Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 345 M$, ou 0,41 $ par action ordinaire, au troisième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 5 nov. 2014) - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) -

POINTS SAILLANTS

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

• Perte de 80 M$ au troisième trimestre et bénéfice de 1 066 M$ pour la période de neuf mois, compte tenu de l'incidence des gains et des pertes hors trésorerie non réalisés liés à l'évaluation à la valeur du marché. 
   
• Bénéfice ajusté de respectivement 345 M$ et 1 165 M$, soit 0,41 $ et 1,41 $ par action ordinaire, pour le trimestre et la période de neuf mois à l'étude. 
   
• Nomination de John Whelen au poste de chef des finances d'Enbridge Inc. le 15 octobre 2014. 
   
• Poursuite de l'exécution de la stratégie de véhicule d'opérations à titre de promoteur d'Enbridge Inc. avec accord de transfert d'actifs et de participations à Enbridge Income Fund pour 1,8 G$ et annonce d'une proposition de transfert d'actifs à Enbridge Energy Partners, L.P. en contrepartie de 900 M$ US. 
   
• Mobilisation par Enbridge Inc. d'environ 1,1 G$ en capitaux par l'émission publique d'une combinaison de titres d'emprunt et d'actions privilégiées, ainsi que par le placement privé de 2 G$ en billets pour appuyer son plan de financement à long terme au troisième trimestre de 2014. 
   
• Acquisition par Enbridge Inc. d'une participation additionnelle de 225 M$ dans les projets éoliens de Lac-Alfred et de Massif du Sud. 
   
• Publication du Rapport sur la fiabilité opérationnelle 2014 d'Enbridge Inc. 
   
• Inscription d'Enbridge Inc. aux indices Dow Jones mondial et nord-américain axés sur la durabilité pour 2014. 
   

« Le bénéfice ajusté d'Enbridge a continué de progresser au troisième trimestre de 2014, tandis que se poursuivait l'exécution de notre programme record de dépenses en immobilisations à des fins de croissance, et nous sommes en bonne voie de réaliser notre objectif de bénéfice ajusté sur l'exercice se situant entre 1,84 $ et 2,04 $ par action, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge Inc. De plus, nous avons mis en œuvre notre plan stratégique quinquennal, en vigueur jusqu'en 2018, qui comprend notre programme record de dépenses en immobilisations à des fins de croissance de 44 G$, dont 33 G$ en projets sont garantis sur le plan commercial et actuellement en cours d'exécution. Les projets ayant été garantis ces deux dernières années nous permettent d'avoir confiance que nous serons en mesure de prolonger notre taux de croissance annuel moyen prévu de 10 à 12 % du bénéfice ajusté par action ordinaire jusqu'en 2018 et de stimuler une croissance soutenue au-delà de 2018. »

Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR

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

Le financement du programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance constitue l'une des grandes priorités d'Enbridge. Au troisième trimestre, la société a réalisé l'émission d'actions privilégiées pour un montant de 625 M$, faisant passer à 1,4 G$ le total des émissions d'actions privilégiées en 2014, et celui des émissions de titres d'emprunt à terme à 2,4 G$ pour un total de 5,9 G$ en 2014. La société a aussi eu recours à ses placements à titre de promoteur pour financer le programme. En septembre, la société a annoncé une opération de 1,8 G$ visant le transfert à Enbridge Income Fund (le « fonds ») d'un groupe de participations dans des gazoducs et pipelines de diluant, opération qui procurera au fonds des flux de trésorerie hautement prévisibles. Cette opération est la plus importante à laquelle prend part le fonds depuis sa création en 2003. Enbridge a en outre proposé de vendre sa participation de 66,7 % dans le tronçon américain du pipeline Alberta Clipper à Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »), pour environ 900 M$ US. EEP possède la participation restante de 33,3 % dans le pipeline Alberta Clipper. Le transfert proposé et les modalités s'y rapportant sont assujettis à l'examen d'un comité indépendant d'EEP.

