Enbridge rend publics ses résultats de 2015

19 février 2016

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 19 fév. 2016) -

POINTS SAILLANTS

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

Bénéfice de 378 M$ au quatrième trimestre et perte de 37 M$ pour l'exercice complet; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
Bénéfice ajusté de 494 M$ au quatrième trimestre et de 1 866 M$ pour l'exercice complet, ou de respectivement 0,58 $ et 2,20 $ par action ordinaire
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») de respectivement 876 M$ et 3 154 M$ au quatrième trimestre et pour l'exercice complet, soit respectivement 1,03 $ et 3,72 $ par action ordinaire
Livraison par Enbridge d'un débit record sur son réseau principal de liquides en décembre
Poursuite de l'exécution réussie du programme de dépenses en immobilisations de croissance d'Enbridge, qui a mis 14 projets en service d'une valeur totalisant 8 G$ en 2015
Élargissement du portefeuille d'actifs de production d'énergie renouvelable d'Enbridge au quatrième trimestre par l'acquisition d'un parc éolien en Virginie-Occidentale, aux États-Unis, ainsi que d'une participation dans un projet de parc éolien extracôtier au Royaume-Uni
Annonce par Enbridge de l'acquisition de deux usines de traitement de gaz et de pipelines connexes de la région de Montney, dans le nord-est de la Colombie-Britannique, en contrepartie de 0,5 G$
Majoration de 14 % du dividende trimestriel d'Enbridge passant à 0,53 $ par action ordinaire (soit un dividende annuel de 2,12 $ par action) qui prend effet au versement du 1^er mars 2016
Prévisions de FTDLE de 3,80 $ à 4,50 $ par action pour 2016, et prévisions de bénéfice ajusté avant intérêts et impôts de 4,4 G$ à 4,8 G$
Nomination d'Enbridge aux palmarès 2016 des 100 meilleurs employeurs du Canada, des meilleurs employeurs pour jeunes travailleurs du Canada et des 100 entreprises championnes du développement durable dans le monde

Pour le quatrième trimestre de 2015, Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé un bénéfice ajusté de 494 M$ ou 0,58 $ par action ordinaire et un bénéfice ajusté pour l'exercice 2015 de 1 866 M$ ou 2,20 $ par action ordinaire. Les FTDLE se sont établis à 876 M$, ou 1,03 $ par action ordinaire, au quatrième trimestre de 2015, et à 3 154 M$, ou 3,72 $ par action ordinaire, pour l'exercice complet. Le bénéfice ajusté par action et les FTDLE par action pour l'exercice complet se sont accrus respectivement de 15,8 % et de 23,2 % par rapport à l'exercice complet.

« Malgré le ralentissement le plus marqué du secteur énergétique depuis plusieurs décennies, nous avons procuré à nos actionnaires une très solide croissance du bénéfice ajusté et des flux de trésorerie conforme à nos attentes, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. Les résultats du quatrième trimestre ont même été légèrement supérieurs aux prévisions, grâce à une performance de l'entreprise d'oléoducs au Canada plus forte en décembre et à des frais d'exploitation et d'administration plus faibles dans l'ensemble. Notre capacité de réaliser une croissance soutenue et prévisible du bénéfice et des flux de trésorerie dans le contexte actuel témoigne de la résilience de notre modèle d'exploitation à faible risque, conçu pour résister à un repli de cette envergure. Les facteurs fondamentaux de l'industrie demeurent excellents : notre exposition directe au prix des marchandises et aux volumes est minime pour tout notre portefeuille d'actifs, notre situation financière est solide, et nous continuons d'avoir un bon accès aux capitaux. »

M. Monaco a poursuivi : « Dans le contexte actuel de faiblesse du prix des marchandises, nous restons concentrés sur l'objectif de fournir à nos clients des services transport sécuritaire, à faible coût et fiable vers les marchés clés, pour leur assurer d'optimiser leurs marges nettes. En 2015, nous avons pu exploiter l'échelle et la portée de nos réseaux pour accroître la capacité du réseau principal de 230 000 barils par jour et enregistrer en décembre de nouveaux records de livraisons hors Gretna et sur le réseau Lakehead de près de 2,5 millions et 2,6 millions de barils par jour, respectivement. »

Au cours de l'exercice, Enbridge a achevé et mis en service 14 projets de développement d'une valeur de 8 G$, dans le respect de l'échéancier et du budget pour la majeure partie. « Réussir l'exécution de nos projets dans le contexte actuel n'a pas été une mince tâche, et nous sommes fort satisfaits du résultat », a ajouté M. Monaco.

Parmi les projets du secteur Oléoducs achevés au quatrième trimestre, citons l'inversion et le prolongement de la canalisation 9B, le projet de prolongement de l'accès vers le sud et l'agrandissement du réseau principal de Lakehead d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») entre Flanagan, en Illinois, et Griffith, en Indiana. De plus, Enbridge a terminé et mis en service l'oléoduc Heidelberg en janvier 2016, en avance sur le calendrier. Ce pipeline extracôtier, d'une capacité de 100 000 barils par jour, relie le gisement de Heidelberg, exploité par Anadarko Petroleum Corporation, au réseau d'un tiers.

Par ailleurs, la société a fait progresser considérablement l'une de ses priorités stratégiques clés, la croissance et la diversification de ses actifs au-delà de 2019, en poursuivant l'expansion de ses entreprises d'énergie renouvelable ainsi que de gazoducs et traitement. Au quatrième trimestre de 2015, la société a fait l'acquisition du projet éolien New Creek de 103 mégawatts (« MW ») en Virginie-Occidentale et d'une participation de 24,9 % dans le projet éolien extracôtier Rampion (« projet Rampion ») de 400 MW, au Royaume-Uni. En janvier 2016, Enbridge a annoncé avoir acheté deux usines de traitement de gaz naturel (Tupper Main et Tupper West) et des pipelines connexes dans la région de Montney, situés dans le nord-est de la Colombie-Britannique, à une filiale canadienne de Murphy Oil Corporation pour la contrepartie de 0,5 G$. Ces actifs d'énergie renouvelable et de traitement du gaz du secteur intermédiaire sont tous appuyés par des contrats à long terme et cadrent parfaitement avec le modèle d'exploitation à faible risque de la société.

Au début de 2016, la Minnesota Public Utilities Commission (« MNPUC ») a publié des ordonnances (les « ordonnances ») relativement au tracé du projet de pipeline Sandpiper proposé (« projet Sandpiper ») au Minnesota et au programme de remplacement de la canalisation 3 (« programme L3R »). La société est d'avis que les instructions de la MNPUC énoncées dans les ordonnances sont conformes aux attentes et fournissent des éclaircissements quant au processus; cependant, les ordonnances exigent que l'étude d'impact environnemental (« ÉIE ») définitive soit réalisée avant l'amorce du processus d'obtention du certificat de nécessité et d'approbation du tracé. La direction continue d'évaluer les incidences des ordonnances sur l'échéancier et l'estimation des coûts. Selon les ordonnances et l'évaluation préliminaire de la direction, les ordonnances, si elles sont maintenues, retarderaient probablement le commencement des travaux de construction, ce qui aurait pour effet de reporter au début de 2019 la mise en service du programme L3R et du projet Sandpiper, et d'en accroître les coûts. Le retard de construction entraînerait le report d'environ 5 G$ de dépenses en immobilisations en 2016 et 2017 jusqu'à principalement 2018.

Dans le cadre du programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société, la valeur des projets garantis sur le plan commercial pour la période de 2015 à 2019 s'élève à environ 26 G$, dont près de 8 G$ ont déjà été financés et avaient mis en service à la fin de 2015. Le projet Sandpiper et le programme L3R sont garantis au titre du programme de dépenses en immobilisations de croissance. Selon les prévisions révisées de la société, qui tiennent compte des retards prévus dans l'exécution du projet Sandpiper et du programme L3R, la portion des projets garantis sur le plan commercial générera à elle seule, en combinaison avec les actifs déjà en exploitation, une croissance des FTDLE par action de l'ordre de 12 % à 14 %, ce qui entraînera une croissance du dividende de l'ordre de 10 % à 12 %.

« Au-delà des projets garantis sur le plan commercial, nous voyons actuellement de nombreuses occasions de faire croître et de diversifier notre portefeuille d'actifs, a fait remarquer M. Monaco. Nous continuons à rechercher des occasions d'investissement dans des actifs qui cadrent avec notre modèle d'exploitation et nos stratégies à long terme, et nous travaillons à obtenir du financement à faible coût afin d'en profiter. Une exécution réussie de ces occasions d'investissement devrait stimuler encore davantage la croissance des FTDLE et du dividende au-delà de ce que notre programme garanti pourrait à lui seul offrir pour l'horizon de planification actuel. »

En décembre, Enbridge a annoncé une majoration du dividende trimestriel pour le porter à 0,53 $ par action (soit un dividende annuel de 2,12 $ par action), marquant ainsi la 21^e majoration annuelle consécutive.

M. Monaco a ajouté : « La majoration de notre dividende reflète la très forte augmentation du bénéfice et des FTDLE provenant de nos activités de base, des quelque 18 G$ de projets d'immobilisations mis en service au cours des deux derniers exercices ainsi que de notre confiance renouvelée dans nos perspectives d'avenir. Fait tout aussi important, la croissance de notre dividende ne se fait pas au détriment de la couverture du dividende, qui demeure très soutenue à près du double. »

En 2015, la société a mobilisé plus de 1,7 G$ en capitaux propres et 3,7 G$ en capitaux d'emprunt à terme directement et par le truchement de ses filiales.

« Nous croyons pouvoir très bien gérer le montant de capitaux requis pour soutenir notre programme de dépenses en immobilisations de croissance garanties sur le plan commercial, étant donné la capacité éprouvée de production de flux de trésorerie de nos actifs, nos sources de capitaux diversifiées, nos notations de crédit de première qualité et nos liquidités disponibles totalisant plus de 10 G$ à la fin 2015, a conclu M. Monaco. Nous nous concentrerons sur le financement et l'exécution de ce programme très attrayant, tout en maintenant la solidité du bilan requise pour appuyer nos plans d'affaires à plus long terme. »

APERÇU DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2015

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.

