférieures) à la normale	17	(45)
	Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations	-	3
	Autres	(17)	1
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts		1 374	1 031
	Charge d'intérêts	(412)	(251)
	Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices	(417)	285
	Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(61)	(90)
	Dividendes sur les actions privilégiées	(73)	(72)
Éléments d'ajustement en ce qui concerne :
	Charge d'intérêts	18	(42)
	Impôts sur les bénéfices	241	(399)
	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(7)	6
Bénéfice ajusté		663	468

1	Le tableau ci-dessus présente les ajustements en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces ajustements pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur dans le rapport de gestion.
2	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.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII AJUSTÉ ET FTDLE

Pour faciliter la compréhension de la relation entre le BAII ajusté et les FTDLE, le tableau qui suit présente un rapprochement de ces deux mesures non conformes aux PCGR clés.

			Trimestres clos les 31 mars
			2016	2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts			1 374	1 031
	Amortissement1		559	474
	Investissements de maintien2		(151)	(152)
			1 782	1 353
	Charge d'intérêts3		(394)	(293)
	Impôts sur les bénéfices exigibles3		(47)	(26)
	Dividendes sur les actions privilégiées		(73)	(71)
	Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle		(184)	(158)
	Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(42)	(27)
	Distributions en trésorerie supérieures (inférieures) à la quote-part du bénéfice de satellites3		(22)	46
	Autres ajustements hors trésorerie		94	(22)
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE »)			1 114	802
1	Amortissement :
		Oléoducs	346	280
		Distribution de gaz	80	77
		Gazoducs et traitement	74	65
		Énergie verte et transport	48	46
		Éliminations et divers	11	6
			559	474
2	Investissements de maintien :
		Oléoducs	(43)	(62)
		Distribution de gaz	(81)	(63)
		Gazoducs et traitement	(11)	(7)
		Énergie verte et transport	(1)	-
		Éliminations et divers	(15)	(20)
			(151)	(152)
3	Ces soldes sont présentés déduction faite des postes d'ajustement.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FTDLE

Le tableau qui suit présente un rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (mesure conforme aux PCGR) et des FTDLE.

		Trimestres clos les 31 mars
		2016	2015
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation - activités poursuivies		1 861	1 521
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1		(122)	(147)
		1 739	1 374
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle		(184)	(158)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(42)	(27)
Dividendes sur les actions privilégiées		(73)	(71)
Investissements de maintien2		(151)	(152)
Ajustements importants :
	Normalisation météorologique	13	(33)
	Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations	-	2
	Provision pour réévaluation des stocks réalisée3	(268)	(133)
	Autres éléments	80	-
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE »)		1 114	802
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire		1,27	0,95

1	Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements.
2	Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (exclusion faite du remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTDLE, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits d'exploitation ou les fonctions de service des biens existants.
3	La provision pour réévaluation des stocks réalisée est liée à des pertes à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels il existe un gain compensatoire d'un montant semblable réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE.

POINTS SAILLANTS

			Trimestres clos les 31 mars
			2016	2015
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
	Oléoducs		1 612	(145)
	Distribution de gaz		239	239
	Gazoducs et traitement		61	36
	Énergie verte et transport		49	59
	Services énergétiques		(6)	(3)
	Éliminations et divers		221	(441)
	Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts		2 176	(255)
	Charge d'intérêts		(412)	(251)
	Recouvrement (charges) d'impôts sur les bénéfices		(417)	285
	Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(61)	(90)
	Dividendes sur les actions privilégiées		(73)	(72)
	Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		1 213	(383)
	Résultat par action ordinaire		1,38	(0,46)
	Résultat dilué par action ordinaire		1,38	(0,46)
Bénéfice ajusté
	Oléoducs		1 084	731
	Distribution de gaz		240	198
	Gazoducs et traitement		87	90
	Énergie verte et transport		48	57
	Services énergétiques		1	28
	Éliminations et divers		(86)	(73)
	Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts1		1 374	1 031
	Charge d'intérêts2		(394)	(293)
	Impôts sur les bénéfices2		(176)	(114)
	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables2		(68)	(84)
	Dividendes sur les actions privilégiées		(73)	(72)
	Bénéfice ajusté1		663	468
	Bénéfice ajusté par action ordinaire1		0,76	0,56
Données sur les flux de trésorerie
	Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation		1 861	1 521
	Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement		(1 852)	(1 877)
	Flux de trésorerie liés aux activités de financement		751	225
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation3
	Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation		1 114	802
	Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire		1,27	0,95
Dividendes
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires		460	396
	Dividendes payés par action ordinaire		0,5300	0,4650
Actions en circulation(en millions)
	Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation		876	841
	Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation		882	841
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
	Réseau principal au Canada4		2 543	2 210
	Réseau de Lakehead5		2 735	2 330
	Réseau régional des sables bitumineux6		888	815
Gazoducs - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
	Pipeline Alliance Canada		1 659	1 636
	Pipeline Alliance US		1 757	1 791
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
	Volumes (en milliards de pieds cubes)		174	217
	Nombre de clients actifs (en milliers)7		2 138	2 108
	Degrés-jours de chauffage8
		Chiffres réels	1 709	2 232
		Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale	1 831	1 784

1	Le bénéfice ajusté avant intérêts et impôts (« BAII ajusté »), 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 dans les PCGR - se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR.
2	Ces soldes sont présentés déduction faite des postes d'ajustement.
3	Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des actifs et des passifs réglementaires et des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des dépenses en investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR.
4	Le débit du réseau principal au Canada représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
5	Le débit du réseau de Lakehead représente les livraisons du réseau principal dans le Midwest américain et l'est du Canada.
6	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.
7	Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
8	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.

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