« Les opérations conclues avec nos véhicules à titre de promoteurs créent de la valeur pour Enbridge, car elles sont des sources de financement à faible coût pour notre programme de croissance et elles maximisent la valeur des actifs générant de solides flux de trésorerie, a expliqué M. Monaco. Nos placements à titre de promoteurs font partie intégrante de notre stratégie financière globale, et nous croyons qu'ils continueront de procurer à nos actionnaires une valeur ajoutée à long terme. Le fonds a fait la preuve qu'il pouvait réunir des capitaux à des conditions favorables et pour Enbridge, et pour lui-même. Par ailleurs, cette opération devrait accroître les flux de trésorerie d'EEP et contribuer à rétablir l'entreprise en tant que source de financement à faible coût efficace pour Enbridge. »

Enbridge a fait progresser plusieurs projets au troisième trimestre, dans le cadre de son objectif d'amélioration de l'accès aux marchés de pétrole brut de l'Ouest canadien et de la région de Bakken. Les travaux techniques ont été achevés sur le pipeline Flanagan sud, un élément clé de l'initiative d'accès à la côte ouest du golfe de l'ordre de 5,4 G$, tandis que la prise de dispositions pour son remplissage a commencé et se poursuivra en novembre 2014. Le pipeline Flanagan sud ainsi que le doublement du pipeline de pétrole brut Seaway, dont les travaux techniques ont été achevés en juillet 2014, permettent d'acheminer une capacité supplémentaire de 585 000 barils par jour (« b/j ») de pétrole brut de l'Ouest canadien et de la région de Bakken au départ de Flanagan, en Illinois, vers le principal secteur de raffinage de la côte américaine du golfe. Par ailleurs, la société a franchi une phase essentielle de son programme d'accès vers l'est de 3,2 G$ avec l'achèvement du projet de remplacement et de prolongement de la canalisation 6B en septembre 2014. Les travaux, dans le cadre du projet, visaient notamment à remplacer environ 338 kilomètres (210 milles) de canalisations en Indiana et au Michigan, et de porter à 500 000 b/j la capacité de ce tronçon du réseau.

La mise en service du projet d'inversion et de prolongement de la canalisation 9B d'Enbridge a été retardée. En mars, l'Office national de l'énergie (« ONÉ ») a approuvé le projet sous réserve de conditions, mais a exigé de l'information supplémentaire de la part d'Enbridge au sujet de l'une des conditions. Enbridge a fourni les renseignements requis. Pour l'heure, la société n'est pas en mesure d'estimer la teneur du retard.

« Notre but pour la canalisation 9B a toujours été de respecter les exigences réglementaires - sinon de les surpasser - ainsi que d'assurer nos parties prenantes de notre engagement à exploiter ce pipeline en toute sécurité et à protéger l'environnement, a précisé M. Monaco. Nous avons donné suite à la demande de l'Office, qui souhaitait obtenir de l'information supplémentaire ainsi que des précisions quant à notre approche. Nous collaborons toujours avec l'Office pour répondre à ses questions et satisfaire à ses demandes et à ses exigences. »

En juillet 2014, la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO ») a approuvé la demande quinquennale fondée sur un modèle de réglementation incitative (« RI ») sur mesure d'Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »), sous réserve de certaines modifications. La demande de RI sur mesure définit les méthodes d'établissement des tarifs de distribution de gaz naturel sur une période de cinq ans allant de 2014 à 2018; elle permettra à EGD de recouvrer les capitaux investis et lui conférera la possibilité de générer un rendement supérieur au rendement permis sur les capitaux propres.