Pour le quatrième trimestre de 2015, le bénéfice a totalisé 378 M$, soit 0,44 $ par action ordinaire, comparativement au bénéfice de 88 M$, ou 0,11 $ par action ordinaire, au quatrième trimestre de 2014. Voir la rubrique « Résultats consolidés » en page 5.
Pour le quatrième trimestre de 2015, le bénéfice ajusté s'est établi à 494 M$, soit 0,58 $ par action ordinaire, comparativement au bénéfice ajusté de 409 M$, ou 0,49 $ par action ordinaire, au quatrième trimestre de 2014. Voir la rubrique « Bénéfice ajusté » en page 7.
Pour le quatrième trimestre de 2015, les FTDLE d'Enbridge se sont établis à 876 M$, ou 1,03 $ par action ordinaire, comparativement à 610 M$, ou 0,73 $ par action ordinaire, au quatrième trimestre de 2014. Voir la rubrique « Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation » en page 10.
Le 27 janvier 2016, Enbridge a annoncé qu'elle acquérait d'une filiale canadienne de Murphy Oil Corporation les usines de traitement de gaz de Tupper Main et Tupper West (les « usines de Tupper ») ainsi que des pipelines connexes pour la contrepartie de 0,5 G$. Les usines de Tupper ont une capacité autorisée cumulée de 320 millions de pieds cubes par jour et sont situées dans la formation gazière de Montney, dans une zone adjacente au réseau de collecte Sexsmith d'Enbridge et tout près du pipeline Alliance, qui est détenu à 50 % par le groupe du fonds (comprenant Enbridge Income Fund, Enbridge Commercial Trust, Enbridge Income Partners LP (« EIPLP ») et les filiales d'EIPLP). Ces actifs, qui sont en exploitation, sont visés par des contrats d'achat ferme à long terme. Le prix d'achat sera initialement financé par les liquidités disponibles, et la clôture de l'opération est assujettie à l'examen et à l'approbation au titre de la réglementation.
Au début de 2016, la MNPUC a confirmé les instructions relatives au processus de révision des demandes de certificat de nécessité et d'approbation du tracé pour les tronçons du Minnesota du projet Sandpiper proposé, entrepris par North Dakota Pipeline Company, filiale d'EEP, et du programme L3R, entrepris conjointement par EEP et Enbridge. Les instructions énoncées dans les ordonnances sont sous la plupart des aspects conformes à la position et aux attentes d'Enbridge et fournissent des éclaircissements quant à l'examen réglementaire et au processus d'approbation envisagés par la MNPUC pour ces projets, ce qui préserve les éléments de preuve établis par les audiences visant le certificat de nécessité et d'approbation du tracé pour le projet Sandpiper et confirmant que les processus liés au certificat de nécessité et d'approbation du tracé pour le programme LR3 seront gérés simultanément plutôt que successivement en plus d'exiger qu'un seul processus d'ÉIE soit mené par le Département du Commerce du Minnesota (l'« État ») pour le projet Sandpiper et le programme L3R. Enbridge a déjà réalisé une analyse environnementale détaillée pour ces deux projets à l'appui du travail qui sera réalisé par l'entrepreneur environnemental indépendant de l'État. Toutefois, les ordonnances exigent, dans les deux cas, la réalisation d'une étude définitive d'impact environnemental avant le début du processus d'obtention du certificat de nécessité et d'approbation du tracé. Enbridge estime que l'obligation de réaliser une ÉIE définitive avant le début du processus d'obtention du certificat de nécessité et d'approbation du tracé est sans précédent et contraire à la loi du Minnesota. Enbridge et ses filiales ont donc déposé une requête en révision de cet aspect des ordonnances se rapportant à ces projets.
Le 25 novembre 2015, Enbridge a annoncé qu'elle avait fait l'acquisition d'une participation de 100 % dans le projet New Creek de 103 MW, situé dans le comté de Grant, en Virginie-Occidentale, auprès d'EverPower Wind Holdings, LLC. L'investissement total d'Enbridge devrait atteindre environ 0,2 G$ US. Le projet New Creek, qui comprendra 49 turbines Gamesa, doit entrer en service en décembre 2016. Ce projet sera construit aux termes d'un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction à prix fixe, avec une date d'entrée en service prévue pour décembre 2016. Gamesa fournira des services d'exploitation et d'entretien des turbines aux termes d'un contrat à prix fixe de cinq ans. Ce projet est soutenu par des accords d'enlèvement et de vente à crédit d'énergie renouvelable à moyen et à long terme.
Le 5 novembre 2015, Enbridge a annoncé qu'elle acquérait une participation de 24,9 % dans le projet Rampion de 400 MW situé à 13 kilomètres (8 milles) au large de la côte de Sussex, au Royaume-Uni, en son point le plus rapproché. L'investissement total de la société, y compris la construction, devrait totaliser environ 0,8 G$ (0,37 G£). Le projet Rampion a été conçu et est construit par E.ON Climate & Renewables UK Limited, une filiale d'E.ON SE (« E.ON »). La construction a commencé en septembre 2015 et le parc éolien devrait être opérationnel en 2018. Le projet Rampion s'appuie sur les revenus provenant des prix fixes dans le cadre du programme de certificats verts du Royaume-Uni et sur une convention d'achat d'électricité de 15 ans. En vertu de l'entente, Enbridge deviendra l'un des trois actionnaires du projet Rampion; la UK Green Investment Bank plc holding détiendra une participation de 25 %, et E.ON conservera la participation restante de 50,1 %.
Au quatrième trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
- Le 6 novembre 2015, Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF »), société affiliée d'Enbridge, a procédé avec succès à l'émission d'environ 21,5 millions d'actions ordinaires au prix de 32,60 $ l'action pour un produit brut de 700 M$. Enbridge a souscrit environ 5,3 millions d'actions ordinaires au prix de 32,60 $ l'action pour une contrepartie globale de 174 M$ sous forme d'un placement privé en même temps que la clôture de l'opération, afin de conserver sa participation de 19,9 % dans ENF.
- Le 6 octobre 2015, EEP a émis des billets de premier rang non garantis pour un montant de 1,6 G$ US : 500 M$ US à échéance de cinq ans, 500 M$ US à échéance de 10 ans et 600 M$ US à échéance de 30 ans.

RÉSULTATS CONSOLIDÉS

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
	Oléoducs¹	36	19	(224)	463
	Distribution de gaz	46	69	222	213
	Gazoducs, traitement et services énergétiques¹	44	185	218	571
	Placements à titre de promoteur¹	297	140	479	419
	Activités non sectorielles	(45)	(325)	(732)	(558)
	Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	378	88	(37)	1 108
	Activités abandonnées - gazoducs, traitement et services énergétiques	-	-	-	46
		378	88	(37)	1 154
	Bénéfice (perte) par action ordinaire	0,44	0,11	(0,04)	1,39
	Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire	0,44	0,10	(0,04)	1,37

En date du 1^er septembre 2015, Enbridge a transféré son secteur Oléoducs au Canada et certains de ses actifs d'énergie renouvelable au Canada au groupe du fonds dans le secteur Placements à titre de promoteur, tel qu'énoncé dans son plan de restructuration des activités canadiennes. La perte, avant la date de transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de 403 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (bénéfice de 320 M$en 2014) et le bénéfice, avant la date du transfert, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 1 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 2 M$en 2014) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, une perte de 29 M$et un bénéfice de 6 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs du secteur Oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établie à 37 M$ (0,04 $ par action ordinaire), contre un bénéfice de 1 154 M$ (1,39 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. Comme il est précisé ci-après à la rubrique « Bénéfice ajusté », la société a continué d'enregistrer une forte croissance du bénéfice d'exploitation au cours des deux derniers exercices. Cependant, l'incidence positive de cette croissance et la comparabilité du bénéfice de la société subissent l'incidence de plusieurs facteurs non récurrents, inhabituels ou hors exploitation qui sont énumérés à la rubrique « Rapprochements des mesures non conformes aux PCGR » et analysés dans les résultats de chaque secteur à présenter, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. La société dispose d'un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer les risques de taux d'intérêt et de change et les risques liés au prix des marchandises, qui sont source de volatilité pour le bénéfice à court terme. À long terme, Enbridge estime que son programme de couverture soutiendra la croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes sur laquelle repose sa proposition de valeur aux investisseurs.

La comparabilité des résultats d'exploitation d'un exercice à l'autre a subi l'effet du transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge. Le 1^er septembre 2015, la société a achevé le transfert des actifs de l'entreprise d'oléoducs au Canada et de certains des actifs canadiens d'énergie renouvelable au groupe du fonds, qui figure dans les Placements à titre de promoteur (le « plan de restructuration des activités canadiennes » ou l'« opération »). Dans le cadre de ce transfert, la société a enregistré des charges exceptionnelles de 351 M$, principalement en raison du reclassement des couvertures de taux d'intérêt et de la radiation d'un actif réglementaire au titre des impôts.

De plus, la perte de 2015 attribuable aux porteurs d'actions ordinaires tient compte d'une perte de valeur de l'écart d'acquisition de 440 M$ (167 M$ après impôts attribuables à Enbridge) liée aux entreprises de gaz naturel et de liquides de gaz naturel (« LGN ») d'EEP et comptabilisée au deuxième trimestre de 2015. Le déclin prolongé des prix des marchandises a entraîné la baisse du nombre des programmes de forage prévus par les producteurs et influé négativement sur les volumes prévus pour les réseaux de pipelines et de traitement de gaz naturel et de LGN d'EEP, que cette dernière détient directement et indirectement par l'intermédiaire de sa filiale en propriété non exclusive Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »).

La perte de 2015 et le bénéfice de 2014 reflètent par ailleurs l'incidence négative des impôts comptabilisés au transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge. Les gains intersociétés réalisés par suite de ces transferts d'actifs, pour les deux exercices, ont été éliminés à des fins comptables. Cependant, puisque ces opérations visaient la vente de parts de fiducie, toutes les conséquences fiscales sont demeurées intégrées aux résultats consolidés, donnant lieu à des charges de 39 M$ et de 157 M$ en 2015 et en 2014, respectivement.

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2015, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est chiffré à 378 M$ (0,44 $ par action ordinaire), comparativement à un bénéfice de 88 M$ (0,11 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 décembre 2014. Les facteurs qui ont influé sur la performance au quatrième trimestre ont suivi en grande partie les tendances observées depuis le début de l'exercice et tiennent toujours compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés et des gains et des pertes de change. Outre les facteurs liés à l'exploitation dont il est question à la rubrique « Bénéfice ajusté » en page 7, le quatrième trimestre de 2015 se démarque par l'incidence des coûts de séparation versés aux salariés engendrés par la réduction de la main-d'œuvre à l'échelle de l'entreprise, qui a donné lieu à une charge nette de 25 M$ imputée au bénéfice des diverses unités d'exploitation.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice (à la perte) ajusté(e) et aux FTDLE. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuables aux porteurs d'actions ordinaires, ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents, inhabituels ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. 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 éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.

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 des 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.