« Nous considérons la décision de la CÉO juste et équilibrée dans l'ensemble, a affirmé M. Monaco. Le plan de RI offre des occasions d'obtenir un rendement supérieur à celui permis au moyen d'une plus grande efficience et d'économies de coûts, ce qui profitera également à long terme aux payeurs de droits. Ce plan permet en outre d'engager les dépenses en immobilisations essentielles à la sécurité et à la fiabilité, sur lesquelles comptent nos clients. »

En octobre, la société a publié son Rapport sur la fiabilité opérationnelle 2014, qui souligne sa performance et ses progrès en la matière, alors qu'elle s'efforce d'atteindre une fiche de sécurité parfaite et zéro incident. « La sécurité et la fiabilité opérationnelle demeurent la priorité absolue d'Enbridge, a ajouté M. Monaco. Le rapport expose notre rendement de façon ouverte et transparente aux parties prenantes et au public. Nous avons fait des progrès marqués au titre de notre plan de gestion des risques d'exploitation, et le rapport met en lumière nos avancées vers l'atteinte de notre objectif : être le chef de file de l'industrie. »

En septembre, Enbridge s'est taillé une place au palmarès des indices Dow Jones mondial et nord-américain axés sur la durabilité pour 2014. Enbridge est l'une des trois sociétés du secteur énergétique inscrites à l'indice mondial, qui ne compte que 11 sociétés canadiennes sur un total de 319.

« Nous sommes extrêmement fiers, car voilà la preuve qu'Enbridge fait ce qu'il faut au chapitre de la performance en responsabilité sociale et de l'établissement de rapports, a indiqué M. Monaco. Nos parties prenantes comptent sur nous pour fournir un rendement exceptionnel sur les plans financier, social et environnemental. Notre inscription aux indices Dow Jones est non seulement une réalisation de taille, mais elle confirme l'efficacité de notre modèle d'exploitation et de notre démarche de gestion des occasions et des risques à l'appui de la viabilité à long terme de notre entreprise. »

Résultats d'exploitation

Au troisième trimestre de 2014, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est accru à 0,41 $ par action ordinaire, alors qu'il s'était chiffré à 0,34 $ au trimestre correspondant de 2013. Le bénéfice ajusté a augmenté pour passer à 1,41 $ par action pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2014, comparativement à 1,33 $ par action à la période correspondante de 2013. La société demeure en position de réaliser son objectif de bénéfice ajusté sur l'exercice 2014 se situant entre 1,84 $ et 2,04 $ par action.

La croissance du bénéfice ajusté au troisième trimestre est surtout attribuable au solide rendement de l'exploitation ainsi qu'à l'exécution réussie du programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance de la société, comme en fait foi la mise en service de nouveaux actifs. Cette tendance est particulièrement évidente dans les secteurs Oléoducs et Placements à titre de promoteur. Dans le secteur Oléoducs, la vigueur s'est maintenue sur le réseau principal au Canada en 2014, soutenue par le débit accru lié aux approvisionnements croissants de pétrole brut de l'Ouest canadien et par la demande plus forte de raffinage dans le secteur aval, de même que par les efforts fructueux de la société pour optimiser la capacité et le débit, et auprès des expéditeurs, pour améliorer l'efficacité des horaires. Au sein du réseau des sables bitumineux, le pipeline Norealis, mis en service en avril 2014, et le débit accru du réseau principal d'Athabasca sont demeurés d'importantes sources de croissance.

EEP a affiché une forte croissance du bénéfice ajusté au troisième trimestre de 2014. Les principaux moteurs de cette croissance ont été les nouveaux actifs entrés en service, surtout la canalisation 6B ayant subi des travaux de remplacement et de prolongement, de même que le débit accru sur les réseaux de Lakehead et du Dakota du Nord d'EEP. Enbridge a également bénéficié de l'achèvement des travaux de remplacement et de prolongement de la canalisation 6B par le truchement de sa participation de 75 % dans la portion américaine des projets de l'initiative d'accès vers l'est détenue par Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP »).

Le fonds, l'autre entreprise du secteur Placements à titre de promoteur de la société, a aussi contribué à la croissance du bénéfice ajusté au cours des neuf premiers mois de l'exercice. Toutefois, le bénéfice au troisième trimestre de 2014 a diminué comparativement à celui de la période correspondante de 2013, en raison d'impôts sur les bénéfices supérieurs.

En juillet 2014, la CÉO a approuvé la demande quinquennale d'EGD concernant une structure tarifaire fondée sur un modèle de RI sur mesure. Pour le premier semestre de 2014, l'exploitation d'EGD était soumise aux tarifs de distribution provisoires. Le 22 août 2014, une ordonnance tarifaire de la CÉO aux termes du mécanisme de RI a approuvé les tarifs définitifs avec prise d'effet le 1^er janvier 2014. Le bénéfice ajusté d'EGD a connu une légère hausse, l'ordonnance tarifaire ayant entraîné une diminution de la charge d'amortissement aux termes d'une nouvelle méthode pour comptabiliser l'amortissement ainsi que les réserves pour les frais futurs d'enlèvement et de restauration des lieux. Cette incidence favorable a néanmoins été annulée en partie par les tarifs définitifs réduits, exigeant un remboursement de la portion du tarif provisoire perçue auprès des clients antérieurement.

L'entreprise de services énergétiques affiche un recul du bénéfice ajusté au troisième trimestre, comparativement aux résultats de la même période en 2013. Les tendances défavorables qui se sont manifestées au premier semestre de l'exercice, notamment le rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et les conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée ainsi que des frais liés à la demande connexes non recouvrés, sont autant de facteurs qui ont continué d'exercer des pressions à la baisse sur le bénéfice ajusté. Ces tendances devraient se poursuivre au quatrième trimestre de 2014.

L'analyse du bénéfice ajusté ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés découlant du programme de couverture à long terme de la société, les gains issus de l'aliénation de placements ou d'actifs non essentiels ainsi que certains coûts et les recouvrements auprès des compagnies d'assurance relativement aux déversements de pétrole brut. Se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR.

APERÇU DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2014

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 troisième trimestre de 2014, la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établie à 80 M$, comparativement à un bénéfice de 421 M$ à la même période de 2013. Ce résultat négatif est principalement attribuable à un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. La société a un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt et de change et au risque lié au prix des marchandises. Les variations des incidences comptables non réalisées liées à l'évaluation à la valeur du marché de ce programme se traduisent par des bénéfices à court terme volatils, mais la société estime qu'elle sera en mesure de soutenir une croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes à long terme. Certains ajustements hors période constatés au troisième trimestre de 2013, y compris un ajustement hors trésorerie de 37 M$ après impôts, pour reporter les produits liés aux droits de compensation acquis dans le cadre de certains contrats de prise obligatoire à long terme au sein du réseau régional des sables bitumineux, ont aussi influé sur la comparabilité du bénéfice de la société d'un trimestre à l'autre. Un ajustement hors période de 31 M$ après impôts a également été comptabilisé pour le réseau régional des sables bitumineux relativement au recouvrement d'impôts sur les bénéfices dans le cadre d'un contrat à long terme, atténué en partie par une correction connexe apportée aux charges d'impôts reportées. De plus, au troisième trimestre de 2013, dans le secteur Distribution de gaz, un ajustement hors exercice de 56 M$ après impôts a été constaté par la société pour tenir compte d'une augmentation des frais liés au transport du gaz qui avaient été incorrectement reportés. Enfin, le bénéfice de la société pour le trimestre clos le 30 septembre 2014 rendait compte d'un montant de 51 M$ US (12 M$ après impôts attribuables à Enbridge) constaté par EEP relativement au déversement de pétrole provenant de la canalisation 6B en 2010. 
   