La direction est d'avis que la présentation d'informations sur 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 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 bénéfice (la perte) ajusté(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) pour chacun des secteurs et les FTDLE sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérés comme des mesures conformes aux 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 résument le rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.

RAPPROCHEMENT DU BÉNÉFICE (DE LA PERTE) ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		378	88	(37)	1 154
Ajustements¹ :
	Variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés²	45	164	1 380	320
	Plan de restructuration des activités canadiennes	-	-	351	-
	Perte de valeur de l'écart d'acquisition	-	-	167	-
	Droits de rattrapage	30	11	30	17
	Coûts de correction de fuites, déduction faite des recouvrements de compagnies d'assurance	(13)	(9)	(17)	8
	Temps plus clément/(plus rigoureux) que la normale	16	(1)	(11)	(36)
	Gains à la vente d'actifs et de placements non essentiels, déduction faite des pertes	-	(14)	(46)	(71)
	Pertes de valeur d'actifs	13	2	13	2
	Coûts de séparation versés aux salariés	25	1	25	1
	Provision au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés	-	-	32	-
	Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations	-	8	14	14
	Impôt sur des gains intersociétés à la vente de parts de fiducie	-	157	39	157
	Ajustements hors période	-	-	(71)	-
	Autres	-	2	(3)	8
Bénéfice ajusté		494	409	1 866	1 574

1	Le tableau ci-dessus présente un sommaire des 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.
2	Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées après déduction des montants réalisés au moment du règlement d'instruments dérivés au cours de la période visée.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos		Exercices clos
	les 31 décembre		les 31 décembre
	2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs¹	64	199	691	858
Distribution de gaz	58	68	210	177
Gazoducs, traitement et services énergétiques¹	(5)	30	89	136
Placements à titre de promoteur¹	369	123	859	429
Activités non sectorielles	8	(11)	17	(26)
Bénéfice ajusté²	494	409	1 866	1 574
Bénéfice ajusté par action ordinaire²	0,58	0,49	2,20	1,90

Le bénéfice ajusté, avant la date de transfert, découlant des actifs du secteur Oléoducs au Canada de 508 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (688 M$en 2014) et le bénéfice ajusté, avant la date du transfert selon le plan de restructuration des activités canadiennes, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 6 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 3 M$en 2014) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, un bénéfice ajusté de 146 M$et de 1 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs du secteur Oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation.

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 principes comptables généralement reconnus. Voir la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour obtenir un complément d'information.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, le bénéfice ajusté s'est établi à 1 866 M$ (2,20 $ par action ordinaire), comparativement à 1 574 M$ (1,90 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. Cette croissance reflète la vigueur du portefeuille d'actifs actuel d'Enbridge ainsi que la poursuite de l'exécution de son vaste programme de dépenses en immobilisations de croissance, dans le cadre duquel de nombreux nouveaux actifs ont été mis en service au cours de la période.

En raison du plan de restructuration des activités canadiennes, après le 31 août 2015, le bénéfice ajusté des actifs transférés est comptabilisé dans le secteur Placements à titre de promoteur; avant cette date, il était comptabilisé dans les secteurs Oléoducs ainsi que Gazoducs, traitement et services énergétiques. Le tableau ci-dessous présente le rendement des principaux actifs transférés et des secteurs visés pour un exercice complet.

		Période de huit mois close le 31 août	Période d'un mois close le 30 septembre	Trimestre clos le 31 décembre	Période de quatre mois close le 31 décembre	Exercice clos le 31 décembre
(non audités; en millions de dollars canadiens)
			2015
Actifs transférés - secteur		Oléoducs	Placements à titre de promoteur
	Réseau principal au Canada	395	69	201	270	665
	Réseau régional des sables bitumineux	108	20	39	59	167
	Autres	5	1	(2)	(1)	4
		508	90	238	328	836
		2014
Actifs transférés - secteur		Oléoducs	Placements à titre de promoteur
	Réseau principal au Canada	361	39	100	139	500
	Réseau régional des sables bitumineux	125	9	47	56	181
	Autres	6	2	(1)	1	7
		492	50	146	196	688

Comme l'indique le tableau ci-dessus, la croissance du bénéfice ajusté consolidé est en grande partie attribuable à l'apport plus important du réseau principal au Canada, qui découle principalement de l'accroissement du débit résultant de la forte production des sables bitumineux de l'Ouest canadien, de la demande soutenue de raffinage en aval et des efforts continus déployés par la société auprès des expéditeurs afin d'optimiser l'utilisation de la capacité et d'accroître l'efficacité de l'ordonnancement. Ces facteurs positifs ont été partiellement contrebalancés par une baisse, d'un exercice à l'autre, des droits repères résiduels moyens du tarif international conjoint (« TIC ») sur le réseau principal au Canada. En 2015, la société a également tiré parti du bénéfice dégagé sur un exercice complet par Flanagan Sud et la canalisation jumelle Seaway, qui sont entrés en service vers la fin de 2014. Toutefois, le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux a diminué en 2015 en raison d'une réduction des volumes contractuels sur le réseau principal Athabasca.

Les résultats des deux derniers exercices témoignent aussi de l'apport positif d'EEP, principalement en raison du débit et des droits supérieurs pour les oléoducs d'EEP ainsi que des apports des nouveaux actifs mis en service en 2014 et en 2015, les plus importants étant l'agrandissement du réseau principal au Canada de la société en juillet 2015 et le remplacement et l'accroissement de capacité de la canalisation 6B en 2014.

Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »), qui exerce ses activités aux termes d'un régime de réglementation incitative (« régime de RI ») adapté quinquennal qui a été approuvé en 2014, a généré un bénéfice ajusté plus élevé en 2015, en raison principalement de l'augmentation des charges de distribution découlant du portefeuille d'actifs élargi ainsi que de l'accroissement de la clientèle au cours de l'exercice, lequel a été supérieur aux prévisions reflétées dans les tarifs.

Dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, les marges inférieures réalisées sur les activités de fractionnement et la perte d'un contrat de traitement auprès d'un producteur à l'usine de conditionnement Palermo expliquent en partie la baisse du bénéfice d'Aux Sable par rapport à celui des deux exercices précédents. La baisse du bénéfice en 2015 a été en partie contrebalancée par l'augmentation des droits au titre des achats fermes gagnés sur les actifs du secteur intermédiaire au Canada et l'apport plus important des services énergétiques. Le secteur des services énergétiques a profité d'occasions de gestion des réservoirs plus favorables au premier semestre de 2015 en raison de la solide demande des raffineurs en pétrole brut mélangé comme charge d'alimentation, facteur contrebalancé en partie par des conditions moins favorables persistant depuis deux ans sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée et ayant trait à des frais liés à la demande non recouvrés.

Dans le secteur Activités non sectorielles, la perte ajustée de l'unité Autres activités non sectorielles pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 a diminué comparativement à celle de 2014. Cette diminution témoigne de la baisse des frais de financement du secteur Activités non sectorielles au premier semestre de 2015 et d'une réduction des impôts sur les bénéfices, facteurs contrés en partie par la hausse des dividendes versés sur les nouvelles actions privilégiées émises en 2014 pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société.

Au quatrième trimestre de 2015, la plupart des tendances annuelles susmentionnées ont aussi contribué à la croissance du bénéfice ajusté depuis le quatrième trimestre de 2014. Pour ce qui est du secteur Distribution de gaz, même si le bénéfice ajusté d'EGD a augmenté d'un exercice à l'autre, le calendrier de paiement des impôts sur les bénéfices et des charges d'exploitation et d'administration, qui ont été plus élevés au quatrième trimestre de 2015, a entraîné une baisse du bénéfice ajusté d'un trimestre à l'autre. Pour ce qui est du secteur des services énergétiques, l'absence d'occasions de gestion des réservoirs au quatrième trimestre, conjuguée à la conjoncture de certains marchés, tel qu'il est indiqué plus haut, a donné lieu à une perte ajustée au quatrième trimestre de 2015, en comparaison d'un bénéfice ajusté pour la période correspondante de 2014.

L'analyse du bénéfice ajusté ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Voir la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR ».

RAPPROCHEMENT HORS PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation - activités poursuivies		806	656	4 571	2 528
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation¹		474	470	688	1 777
		1 280	1 126	5 259	4 305
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle		(179)	(140)	(680)	(535)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(34)	(24)	(114)	(79)
Dividendes sur les actions privilégiées		(74)	(71)	(288)	(245)
Investissements de maintien²		(200)	(312)	(720)	(970)
Ajustements importants :
	Normalisation météorologique	16	(1)	(11)	(36)
	Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations	2	15	44	19
	Provision pour réévaluation des stocks réalisée³	(52)	-	(474)	-
	Essais hydrostatiques	23	-	72	-
	Coûts de séparation versés aux salariés	30	6	30	6
	Autres éléments	64	11	36	41
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation		876	610	3 154	2 506
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire		1,03	0,73	3,72	3,02

1	Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des actifs et des passifs réglementaires ainsi que 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 (y compris le 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 réalisées 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.

Les FTDLE se sont chiffrés à 876 M$ ou 1,03 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2015, contre 610 M$ ou 0,73 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2014. Les FTDLE se sont chiffrés à 3 154 M$ ou 3,72 $ par action ordinaire pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, contre 2 506 M$ ou 3,02 $ par action ordinaire pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. La croissance des FTDLE de la société a été solide d'un trimestre à l'autre et d'un exercice à l'autre en raison des mêmes facteurs que ceux ayant influé sur le bénéfice ajusté des diverses entreprises de la société dont il est question plus haut à la rubrique « Bénéfice ajusté ».

La réduction des investissements de maintien en 2015 comparativement aux périodes correspondantes de 2014 a également contribué à l'accroissement des FTDLE d'une période à l'autre. Au cours des dernières années, la société a fait d'importants investissements pour soutenir, entretenir et gérer l'intégrité de ses pipelines et de ses autres infrastructures de façon continue ainsi que pour préserver les fonctions de service des biens existants. Le recul des investissements de maintien d'une période à l'autre s'explique par l'achèvement de programmes d'entretien précis en 2014. La société prévoit continuer d'investir dans son programme d'investissements de maintien pour assurer la sécurité et la fiabilité de son exploitation.

La hausse des FTDLE d'une période à l'autre a été annulée en partie par les distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et Enbridge Energy Management, L.L.C. et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le fonds. Les distributions ont été plus élevées en 2015 qu'en 2014 principalement en raison d'une hausse des participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle rachetables. Par ailleurs, les dividendes sur les actions privilégiées versés par la société se sont accrus d'une période à l'autre puisque des actions privilégiées ont été émises en 2014 pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société. Enfin, les FTDLE de chaque période ont été ajustés pour tenir compte de l'incidence sur les liquidités de certains facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation dont il est question à la rubrique « Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR ».