• Pour le troisième trimestre de 2014, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est accru pour se chiffrer à 345 M$, alors qu'il avait été de 278 M$ pour la période correspondante de 2013. Dans le secteur Oléoducs, le bénéfice ajusté rendait compte des apports supérieurs du réseau principal au Canada et du réseau régional des sables bitumineux. Le bénéfice ajusté du réseau principal au Canada a augmenté grâce au débit supérieur, mais il a été partiellement annulé par la diminution, d'un trimestre à l'autre, des droits repères résiduels moyens aux termes du tarif international conjoint sur le réseau principal au Canada et par l'absence continue de produits provenant de la canalisation 9B. Au sein du réseau régional des sables bitumineux, l'augmentation du bénéfice ajusté est principalement attribuable à l'apport du pipeline Norealis et au débit supérieur du réseau principal d'Athabasca. En juillet 2014, la CÉO a approuvé la demande fondée sur un modèle de RI sur mesure d'EGD, sous réserve de certaines modifications. Le bénéfice ajusté d'EGD a connu une légère hausse et rendait compte de l'ordonnance tarifaire du 22 août 2014 de la CÉO dans le cadre du mécanisme de RI, laquelle a approuvé les tarifs définitifs, avec prise d'effet le 1^er janvier 2014. EGD a exercé ses activités durant le premier semestre de 2014 conformément aux tarifs de distribution provisoires approuvés par la CÉO. L'ordonnance tarifaire a entraîné une diminution de la charge d'amortissement aux termes d'une nouvelle méthode pour comptabiliser l'amortissement ainsi que les réserves pour les frais futurs d'enlèvement et de restauration des lieux. Cette incidence favorable a été annulée en partie par les tarifs définitifs réduits, exigeant un remboursement de la portion du tarif provisoire perçue auprès des clients antérieurement. Au nombre des autres facteurs non récurrents ayant influé sur la comparabilité des résultats d'EGD d'un trimestre à l'autre, on note l'ajustement du coût de transport de gaz visant le premier semestre de 2013 constaté au troisième trimestre de 2013. L'entreprise de services énergétiques affiche un recul du bénéfice ajusté au troisième trimestre de 2014, comparativement aux résultats exceptionnellement élevés de la même période de 2013, en raison du rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée ainsi que des frais liés à la demande connexes non recouvrés. Cette tendance constatée au sein des Services énergétique, qui a eu une incidence négative au premier semestre de 2014, devrait se maintenir au quatrième trimestre de 2014. EEP a dégagé de solides résultats au troisième trimestre de 2014 grâce à la mise en service de nouveaux actifs, en particulier le remplacement et le prolongement de la canalisation 6B réalisés en plusieurs étapes au cours de 2014. La canalisation 6B est un élément clé de l'initiative d'accès vers l'est de la société. La hausse du débit et des droits sur les principaux oléoducs d'EEP a aussi contribué à un bénéfice ajusté supérieur. De plus, Enbridge a bénéficié de l'achèvement des travaux de remplacement et de prolongement de la canalisation 6B par le truchement de sa participation de 75 % dans la portion américaine des projets d'accès vers l'est détenue par EELP. Le fond a affiché un bénéfice ajusté inférieur au troisième trimestre de 2014 en raison d'une augmentation des impôts sur les bénéfices. 
   
• La société a nommé John Whelen au poste de vice-président directeur et chef des finances à compter du 15 octobre 2014. J. Richard Bird demeure vice-président directeur, Expansion des affaires jusqu'à son départ à la retraite, prévu pour le 31 décembre 2014. Par ailleurs, J. Herb England nommé président du comité d'audit, des finances et des risques du conseil d'administration à compter du 15 octobre également. David Leslie, président sortant du comité d'audit, des finances et des risques, prendra se retirera du conseil d'administration le 6 novembre 2014. 
   
• Le 23 septembre 2014, la société a conclu une entente aux fins d'acquérir une participation supplémentaire dans le projet éolien de 300 mégawatts (« MW ») de Lac-Alfred (« Lac-Alfred ») et le projet éolien de 150 MW du Massif du Sud (« Massif du Sud ») d'un partenaire existant, EDF EN Canada Inc. Dans le cadre de cette entente, Enbridge investira environ 225 M$ pour acquérir une participation supplémentaire de 17,5 % dans le projet de Lac-Alfred et une autre tranche de 30 % dans le projet du Massif du Sud. L'opération de Lac-Alfred a été conclue en octobre 2014 et Enbridge détient désormais une participation de 67,5 % dans le projet de Lac-Alfred. L'opération du Massif du Sud devrait se conclure au quatrième trimestre de 2014 et Enbridge détiendra une participation de 80 % dans le projet du Massif du Sud à la clôture de cette opération. 
   
• Le 22 septembre 2014, Enbridge et le fonds ont annoncé la conclusion d'une entente aux termes de laquelle le fonds ferait l'acquisition auprès d'Enbridge d'une participation de 50 % dans le tronçon américain du pipeline d'Alliance et qu'il procéderait également à la souscription et à l'achat de parts de catégorie A des filiales d'Enbridge qui détiennent indirectement les tronçons canadien et américain du pipeline Southern Lights. Les parts de catégorie A, qui ne confèrent aucun droit de vote ni aucun droit de gouvernance ou de propriété dans le pipeline Southern Lights, procureront au fonds des flux de trésorerie définis. La contrepartie totale pour l'opération proposée est d'environ 1,8 G$. À la clôture de l'opération, Enbridge touchera près de 421 M$ au comptant et 461 M$ sous forme de parts privilégiées d'Enbridge Commercial Trust, filiale du fonds. Aux termes de l'entente, Enbridge a convenu de fournir au fonds un financement par emprunt provisoire sous forme d'un billet à long terme de 878 M$ à payer par le fonds portant intérêt au taux de 5,5 % par an. Selon toute attente, le fonds devrait rembourser le billet à payer de façon accélérée par l'émission de titres de créance. De plus, le fonds émettra à Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») des parts de fiducie d'un montant de 421 M$ pour financer la composante au comptant de la contrepartie. Enbridge affectera un montant d'environ 84 M$ au comptant à l'acquisition d'actions ordinaires d'ENF pour ainsi maintenir sa participation de 19,9 % dans ENF. L'opération est assujettie aux approbations habituelles au titre de la réglementation, notamment la législation en matière de concurrence au Canada et aux États-Unis. Si elle est approuvée, l'opération devrait procurer à Enbridge un montant net d'environ 1,2 G$ en vue du financement de son vaste programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance. L'opération devrait être conclue au quatrième trimestre de 2014. 
   
• Le 17 septembre 2014, Enbridge et EEP ont annoncé la proposition d'Enbridge de transférer sa participation actuelle de 66,7 % dans le tronçon américain du pipeline Alberta Clipper, détenue actuellement par le truchement d'une filiale en propriété exclusive d'Enbridge aux États-Unis, à EEP pour environ 900 M$ US. EEP détient actuellement l'autre tranche de 33,3 % d'Alberta Clipper. La contrepartie proposée inclut un montant au comptant d'environ 300 M$ US majoré d'approximativement 600 M$ US en parts de catégorie E à être émises à Enbridge par EEP. Les modalités et le transfert proposés sont assujettis à la révision et à la recommandation d'un comité indépendant d'EEP. La clôture du transfert devrait avoir lieu d'ici la fin de 2014. Les parts de catégorie E à être émises à Enbridge donneraient droit aux mêmes distributions que les parts de catégorie A détenues par le public et seraient convertibles en des parts de catégorie A, part sur part, au gré d'Enbridge. Les parts de catégorie E seraient rachetables à l'option d'EEP après 30 ans, si non converties par Enbridge. Les parts auraient un privilège liquidatif égal à leur juste valeur à la clôture. La participation économique d'Enbridge dans EEP augmenterait pour passer de près de 34 à près de 36 % à la suite du transfert. 
   