OLÉODUCS

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal au Canada		-	100	395	500
Réseau régional des sables bitumineux		-	47	108	181
Pipeline Seaway et pipeline Flanagan Sud		40	35	103	74
Pipeline Spearhead		10	4	34	31
Pipeline Southern Lights		2	12	11	49
Pipelines d'amenée et autres		12	1	40	23
Bénéfice ajusté		64	199	691	858
	Réseau principal au Canada - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés	-	(178)	(819)	(370)
	Réseau principal au Canada - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B	-	(2)	(5	(8)
	Réseau principal au Canada - radiation d'un actif réglementaire relativement aux impôts	-	-	(88)	-
	Réseau principal au Canada - incidence de modifications de taux d'imposition	-	-	9	-
	Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage	-	1	9	6
	Réseau régional des sables bitumineux - règlements des compagnies d'assurance pour déversement	-	4	9	8
	Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations	-	-	(5)	(4)
	Réseau régional des sables bitumineux - incidence de la modification du taux d'imposition	-	-	(31)	-
	Réseau régional des sables bitumineux - perte à la cession d'actifs non essentiels	-	-	(7)	-
	Réseau régional des sables bitumineux - ajustement d'exercices antérieurs	-	-	16	-
	Pipeline Seaway et pipeline Flanagan Sud - ajustement de droits de rattrapage	(27)	(14)	(35)	(25)
	Pipeline Spearhead - ajustement de droits de rattrapage	(2)	1	1	-
	Pipeline Spearhead - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés	-	1	(1)	1
	Pipeline Southern Lights - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés	-	9	-	-
	Pipelines d'amenée et autres - gain à la vente d'actifs non essentiels	-	-	44	-
	Pipelines d'amenée et autres - ajustement de droits de rattrapage	1	-	(3)	3
	Pipelines d'amenée et autres - coûts de mise en valeur	-	(2)	(5)	(6)
	Pipelines d'amenée et autres - incidence de la modification du taux d'imposition	-	-	(4)	-
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		36	19	(224)	463

Le bénéfice ajusté du secteur Oléoducs pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 a subi l'effet du transfert du réseau principal au Canada et du réseau régional des sables bitumineux dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes en date du 1^er septembre 2015. Depuis les transferts au groupe du fonds, les résultats tirés de ces actifs ne sont plus présentés dans le secteur Oléoducs, mais dans les résultats du groupe du fonds qui figurent dans les Placements à titre de promoteur. Le tableau de la page 8 fournit la ventilation du bénéfice ajusté des actifs du secteur Oléoducs transférés.
Avant la date de clôture du plan de restructuration des activités canadiennes, le 1^erseptembre 2015, le bénéfice ajusté du réseau principal au Canada a augmenté comparativement aux périodes correspondantes de 2014. La hausse du bénéfice d'une période à l'autre rend compte de l'accroissement du débit résultant de la forte production des sables bitumineux, allié à la demande soutenue de raffinage sur le marché du Midwest attribuable en partie au démarrage d'une raffinerie du Midwest convertie au traitement du pétrole brut lourd au deuxième trimestre de 2014. L'augmentation du débit au troisième trimestre de 2015 tient aussi à l'agrandissement du réseau principal au Canada de la société qui a été achevé en juillet 2015 et aux efforts fructueux de la société auprès des expéditeurs en vue d'optimiser l'utilisation de la capacité et d'accroître l'efficacité de l'ordonnancement. Bien que le débit ait augmenté par rapport aux périodes correspondantes de 2014, toute hausse supplémentaire de celui-ci en 2015 a été entravée par les travaux d'entretien aux installations en amont en Alberta au cours du deuxième et du troisième trimestre, ce qui s'est répercuté sur les volumes de brut léger, ainsi que par un arrêt imprévu d'une raffinerie dans le Midwest américain qui a influé sur les volumes de lourd acheminé au troisième trimestre. Au nombre des autres facteurs ayant contribué à faire augmenter le bénéfice ajusté, il faut noter les produits supérieurs tirés des terminaux et l'incidence du raffermissement du dollar américain puisque les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains. Le risque de change sur le bénéfice du réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure partie; cependant, le taux de change moyen de la couverture elle-même était supérieur durant la période de huit mois close le 31 août 2015, comparativement à la même période en 2014. Ces tendances se sont poursuivies en septembre et au quatrième trimestre de 2015, bien que les conséquences sur le débit des travaux d'entretien aux installations en amont et de la fermeture d'une raffinerie du Midwest, dont il a été question plus haut, aient été atténuées vers la fin du quatrième trimestre de 2015. De plus, le bénéfice ajusté du réseau principal au Canada pour le quatrième trimestre de 2015 comprend aussi les produits tirés de la canalisation 9B sur un mois, laquelle a été mise en service en décembre 2015. Le bénéfice ajusté du réseau principal au Canada pour le mois de septembre et le quatrième trimestre de 2015 est présenté dans les résultats du groupe du fonds, dans le secteur Placements à titre de promoteur, tandis que le bénéfice ajusté des périodes correspondantes de 2014 était présenté dans les résultats du secteur Oléoducs.
La diminution des droits repères résiduels moyens aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada pour la période de huit mois close le 31 août 2015 a annulé en partie les facteurs positifs susmentionnés, mais cette incidence a été atténuée à partir du deuxième trimestre de 2015 puisque ces droits ont augmenté de 0,10 $ US le baril pour passer à 1,63 $ US le baril avec prise d'effet le 1^er avril 2015. La variation des droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada se fait à l'inverse de celle des droits sur le réseau de Lakehead, qui ont été supérieurs en raison du recouvrement de coûts supplémentaires liés aux projets de croissance d'EEP. De plus, les nouvelles surcharges liées aux agrandissements du réseau, y compris la surcharge sur le pipeline reliant Edmonton à Hardisty achevé en avril 2015, ont également atténué les effets de la réduction des droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada. Au nombre des autres facteurs ayant contribué à faire baisser le bénéfice ajusté, il faut noter la hausse des coûts énergétiques découlant du débit supérieur, une charge d'amortissement plus élevée découlant du portefeuille d'actifs élargi et les charges d'intérêts sur l'encours de la dette accru à l'appui de l'intensification des activités commerciales. Ces tendances se sont aussi poursuivies en septembre et au quatrième trimestre de 2015.
Avant la clôture du plan de restructuration des activités canadiennes, le 1^erseptembre 2015, le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux était inférieur à celui de la période correspondante de 2014 et rendait compte d'une réduction des volumes contractuels sur le réseau principal Athabasca, atténuée en partie par des volumes non visés par des contrats plus élevés pour ce pipeline. La charge d'amortissement supérieure établie sur un portefeuille d'actifs élargi et des charges d'intérêts également plus élevées ont contribué à faire baisser le bénéfice ajusté d'une période à l'autre. Les effets négatifs ont été partiellement contrebalancés par l'augmentation du bénéfice tiré des nouveaux actifs mis en service en 2014 et 2015, notamment les projets d'agrandissement du terminal de Sunday Creek et du pipeline Woodland, qui sont entrés en service au troisième trimestre de 2015, et l'achèvement du pipeline Norealis en avril 2014. Ces tendances se sont poursuivies en septembre de même qu'au quatrième trimestre de 2015. Le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux pour le mois de septembre et le quatrième trimestre de 2015 est présenté dans les résultats du groupe du fonds, tandis que le bénéfice ajusté des périodes correspondantes de 2014 était présenté dans les résultats du secteur Oléoducs.
La hausse du bénéfice ajusté du pipeline Seaway et du pipeline Flanagan Sud s'explique par l'exploitation sur un exercice complet de la canalisation Flanagan Sud et de la canalisation jumelle du pipeline Seaway, toutes deux mises en service vers la fin de 2014. Au premier semestre de 2015, en raison de la répartition sur le réseau principal au Canada, le débit sur les pipelines Seaway et Flanagan Sud a été inférieur à celui faisant l'objet d'engagements pour ces pipelines. Toutefois, la répartition en amont a été partiellement redressée au deuxième semestre de 2015 par l'achèvement de l'agrandissement du réseau principal de la société en juillet 2015. Lorsque les expéditeurs liés par des engagements sur le pipeline Flanagan Sud ne sont pas en mesure de respecter leurs engagements pour ce qui est des volumes en raison de la répartition, ils sont temporairement relevés de leurs obligations, et ces volumes sont ajoutés aux volumes prévus dans leurs contrats ou à l'échéance de leurs contrats.
Le bénéfice ajusté du pipeline Spearhead s'est accru pour l'exercice complet et pour le quatrième trimestre de 2015. Cette hausse s'explique notamment par les hausses tarifaires et par l'expiration de crédits pour défaillance au quatrième trimestre de 2015, ainsi que par la baisse des coûts de l'énergie. Ces facteurs positifs ont été partiellement contrebalancés par une baisse du débit, qui a été plus prononcée au cours des neuf premiers mois de 2015 en raison de la répartition en amont, de l'entretien des raffineries, d'un arrêt imprévu et de pannes de courant.
Le bénéfice ajusté du pipeline Southern Lights a fléchi pour l'exercice complet et pour le quatrième trimestre de 2015, la majeure partie des retombées économiques du pipeline Southern Lights s'étant reflétée dans le bénéfice du groupe du fonds en raison de la souscription et de l'achat, en novembre 2014, de parts de catégorie A de Southern Lights par le groupe du fonds. Les parts de catégorie A procurent des flux de trésorerie déterminés provenant du pipeline Southern Lights. De plus, dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes entré en vigueur le 1^er septembre 2015, Enbridge a transféré toutes ses parts de catégorie B de Southern Lights Canada au groupe du fonds. Enbridge conserve indirectement toutes les parts de catégorie B de Southern Lights US.
Le bénéfice ajusté du secteur Pipelines d'amenée et autres s'est apprécié à l'exercice 2015 comparativement à l'exercice 2014. L'accroissement du bénéfice ajusté s'explique par l'augmentation du bénéfice du projet ferroviaire d'Eddystone achevé en avril 2014, le bénéfice additionnel découlant de certains contrats de stockage, l'augmentation des droits et du débit pour le pipeline de Toledo et l'apport du prolongement de l'accès vers le sud dont la mise en service a eu lieu en décembre 2015. La hausse du bénéfice ajusté a été quelque peu contrée par la progression des coûts d'expansion des affaires ne pouvant être capitalisés au premier trimestre de 2015, la baisse des droits moyens sur le pipeline Olympic et les impôts fonciers plus élevés sur le pipeline de Toledo au troisième trimestre de 2015.

Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur les résultats du secteur Oléoducs :

Le bénéfice (la perte) du réseau principal au Canada pour 2015 et 2014 tient compte des variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur des instruments financiers dérivés ayant servi à gérer les expositions au risque inhérentes à l'entente de tarification concurrentielle (« ETC »), à savoir le taux de change, la variabilité du coût de l'électricité et la provision pour les prix du pétrole d'allocation.
Le bénéfice (la perte) du réseau principal au Canada pour 2015 et 2014 comprend la charge d'amortissement et les intérêts débiteurs imputés à la canalisation 9B pendant qu'elle était hors exploitation pour en inverser le sens d'écoulement dans le cadre de l'initiative d'accès vers l'est de la société.
La perte du réseau principal au Canada pour 2015 comprend une radiation d'un actif réglementaire concernant les impôts relatifs au transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes.
Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux de 2015 et de 2014 tenait compte d'un ajustement de droits de rattrapage visant à constater les produits découlant de certains contrats fermes à long terme sur la durée de vie des contrats en question. Des droits de rattrapage sont accumulés par les expéditeurs lorsque les engagements minimaux quant au volume ne sont pas utilisés au cours de la période visée, mais dans certaines circonstances, ils peuvent servir à annuler les dépassements au cours de périodes futures, sous réserve des périodes d'échéance. En règle générale, aux termes des contrats d'expédition ferme, les paiements sont reçus proportionnellement sur la durée du contrat au fur et à mesure que la capacité est fournie, quel que soit le volume transporté, et ils ne sont pas remboursables. Si les droits sont utilisés au cours de périodes futures, les coûts liés à ce service de transport sont généralement récupérés auprès des expéditeurs, de sorte que peu de coûts sont pris en charge par Enbridge, voire aucun. Aux fins du calcul du bénéfice ajusté, la société tient compte de l'apport découlant de ces contrats proportionnellement sur la durée des contrats, à l'instar des paiements contractuels en trésorerie.
Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux de 2015 et de 2014 comprend une charge, avant recouvrements des compagnies d'assurance, découlant du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux de 2015 et de 2014 tient compte de recouvrements des compagnies d'assurance se rapportant au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
Le bénéfice (la perte) du réseau principal au Canada, du réseau régional des sables bitumineux et des pipelines d'amenée et autres rend compte de l'incidence de la modification du taux d'imposition des sociétés en Alberta sur les soldes d'impôts reportés d'ouverture.
Le bénéfice des pipelines d'amenée et autres de 2015 et de 2014 comprend certains coûts de mise en valeur liés à Northern Gateway, qui devraient être recouvrés au cours de la durée de vie du projet.

DISTRIBUTION DE GAZ

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)		49	58	180	158
Autres activités de distribution et de stockage de gaz		9	10	30	19
Bénéfice ajusté		58	68	210	177
	EGD - températures (supérieures) inférieures à la normale	(16)	1	11	36
	EGD - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés	-	-	(3)	-
	EGD - ajustement des coûts de séparation versés aux salariés	4	-	4	-
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		46	69	222	213

Les résultats d'exploitation d'EGD pour les deux exercices reflètent les tarifs calculés conformément à son régime de RI adapté. Le bénéfice ajusté supérieur pour l'exercice 2015 est principalement attribuable à des charges de distribution plus élevées liées à une clientèle accrue ainsi qu'à la croissance de la clientèle dépassant les attentes au cours de l'exercice, facteur intégré dans les tarifs. Malgré les résultats positifs d'un exercice à l'autre, EGD a affiché un recul d'un trimestre à l'autre en raison de l'augmentation de la charge d'impôt sur les bénéfices au quatrième trimestre de 2015, entraînée par la baisse des contributions d'avantages postérieurs à l'emploi et l'augmentation des charges d'exploitation et d'administration au cours de la période.
Le bénéfice des autres activités de distribution et de stockage de gaz pour l'exercice complet rend compte de l'absence d'une perte subie par Enbridge Gas New Brunswick Inc. (« EGNB ») en 2014 aux termes d'un contrat de vente de gaz naturel à la province du Nouveau-Brunswick. Étant donné l'hiver anormalement froid au premier trimestre de 2014, les coûts liés à l'exécution du contrat ont été supérieurs aux produits reçus. Compte non tenu de l'incidence du contrat susmentionné, échu en octobre 2014, le bénéfice ajusté d'EGNB a affiché une légère hausse en 2015 en raison de l'augmentation des produits tirés de la distribution.

GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Aux Sable		(5)	8	(7)	28
Services énergétiques		(11)	8	42	35
Alliance Pipeline US		-	5	-	41
Pipeline Vector		5	3	16	15
Secteur intermédiaire au Canada		12	6	41	23
Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore »)		(1)	1	(2)	(2)
Autres		(5)	(1)	(1)	(4)
Bénéfice (perte) ajusté		(5)	30	89	136
	Aux Sable - montant constaté au titre des ententes commerciales	(9)	-	(19)	-
	Services énergétiques - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés	60	138	152	424
	Secteur intermédiaire au Canada - incidence de modifications du taux d'imposition	-	-	(3)	-
	Offshore - gain à la cession d'actifs non essentiels	-	14	4	57
	Autres - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés	(1)	3	-	-
	Autres - incidence de modifications du taux d'imposition	(1)	-	(5)	-
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		44	185	218	617

Aux Sable a subi une perte pour l'exercice complet et pour le quatrième trimestre de 2015, principalement en raison du rétrécissement des marges de fractionnement attribuable au contexte actuel de repli des prix des marchandises, à l'absence d'apports à la hausse du mécanisme de partage des bénéfices et à la perte d'un contrat de traitement auprès d'un producteur à l'usine de conditionnement de Palermo. Les résultats de 2015 d'Aux Sable ont aussi subi l'incidence négative des coûts associés à l'approvisionnement en charge d'alimentation.
Le bénéfice ajusté du secteur Services énergétiques s'est apprécié pour l'exercice complet, rendant compte de la demande soutenue des raffineurs en pétrole brut comme charge d'alimentation, ce qui a donné lieu à des occasions de gestion des réservoirs plus favorables au cours du premier semestre de 2015. Le secteur Services énergétiques a subi une perte ajustée au quatrième trimestre de 2015, comparativement à un bénéfice ajusté à la période correspondante de 2014; cela tient à des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée ayant trait à des frais liés à la demande non recouvrés ainsi qu'à l'érosion des occasions de gestion des réservoirs durant le premier semestre de 2015 par suite d'une diminution de la demande de pétrole brut mélangé des raffineurs et de l'augmentation des approvisionnements en pétrole brut dans le golfe du Mexique. Le bénéfice ajusté du secteur Services énergétiques dépend des conditions du marché, et les résultats obtenus pour une période donnée pourraient ne pas être représentatifs des résultats de périodes futures.
Alliance Pipeline US n'a constaté aucun bénéfice en raison du transfert d'Alliance Pipeline US au groupe du fonds en novembre 2014.
Le bénéfice du pipeline Vector pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2015 témoigne de l'effet positif de charges d'exploitation et d'intérêts plus faibles en raison du remboursement de la dette. Ces incidences positives ont toutefois été partiellement contrebalancées par des produits de transport plus faibles d'un exercice à l'autre, compte tenu d'une demande de gaz naturel exceptionnellement élevée et de la capacité non engagée sur le pipeline Vector par suite des conditions hivernales anormalement rigoureuses qui ont frappé la région au premier trimestre de 2014.
Le relèvement du bénéfice du secteur intermédiaire au Canada rend compte de l'augmentation des droits au titre des achats fermes gagnés sur l'investissement de la société dans l'usine Cabin et les installations de Pipestone et de Sexsmith. La hausse du bénéfice tiré de Pipestone est tributaire des volumes accrus qui ont surpassé les niveaux prévus dans les contrats fermes ainsi que des résultats supplémentaires sur un exercice complet découlant de la dernière phase du projet, mis en service en juin 2014.
Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) d'Offshore pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2015 est comparable à celui des périodes correspondantes de 2014. Le résultat d'exploitation d'Offshore pour chaque période reflète la faiblesse persistante des volumes de gaz en raison de la moins grande production dans le golfe du Mexique. Les pertes ajustées d'Offshore en 2015 et en 2014 reflètent aussi le fait qu'aucun bénéfice n'a été tiré de certains actifs non essentiels, qui ont été vendus en mars et en novembre 2014. Pour l'exercice complet 2015, Offshore a aussi subi des pertes sur des participations dans certains pipelines faisant l'objet de coentreprises. Ces effets négatifs ont été partiellement contrebalancés en 2015 par le bénéfice tiré du tronçon Jack St. Malo du réseau de collecte de gaz de Walker Ridge achevé en décembre 2014.
La perte des autres activités non sectorielles pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2015 tient compte des incidences du plan de restructuration des activités canadiennes. À la suite de la clôture du plan, le 1^er septembre 2015, les résultats des parcs éoliens Lac Alfred, Massif du Sud, Blackspring Ridge et Saint Robert Bellarmin ne sont plus comptabilisés dans le secteur Oléoducs, traitement et services énergétiques, mais figurent plutôt dans les résultats du groupe du fonds, au sein du secteur Placements à titre de promoteur. Avant le 1^erseptembre 2015, le bénéfice ajusté du sous-secteur Autres affichait une hausse comparativement à la période correspondante de 2014. L'augmentation du bénéfice ajusté d'une période à l'autre tient compte de l'apport des nouveaux parcs éoliens, dont Wildcat et Magic Valley, acquis à la fin de 2014, et du bénéfice supplémentaire découlant de l'acquisition de participations additionnelles dans les projets éoliens Lac Alfred et Massif du Sud, achevés au quatrième trimestre de 2014, éléments partiellement contrebalancés par l'accroissement des coûts d'expansion des affaires ne pouvant être capitalisés dans le sous-secteur Autres.

Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur le bénéfice (la perte) du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques :

Le bénéfice (la perte) des services énergétiques pour chaque période tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la réévaluation de la juste valeur d'instruments financiers dérivés servant à gérer le risque lié à la rentabilité des opérations de transport et de stockage et à la réévaluation des stocks.
Le bénéfice ajusté des services énergétiques de 2014 ne tient pas compte d'une perte réalisée de 117 M$ subie pour mettre fin à certains contrats financiers dérivés à terme qui visaient à couvrir la valeur de la capacité de transport physique engagée sur certains marchés desservis par les services énergétiques, mais qui n'étaient plus efficaces à ce titre.
Les autres pertes pour 2015 tiennent compte de l'incidence de la modification du taux d'imposition des sociétés en Alberta sur les soldes d'ouverture des impôts reportés.