• Depuis le 30 juin 2014, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
  • Le 30 septembre 2014, Midcoast Energy Partners, L.P., a procédé à un placement privé de billets de premier rang pour un produit brut de 400 M$ US.
  • Le 23 septembre 2014, Enbridge a émis 11 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 15 pour un produit brut de 275 M$.
  • Le 22 août 2014, Enbridge a émis des billets à moyen terme pour un montant de 215 M$ à échéance de 10 ans et pour un montant de 215 M$ à échéance de 30 ans par l'entremise de sa filiale EGD.
  • Le 18 août 2014, Enbridge a émis des titres d'emprunt à long terme par placement privé pour un produit brut de 352 M$ et de 1 061 M$ US, montant affecté au remboursement de facilités de crédit pour la construction du projet Southern Lights, à raison d'un dollar pour un dollar.
  • Le 17 juillet 2014, Enbridge a réalisé l'émission de 14 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 13 pour un produit brut de 350 M$.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 22 octobre 2014, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1^er décembre 2014 aux actionnaires inscrits le 14 novembre 2014.

Actions ordinaires		0,35000 $
Actions privilégiées, série A		0,34375 $
Actions privilégiées, série B		0,25000 $
Actions privilégiées, série D		0,25000 $
Actions privilégiées, série F		0,25000 $
Actions privilégiées, série H		0,25000 $
Actions privilégiées, série J		0,25000 $ US
Actions privilégiées, série L		0,25000 $ US
Actions privilégiées, série N		0,25000 $
Actions privilégiées, série P		0,25000 $
Actions privilégiées, série R		0,25000 $
Actions privilégiées, série 1		0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3		0,25000 $
Actions privilégiées, série 5		0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7		0,27500 $
Actions privilégiées, série 9		0,27500 $
Actions privilégiées, série 11		0,27500 $
Actions privilégiées, série 13(1)		0,41290 $
Actions privilégiées, série 15(2)		0,20790 $

1. Les premiers dividendes déclarés pour les actions privilégiées de série 13 comprennent les dividendes courus à partir du 17 juillet 2014, date d'émission des actions. Le dividende trimestriel régulier de 0,275 $ par action entrera en vigueur le 1^er mars 2015.
2. Les premiers dividendes déclarés pour les actions privilégiées de série 15 comprennent les dividendes courus à partir du 23 septembre 2014, date d'émission des actions. Le dividende trimestriel régulier de 0,275 $ par action entrera en vigueur le 1^er mars 2015.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 5 novembre 2014 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2014. 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 38270286#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://www.media-server.com/m/p/i49imvs7. Elle sera aussi reprise sur le Web et en baladodiffusion quelque deux heures après sa conclusion et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise jusqu'au 12 novembre 2014 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 ainsi que le code d'accès 38270286#.

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

Enbridge Inc., société canadienne, est un chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord et a figuré au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde au cours des six dernières années. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde. La société est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. En tant que producteur d'électricité, Enbridge possède des participations dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de 1 800 mégawatts et accroît sa participation dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 10 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2014. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