PLACEMENTS À TITRE DE PROMOTEUR

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Groupe du fonds		287	34	509	125
Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »)		45	40	231	197
Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP »)		37	49	119	107
Bénéfice ajusté		369	123	859	429
	Groupe du fonds - ajustement de droits de rattrapage	(2)	1	(3)	-
	Groupe du fonds - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés	(67)	-	(174	3
	Groupe du fonds - gains de change intersociétés non réalisés	14	-	43	-
	Groupe du fonds - coûts de l'opération de transfert	-	-	(3)	(2)
	Groupe du fonds - gain à la vente	-	-	5	-
	Groupe du fonds - incidence de la modification du taux d'imposition	-	-	(6)	-
	Groupe du fonds - réduction de valeur des soldes réglementaires	-	-	(3)	-
	Groupe du fonds - ajustement sur une période antérieure	(3)	-	(16)	-
	Groupe du fonds - coûts de séparation versés aux salariés	(10)	-	(10)	-
	Groupe du fonds - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B	(1)	-	(1)	-
	Groupe du fonds - règlements de compagnies d'assurance pour déversement	13	-	13	-
	EEP - cession de contrats	-	-	(1)	-
	EEP - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés	(2)	14	(6)	5
	EEP - ajustement de droits de rattrapage	-	-	1	(1)
	EEP - perte de valeur de l'écart d'acquisition	-	-	(167)	-
	EEP - perte de valeur d'actifs	(11)	(2)	(11)	(2)
	EEP - coûts de séparation versés aux salariés	-	(1)	-	(1)
	EEP - provision au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés	-	-	(32)	-
	EEP - coûts de correction de fuites	-	5	-	(12)
	EEP - essais hydrostatiques	(3)	-	(9)	-
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		297	140	479	419

L'augmentation substantielle du bénéfice ajusté du fonds pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2015 est largement attribuable au transfert de l'entreprise d'oléoducs au Canada et de certains des actifs canadiens d'énergie renouvelable d'Enbridge ainsi que de la totalité de sa participation économique de 91,9 % dans le groupe du fonds à la clôture du plan de restructuration des activités canadiennes, le 1^er septembre 2015. Les facteurs qui ont influé sur le bénéfice ajusté tiré des actifs transférés dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes sont les mêmes que ceux qui sont présentés sous les rubriques « Oléoducs » et « Gazoducs, traitement et services énergétiques ». Un autre élément a influé positivement sur le bénéfice ajusté du groupe du fonds pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2015, soit le bénéfice découlant des participations dans des gazoducs et des pipelines de diluants qui a été transféré par Enbridge au groupe du fonds en novembre 2014. La hausse du bénéfice ajusté de 2015 a été annulée en partie par les frais de financement supérieurs associés à la dette mobilisée pour l'acquisition des participations dans des gazoducs et des pipelines de diluants ainsi que par les impôts sur les bénéfices supérieurs.
EEP affiche une hausse du bénéfice ajusté pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2015. Cette augmentation rend compte de l'accroissement des débits et des droits au sein de l'entreprise de liquides d'EEP ainsi que de l'apport des nouveaux actifs mis en service en 2014 et 2015, principalement l'agrandissement du réseau principal au Canada de la société achevé en juillet 2015, et le remplacement et l'accroissement de capacité de la canalisation 6B achevés en 2014. De plus, le bénéfice ajusté d'EEP tient compte du bénéfice supérieur découlant du transfert, le 2 janvier 2015, du solde de 66,7 % de la participation dans Alberta Clipper antérieurement détenue par Enbridge par le truchement d'EELP. Cette hausse du bénéfice ajusté de l'entreprise de liquides d'EEP a été contrée en partie par la progression des frais d'exploitation et d'administration, les coûts énergétiques supplémentaires découlant du débit supérieur et la charge d'amortissement plus élevée inhérente à un portefeuille d'actifs plus vaste. Le bénéfice ajusté plus élevé de l'exercice 2015 a également profité des distributions sur les parts de catégorie D et des parts de distribution incitatives émises en faveur d'Enbridge en juillet 2014 conformément à l'opération de restructuration des capitaux propres et des distributions sur les parts de catégorie E émises en janvier 2015 dans le cadre du transfert d'Alberta Clipper. Enfin, les résultats de l'exercice 2015 rendent compte des volumes inférieurs des entreprises de gaz naturel et de LGN d'EEP qui s'expliquent principalement par la diminution du nombre de programmes de forage lancés par les producteurs. EEP détient ses entreprises de gaz naturel et de LGN directement et indirectement par le truchement de sa filiale en propriété exclusive, MEP.
Le bénéfice ajusté d'EELP s'est accru pour l'exercice complet grâce à l'apport des actifs récemment mis en service, plus particulièrement l'agrandissement du réseau principal de la société en juillet 2015 et l'accroissement de capacité de la canalisation 6B réalisé par étapes en 2014 dans le cadre du programme d'accès vers l'est de la société. La hausse du bénéfice en 2015 a été en partie annulée par le fait qu'aucun bénéfice n'a été tiré de la participation d'EELP dans Alberta Clipper, dont le transfert à EEP a eu lieu le 2 janvier 2015. Le bénéfice ajusté d'EELP s'est apprécié pour le quatrième trimestre de 2015, suivant la même tendance observée pour l'exercice complet; toutefois, le recul du bénéfice ajusté d'un trimestre à l'autre s'explique par l'absence de bénéfice tiré d'Alberta Clipper, comme il est indiqué ci-dessus.

Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur le secteur Placements à titre de promoteur :

Le bénéfice du groupe du fonds pour 2015 tient compte des variations des pertes non réalisées liées principalement à la juste valeur des instruments financiers dérivés ayant servi à gérer les expositions au risque inhérentes à l'ETC, à savoir le taux de change, la variabilité du coût de l'électricité et les prix des marchandises pour le pétrole d'allocation.
En 2015, le bénéfice du groupe du fonds reflète des coûts inhabituels de séparation versés aux salariés dans le cadre de la réduction de la main-d'œuvre entreprise à l'échelle d'Enbridge.
Le bénéfice du groupe du fonds pour 2015 tient compte de l'incidence de la modification du taux d'imposition des sociétés en Alberta sur les soldes d'ouverture d'impôts reportés.
Le bénéfice du groupe du fonds pour 2015 tient compte de recouvrements des compagnies d'assurance se rapportant au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013. Voir la rubrique « Oléoducs ».
Le bénéfice d'EEP pour 2015 comprend une perte de valeur de l'écart d'acquisition quant aux entreprises de gaz naturel et de LGN d'EEP en raison du déclin prolongé des prix des marchandises qui a entraîné une réduction des programmes de forage prévus des producteurs et a influé négativement sur les volumes des réseaux de gaz naturel et de LGN d'EEP.
Le bénéfice d'EEP pour 2015 reflète une perte de valeur d'actifs de 63 M$ US (perte de valeur de 11 M$ après impôts attribuable à Enbridge) sur les installations ferroviaires Berthold d'EEP qui découle du non-renouvellement de contrats postérieurement à 2016.
Le bénéfice d'EEP pour 2014 tient compte de charges liées aux coûts estimatifs, avant les règlements des compagnies d'assurance, associés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B.
Le bénéfice d'EEP de 2014 tient compte de coûts inhabituels de séparation versés aux salariés à la suite de redondances dans les activités d'EEP liées au gaz naturel et aux LGN.

ACTIVITÉS NON SECTORIELLES

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Noverco Inc.		22	21	50	43
Autres activités non sectorielles		(14)	(32)	(33)	(69)
Bénéfice (perte) ajusté		8	(11)	17	(26)
	Noverco - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés	(2)	-	(9)	(5)
	Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés	(33)	(151)	(520)	(378)
	Autres activités non sectorielles - perte liée au reclassement des couvertures de taux d'intérêt liées au plan de restructuration des activités canadiennes	-	-	(247)	-
	Autres activités non sectorielles - coûts des opérations liées au plan de restructuration des activités canadiennes	-	-	(16)	-
	Autres activités non sectorielles - ajustement hors période d'impôts sur les bénéfices reportés	-	-	71	-
	Autres activités non sectorielles - incidence de modifications de taux d'imposition	-	-	44	-
	Autres activités non sectorielles - coûts de l'opération de transfert	-	(6)	(6)	(6)
	Autres activités non sectorielles - perte de valeur d'actifs	(2)	-	(2)	-
	Autres activités non sectorielles - impôt sur des gains intersociétés à la vente de parts de sociétés en commandite	-	(157)	(39)	(157)
	Autres activités non sectorielles - gain à la vente d'un placement	-	-	-	14
	Autres activités non sectorielles - coûts de séparation versés aux salariés	(19)	-	(19)	-
	Autres activités non sectorielles - ajustement d'un exercice antérieur	3	-	(6)	-
Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		(45)	(325)	(732)	(558)

Le bénéfice ajusté de Noverco Inc. (« Noverco ») comprend le rendement sur le placement en actions privilégiées de la société ainsi que la quote-part du bénéfice de satellites provenant des investissements sous-jacents de Noverco dans des installations de distribution de gaz et de production d'électricité par le truchement de Société en commandite Gaz Métro (« Gaz Métro »). La hausse du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre rend compte d'une remontée du bénéfice d'exploitation de Gaz Métro rendue possible par le taux de change favorable entre les devises canadienne et américaine qui s'applique aux activités de Gaz Métro aux États-Unis et le bénéfice supplémentaire provenant de nouveaux actifs.
La perte ajustée des Autres activités non sectorielles a diminué en 2015. Cette diminution est attribuable à la baisse du montant net des frais de financement et de l'impôt sur les bénéfices du secteur Activités non sectorielles, qui a été annulée en partie par la hausse des dividendes versés sur les actions privilégiées en raison de l'accroissement du nombre d'actions privilégiées en circulation et de l'augmentation des charges d'exploitation et d'administration.

Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur la perte du secteur Activités non sectorielles :

La perte des autres activités non sectorielles de chaque exercice tient compte des variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur des instruments dérivés se rapportant aux positions de gestion du risque de change à terme.
La perte des autres activités non sectorielles pour 2015 tient compte d'un ajustement hors période visant à réduire la charge fiscale reportée liée aux dividendes intersociétés sur les actions privilégiées.
La perte des autres activités non sectorielles pour 2015 tient compte de l'incidence de la modification du taux d'imposition des sociétés en Alberta sur les soldes d'impôts reportés d'ouverture.
En 2015, la perte du secteur Autres activités non sectorielles comprend des coûts de séparation versés aux salariés dans le cadre de la réduction de la main-d'œuvre entreprise à l'échelle de la société.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge et ENF tiendront une conférence téléphonique conjointe le vendredi 19 février 2016 à 9 h, heure normale de l'Est (7 h, heure normale des Rocheuses), pour discuter des résultats de l'exercice 2015. 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 41445190#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/cvp6cnfg. Elle sera aussi reprise sur le Web 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 pendant sept jours suivant sa diffusion en composant sans frais le 1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 41445190#).