INFORMATION PROSPECTIVE

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

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

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

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

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

RAPPROCHEMENTS HORS PCGR

		Trimestres clos les 30 septembre			Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
		2014	2013		2014	2013
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires		(80)	421		1 066	713
Éléments d'ajustement :
Oléoducs
	Réseau principal au Canada - variations des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	231	(133)		192	125
	Réseau principal au Canada - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B	2	-		6	-
	Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage	(5)	-		(5)	-
	Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de droits de rattrapage	-	37		-	37
	Réseau régional des sables bitumineux - règlements de compagnies d'assurance pour déversement	-	-		(4)	-
	Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations	4	13		4	53
	Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de recouvrements aux termes de contrats à long terme, montant net	-	(31)		-	(31)
	Pipeline Southern Lights - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	9	-		9	-
	Pipeline Seaway - ajustement de droits de rattrapage	11	-		11	-
	Pipeline Spearhead - ajustement de droits de rattrapage	-	-		1	-
	Pipelines d'amenée et autres - ajustement de droits de rattrapage	(1)	-		(3)	-
	Pipelines d'amenée et autres - coûts d'aménagement des projets	1	-		4	-
Distribution de gaz
	EGD - températures supérieures (inférieures) à la normale	2	-		(35)	4
	EGD - ajustement hors période de coûts de transport du gaz	-	56		-	56
Gazoducs, traitement et services énergétiques
	Services énergétiques - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	(71)	(18)		(288)	(131)
	Offshore - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	2	-		2	-
	Offshore - gain à la vente d'actifs non essentiels	-	-		(43)	-
	Autres - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	1	4		3	60
Placements à titre de promoteur
	EEP - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	6	6		9	3
	EEP - ajustement de droits de rattrapage	-	-		1	-
	EEP - coûts de correction de déversement	12	5		17	35
	EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement	-	-		-	(6)
	EEP - écart ou modification du taux d'imposition	-	-		-	3
	Le fonds - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	(3)	-		(3)	-
	Le fonds - ajustement de droits de rattrapage	1	-		1	-
	Le fonds - coûts des opérations de transfert	2	-		2	-
Activités non sectorielles
	Noverco - variations des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	-	(5)		5	(4)
	Autres activités non sectorielles - variations des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés(1)	221	(77)		227	177
	Autres activités non sectorielles - gain à la vente d'un placement	-	-		(14)	-
	Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers	-	-		-	(4)
	Autres activités non sectorielles - incidence de la modification du taux d'imposition	-	-		-	(18)
Bénéfice ajusté		345	278		1 165	1 072

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

POINTS SAILLANTS
			Trimestres clos			Périodes de neuf mois closes
			les 30 septembre			les 30 septembre
			2014	2013		2014	2013
(en millions de dollars canadiens, sauf les données par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
	Oléoducs		(31)	301		444	381
	Distribution de gaz		(11)	(85)		144	49
	Gazoducs, traitement et services énergétiques		88	68		386	257
	Placements à titre de promoteur		108	75		279	189
	Activités non sectorielles		(234)	62		(233)	(163)
Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires			(80)	421		1 020	713
Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques			-	-		46	-
			(80)	421		1066	713
	Bénéfice (perte) par action ordinaire		(0,10)	0,52		1,29	0,89
	Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire		(0,10)	0,51		1,27	0,88
Bénéfice ajusté(1)
	Oléoducs		221	187		659	565
	Distribution de gaz		(9)	(29)		109	109
	Gazoducs, traitement et services énergétiques		20	54		106	186
	Placements à titre de promoteur		126	86		306	224
	Activités non sectorielles		(13)	(20)		(15)	(12)
			345	278		1165	1 072
	Bénéfice ajusté par action ordinaire(1)		0,41	0,34		1,41	1,33
Données sur les flux de trésorerie
	Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation		746	830		1891	2 560
	Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement		(2525)	(2 562)		(8154)	(6 154)
	Flux de trésorerie liés aux activités de financement		1 594	1 175		6 549	2 326
Dividendes
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires		296	261		880	774
	Dividendes payés par action ordinaire		0,3500	0,3150		1,0500	0,9450
Actions en circulation(en millions)
	Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation		835	814		826	803
	Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation		847	824		837	814
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
	Réseau principal au Canada(2)		2 039	1 736		1 970	1 707
	Réseau régional des sables bitumineux(3)		690	578		697	490
	Pipeline Spearhead		190	172		190	174
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
	Volumes (en milliards de pieds cubes)		44	44		332	299
	Nombre de clients actifs (en milliers)(4)		2 076	2 040		2 076	2 040
	Degrés-jours de chauffage(5)
		Chiffres réels	84	89		2 783	2 378
		Prévisions fondées sur la température normale	61	54		2 299	2 420
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
		Alliance Pipeline US	1 660	1 514		1 694	1 569
		Pipeline Vector	1 201	1 406		1 434	1 511
		Enbridge Offshore Pipelines	1 501	1 458		1 485	1 420

1. 1 Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite par les PCGR.
2. Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, soit à destination des États-Unis et de l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
3. Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline de Waupisoo et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
4. Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
5. La mesure des degrés-jours de chauffage en est une de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

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