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 sur le continent, 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. La société 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 2 200 MW 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 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 dividendes futurs estimatifs; les prévisions de bénéfice ajusté par action; les prévisions de FTDLE par action; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; les attentes quant à l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes (ou l'« opération »); 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 LGN et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change prévus; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines; la fiabilité d'exploitation; les approbations 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 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 et les FTDLE 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 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 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 bénéfice (la perte) prévu(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE et les montants connexes par action, l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes sur les résultats d'Enbridge 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 coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur le coût 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 bénéfice ajusté, des prévisions des FTDLE, du rendement de l'exploitation, de l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes, 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 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 autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par 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.

POINTS SAILLANTS

			Trimestres clos		Exercices clos
			les 31 décembre		les 31 décembre
			2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
	Oléoducs¹		36	19	(224)	463
	Distribution de gaz		46	69	222	213
	Gazoducs, traitement et services énergétiques¹		44	185	218	571
	Placements à titre de promoteur¹		297	140	479	419
	Activités non sectorielles		(45)	(325)	(732)	(558)
	Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		378	88	(37)	1 108
	Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques		-	-	-	46
			378	88	(37)	1 154
	Bénéfice (perte) par action ordinaire		0,44	0,11	(0,04)	1,39
	Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire		0,44	0,10	(0,04)	1,37
Bénéfice ajusté²
	Oléoducs³		64	199	691	858
	Distribution de gaz		58	68	210	177
	Gazoducs, traitement et services énergétiques³		(5)	30	89	136
	Placements à titre de promoteur³		369	123	859	429
	Activités non sectorielles		8	(11)	17	(26)
			494	409	1 866	1 574
Bénéfice ajusté par action ordinaire²			0,58	0,49	2,20	1,90
Données sur les flux de trésorerie
	Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation		806	656	4 571	2 547
	Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement		(2 296)	(3 737)	(7 933)	(11 891)
	Flux de trésorerie liés aux activités de financement		1 457	3 221	2 973	9 770
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation⁴
	Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation		876	610	3 154	2 506
	Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire		1,03	0,73	3,72	3,02
Dividendes
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires		401	297	1 596	1 177
	Dividendes versés par action ordinaire		0,465	0,350	1,86	1,40
Actions en circulation(en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation			853	838	847	829
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation			860	849	858	840
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
	Réseau principal au Canada⁵		2 243	2 066	2 185	1 995
	Réseau régional des sables bitumineux⁶		726	725	759	703
	Réseau de Lakehead		2 388	2 187	2 315	2 113
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
	Alliance Pipeline Canada		1 481	1 547	1 488	1 556
	Alliance Pipeline US		1 642	1 693	1 645	1 682
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
	Volumes (en milliards de pieds cubes)		117	129	437	461
	Nombre de clients actifs (en milliers)⁷		2 129	2 098	2 129	2 098
	Degrés-jours de chauffage⁸
		Chiffres réels	1 007	1 261	3 710	4 044
		Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale	1 222	1 218	3 536	3 517


1	En date du 1^er septembre 2015, Enbridge a transféré son entreprise d'oléoducs au Canada et certains de ses actifs d'énergie renouvelable au Canada au groupe du fonds et l'a reclassée dans le secteur Placements à titre de promoteur dans le cadre plan de restructuration des activités canadiennes. La perte, avant la date de transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de 403 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (bénéfice de 320 M$en 2014; bénéfice de 261 M$en 2013) et le bénéfice, avant la date du transfert, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 1 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 2 M$en 2014; perte de 55 M$en 2013) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, une perte de 29 M$et un bénéfice de 6 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs des oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation.
2	Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs inhabituels, 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 dans les PCGR.
3	Le bénéfice ajusté, avant la date de transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de 508 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (688 M$en 2014; 631 M$en 2013) et le bénéfice ajusté, avant la date du transfert aux termes du plan de restructuration des activités canadiennes, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 6 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 3 M$en 2014; perte de 4 M$en 2013) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, un bénéfice ajusté de 146 M$et de 1 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs des oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation.
4	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, après 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 par les PCGR.
5	Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, qui aboutissent aux États-Unis ou dans l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
6	Les volumes se limitent au réseau principal Athabasca et au pipeline 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.

ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS

		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Produits d'exploitation
	Ventes de marchandises	6 074	6 192	23 842	28 281
	Ventes liées à la distribution de gaz	672	835	3 096	2 853
	Transport et autres services	2 168	1 770	6 856	6 507
		8 914	8 797	33 794	37 641
Charges
	Coûts des marchandises	5 878	5 926	22 949	27 504
	Coûts liés à la distribution de gaz	485	647	2 292	1 979
	Gestion et administration	1 232	917	4 248	3 281
	Amortissement	541	426	2 024	1 577
	Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements	(19)	(3)	(21)	100
	Perte de valeur de l'écart d'acquisition	-	-	440	-
		8 117	7 913	31 932	34 441
		797	884	1 862	3 200
Quote-part du résultat des satellites		116	117	475	368
Autres charges		(72)	(123)	(702)	(266)
Charges d'intérêts		(371)	(313)	(1 624)	(1 129)
		470	565	11	2 173
Impôts sur les bénéfices		(94)	(249)	(170)	(611)
Bénéfice (perte) des activités poursuivies		376	316	(159)	1 562
Activités abandonnées
	Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices	-	-	-	73
	Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées	-	-	-	(27)
Bénéfice des activités abandonnées		-	-	-	46
Bénéfice (perte)		376	316	(159)	1 608
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		76	(157)	410	(203)
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc.		452	159	251	1 405
Dividendes sur les actions privilégiées		(74)	(71)	(288)	(251)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.		378	88	(37)	1 154

Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
	Bénéfice (perte) des activités poursuivies	378	88	(37)	1 108
	Bénéfice des activités abandonnées, déduction faite des impôts	-	-	-	46
		378	88	(37)	1 154

Résultat par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
	Activités poursuivies	0,44	0,11	(0,04)	1,34
	Activités abandonnées	-	-	-	0,05
		0,44	0,11	(0,04)	1,39

Résultat dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
	Activités poursuivies	0,44	0,10	(0,04)	1,32
	Activités abandonnées	-	-	-	0,05
		0,44	0,10	(0,04)	1,37

ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL


		Trimestres clos		Exercices clos
		les 31 décembre		les 31 décembre
		2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte)		376	316	(159)	1 608
Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts
	Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie	327	(223)	198	(833)
	Variation des pertes non réalisées sur les couvertures d'investissement net	(183)	(136)	(903)	(270)
	Autres éléments du résultat global des satellites	13	6	30	10
	Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées	(215)	14	(191)	76
	Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées	(68)	34	(121)	158
	Reclassement dans le résultat des montants au titre de l'amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite	(1)	9	21	15
	Gains (pertes) actuariels sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite	51	(191)	51	(191)
	Variation de l'écart de conversion	662	551	3 347	1 238
	Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie décomptabilisées	-	-	(247)	-
Autres éléments du résultat global		586	64	2 185	203
Résultat global		962	380	2 026	1 811
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		17	(175)	292	(242)
Résultat global attribuable à Enbridge Inc.		979	205	2 318	1 569
Dividendes sur les actions privilégiées		(74)	(71)	(288)	(251)
Résultat global attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.		905	134	2 030	1 318

ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

Exercices clos les 31 décembre			2015	2014
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Actions privilégiées
	Solde au début de l'exercice		6 515	5 141
	Émission d'actions privilégiées		-	1 374
Solde à la fin de l'exercice			6 515	6 515
Actions ordinaires
	Solde au début de l'exercice		6 669	5 744
	Actions ordinaires émises		-	446
	Régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions		646	428
	Actions émises à l'exercice d'options sur actions		76	51
Solde à la fin de l'exercice			7 391	6 669
Surplus d'apport
	Solde au début de l'exercice		2 549	746
	Rémunération à base d'actions		35	31
	Options exercées		(19)	(14)
	Émission d'actions autodétenues		-	22
	Transfert de participation à Enbridge Energy Partners, L.P.		218	-
	Restructuration des capitaux propres d'Enbridge Energy Partners, L.P.		-	1 601
	Transfert de participation à Enbridge Income Fund		-	176
	Transfert de participation à Midcoast Energy Partners, L.P.		-	(18)
	Gain de dilution sur l'émission de parts de fiducie d'Enbridge Income Fund		355	-
	Gain de dilution sur une participation dans un satellite d'Enbridge Income Fund		132	-
	Perte de dilution sur une participation indirecte dans un satellite d'Enbridge Income Fund		(5)	-
	Gains de dilution et autres		36	5
Solde à la fin de l'exercice			3 301	2 549
Bénéfices non répartis
	Solde au début de l'exercice		1 571	2 550
	Bénéfice attribuable à Enbridge Inc.		251	1 405
	Dividendes sur les actions privilégiées		(288)	(251)
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires		(1 596)	(1 177)
	Dividendes versés sur la participation croisée		22	17
	Résorption de l'ajustement de la valeur de rachat cumulative attribuable à Enbridge Commercial Trust		541	-
	Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(359)	(973)
Solde à la fin de l'exercice			142	1 571
Cumul des autres éléments du résultat global
	Solde au début de l'exercice		(435)	(599)
	Autres éléments du résultat global attribuables aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.		2 067	164
Solde à la fin de l'exercice			1 632	(435)
Participation croisée
	Solde au début de l'exercice		(83)	(86)
	Émission d'actions autodétenues		-	3
Solde à la fin de l'exercice			(83)	(83)
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc.			18 898	16 786
Participations ne donnant pas le contrôle
	Solde au début de l'exercice		2 015	4 014
	Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		(407)	214
	Autres éléments du résultat global attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts
		Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie	161	(192)
		Variation de l'écart de conversion	273	146
		Reclassement dans le bénéfice des couvertures de flux de trésorerie réalisés	(236)	18
		Reclassement dans le bénéfice des couvertures de flux de trésorerie non réalisés	(83)	77
			115	49
	Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		(292)	263
	Distributions		(680)	(535)
	Apports		615	212
	Perte de dilution		(53)	-
	Acquisitions des parcs éoliens Magic Valley et Wildcat		-	351
	Transfert de participation à Enbridge Energy Partners, L.P.		(304)	-
	Restructuration des capitaux propres d'Enbridge Energy Partners, L.P.		-	(2 330)
	Transfert de participation à Midcoast Energy Partners, L.P.		-	39
	Autres		(1)	1
Solde à la fin de l'exercice			1 300	2 015
Total des capitaux propres			20 198	18 801
Dividendes payés par action ordinaire			1,86	1,40

ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE

			Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
			2015	2014	2015	2014
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Activités d'exploitation
	Bénéfice (perte)		376	316	(159)	1 608
		Bénéfice découlant des activités abandonnées	-	-	-	(46)
		Amortissement	541	426	2 024	1 577
		Impôts sur les bénéfices reportés	48	255	7	587
		Variation des (gains) pertes non réalisées sur les instruments dérivés, montant net	(37)	(152)	2 373	(96)
		Excédent des distributions en trésorerie par rapport à la quote-part du bénéfice des satellites	64	57	244	196
		Pertes de valeur	80	18	536	18
		Gains sur cessions	-	(22)	(94)	(38)
		Inefficacité des couvertures	31	49	(20)	210
		Provision pour réévaluation des stocks	149	170	410	174
		Autres	28	9	(62)	115
	Variation de l'actif et du passif réglementaires		(12)	11	41	22
	Variation des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements		(8)	(31)	(43)	(78)
	Variations de l'actif et du passif d'exploitation		(454)	(450)	(686)	(1 721)
	Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies		806	656	4 571	2 528
	Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées		-	-	-	19
			806	656	4 571	2 547
Activités d'investissement
	Nouvelles immobilisations corporelles		(1 963)	(3 127)	(7 273)	(10 524)
	Placements à long terme		(345)	(161)	(622)	(854)
	Placements à long terme soumis à restrictions		(15)	-	(49)	-
	Acquisition d'actifs incorporels		(12)	(55)	(101)	(208)
	Acquisitions		-	(394)	(106)	(394)
	Produits de cession		-	4	146	85
	Prêts à des sociétés affiliées, montant net		5	4	59	13
	Variation de la trésorerie soumise à restrictions		34	(8)	13	(13)
	Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies		(2 296)	(3 737)	(7 933)	(11 895)
	Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées		-	-	-	4
			(2 296)	(3 737)	(7 933)	(11 891)
Activités de financement
	Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme		51	99	(588)	734
	Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit		(937)	2 616	1 507	4 212
	Remboursements sur le financement du projet Southern Lights		-	(12)	-	(1 519)
	Émissions de débentures et de billets à moyen terme - Southern Lights		-	-	-	1 507
	Émission de débentures et de billets à moyen terme		2 213	1 080	3 767	5 414
	Remboursements sur les débentures et les billets à moyen terme		(25)	(523)	(1 023)	(1 348)
	Apports des participations ne donnant pas le contrôle		3	49	615	212
	Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle		(179)	(140)	(680)	(535)
	Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables		670	323	670	323
	Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(34)	(24)	(114)	(79)
	Émission d'actions privilégiées		-	-	-	1 365
	Émission d'actions ordinaires		10	8	57	478
	Dividendes sur les actions privilégiées		(74)	(71)	(288)	(245)
	Dividendes sur les actions ordinaires		(241)	(184)	(950)	(749)
			1 457	3 221	2 973	9 770
Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents libellés en devises			24	33	143	59
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents			(9)	173	(246)	485
Trésorerie et équivalents au début de la période - activités poursuivies			1 024	1 088	1 261	756
Trésorerie et équivalents au début de la période - activités abandonnées			-	-	-	20
Trésorerie et équivalents à la fin de l'exercice			1 015	1 261	1 015	1 261
Trésorerie et équivalents - activités abandonnées			-	-	-	-
Trésorerie et équivalents - activités poursuivies			1 015	1 261	1 015	1 261

ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE

31 décembre			2015	2014
(en millions de dollars canadiens)
Actifs
Actifs à court terme
	Trésorerie et équivalents		1 015	1 261
	Trésorerie soumise à restrictions		34	47
	Comptes débiteurs et autres créances		5 430	5 504
	Montants à recevoir de sociétés affiliées		7	241
	Stocks		1 111	1 148
			7 597	8 201
Immobilisations corporelles, montant net			64 434	53 830
Placements à long terme			7 008	5 408
Placements à long terme soumis à restrictions			49	-
Montants reportés et autres actifs			3 309	3 208
Actifs incorporels, montant net			1 348	1 166
Écart d'acquisition			80	483
Impôts sur les bénéfices reportés			839	561
			84 664	72 857
Passif et capitaux propres
Passifs à court terme
	Dette bancaire		361	507
	Emprunts à court terme		599	1 041
	Comptes créditeurs et autres dettes		7 351	6 444
	Montants à payer à des sociétés affiliées		48	80
	Intérêts à payer		324	264
	Passifs environnementaux		141	161
	Partie à court terme de la dette à long terme		1 990	1 004
			10 814	9 501
Dette à long terme			39 540	33 423
Autres passifs à long terme			6 056	4 041
Impôts sur les bénéfices reportés			5 915	4 842
			62 325	51 807
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables			2 141	2 249
Capitaux propres
	Capital-actions
		Actions privilégiées	6 515	6 515
		Actions ordinaires	7 391	6 669
	Surplus d'apport		3 301	2 549
	Bénéfices non répartis		142	1 571
	Cumul des autres éléments du résultat global		1 632	(435)
	Participation croisée		(83)	(83)
	Total des capitaux propres d'Enbridge Inc.		18 898	16 786
	Participations ne donnant pas le contrôle		1 300	2 015
			20 198	18 801
			84 664	72 857

INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre clos le 31 décembre 2015	Oléoducs	Distribution de gaz	Gazoducs, traitement et services énergétiques	Placements à titre de promoteur	Activités non sectorielles	Chiffres consolidés
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation	308	754	5 616	2 236	-	8 914
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz	(3)	(448)	(5 408)	(506)	2	(6 363)
Exploitation et administration	(149)	(138)	(58)	(857)	(30)	(1 232)
Amortissement	(71)	(78)	(38)	(344)	(10)	(541)
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements	-	-	-	19	-	19
	85	90	112	548	(38)	797
Quote-part du résultat des satellites	68	-	(12)	51	9	116
Autres produits (charges)	(18)	1	(2)	(2)	(51)	(72)
Produit (charges) d'intérêts	(78)	(42)	(24)	(277)	50	(371)
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices	(21)	(3)	(39)	(89)	58	(94)
Bénéfice	36	46	35	231	28	376
Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	-	-	9	66	1	76
Dividendes sur les actions privilégiées	-	-	-	-	(74)	(74)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.	36	46	44	297	(45)	378
Total de l'actif	12 541	9 546	7 793	50 237	4 547	84 664

Trimestre clos le 31 décembre 2014	Oléoducs	Distribution de gaz	Gazoducs, traitement et services énergétiques	Placements à titre de promoteur	Activités non sectorielles	Chiffres consolidés
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation	463	948	4 960	2 426	-	8 797
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz	-	(646)	(4 630)	(1 297)	-	(6 573)
Exploitation et administration	(296)	(131)	(39)	(423)	(28)	(917)
Amortissement	(137)	(79)	(32)	(173)	(5)	(426)
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements	7	-	-	(4)	-	3
	37	92	259	529	(33)	884
Quote-part du résultat des satellites	50	-	25	31	11	117
Autres produits (charges)	18	(5)	30	(5)	(161)	(123)
Produit (charges) d'intérêts	(112)	(42)	(26)	(162)	29	(313)
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices	27	24	(103)	(97)	(100)	(249)
Bénéfice (perte)	20	69	185	296	(254)	316
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(1)	-	-	(156)	-	(157)
Dividendes sur les actions privilégiées	-	-	-	-	(71)	(71)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.	19	69	185	140	(325)	88
Total de l'actif	27 657	9 320	7 601	23 515	4 764	72 857

Exercice clos le 31 décembre 2015	Oléoducs	Distribution de gaz	Gazoducs, traitement et services énergétiques	Placements à titre de promoteur	Activités non sectorielles	Chiffres consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation	1 730	3 560	20 862	7 642	-	33 794
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz	(8)	(2 300)	(20 008)	(2 927)	2	(25 241)
Exploitation et administration	(1 223)	(537)	(238)	(2 211)	(39)	(4 248)
Amortissement	(520)	(308	(178)	(986)	(32)	(2 024)
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements	4	-	-	17	-	21
Perte de valeur de l'écart d'acquisition	-	-	-	(440)	-	(440)
	(17)	415	438	1 095	(69)	1 862
Quote-part du résultat des satellites	296	-	(13)	201	(9)	475
Autres produits (charges)	11	(1)	20	(33)	(699)	(702)
Charges d'intérêts	(532)	(168)	(109)	(661)	(154)	(1 624)
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices	20	(24)	(142)	(499)	475	(170)
Bénéfice (perte)	(222)	222	194	103	(456)	(159)
Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(2)	-	24	376	12	410
Dividendes sur les actions privilégiées	-	-	-	-	(288)	(288)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.	(224)	222	218	479	(732)	(37)
Total de l'actif	12 541	9 546	7 793	50 237	4 547	84 664

Exercice clos le 31 décembre 2015		Oléoducs	Distribution de gaz	Gazoducs, traitement et services énergétiques	Placements à titre de promoteur	Activités non sectorielles	Chiffres consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation		2 283	3 216	23 023	9 119	-	37 641
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz		-	(1 979)	(21 921)	(5 583)	-	(29 483)
Exploitation et administration		(1 101)	(530)	(175)	(1 438)	(37)	(3 281)
Amortissement		(498)	(304)	(114)	(642)	(19)	(1 577)
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements		7	-	-	(107)	-	(100)
		691	403	813	1 349	(56)	3 200
Quote-part du résultat des satellites		160	-	136	86	(14)	368
Autres produits (charges)		12	(8)	38	5	(313)	(266)
Produit (charges) d'intérêts		(372)	(165)	(98)	(559)	65	(1 129)
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices		(24)	(17)	(318)	(263)	11	(611)
Bénéfice (perte) des activités poursuivies		467	213	571	618	(307)	1 562
Activités abandonnées
	Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices	-	-	73	-	-	73
	Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées	-	-	(27)	-	-	(27)
Bénéfice découlant des activités abandonnées		-	-	46	-	-	46
Bénéfice (perte)		467	213	617	618	(307)	1 608
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(4)	-	-	(199)	-	(203)
Dividendes sur les actions privilégiées		-	-	-	-	(251)	(251)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.		463	213	617	419	(558)	1 154
Total de l'actif		27 657	9 320	7 601	23 515	4 764	72 857

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