Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 328 M$, ou 0,40 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre
1 août 2014
CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 1 août 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.)
- Bénéfice de 756 M$ au deuxième trimestre et bénéfice de 1 146 M$ pour le semestre tenant compte 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 328 M$ et 820 M$, soit 0,40 $ et 1,00 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre et au premier semestre.
- Annonce par Enbridge Inc. et Enbridge Energy Partners, L.P. d'une restructuration des capitaux propres liée aux droits à des primes sous forme de distribution à titre de commandité au sein d'Enbridge Energy Partners, L.P.
- Poursuite de l'exécution du plan de financement à long terme d'Enbridge Inc. et mobilisation d'environ 3,3 G$ en capitaux depuis la fin du premier trimestre par le truchement d'émissions de titres d'emprunt et de titres de participation.
- Désignation de Marathon Petroleum Corporation comme expéditeur principal et partenaire du projet de prolongement de l'accès vers le sud de 0,9 G$ US, qu'il financera à hauteur de 35 %.
- Approbation par la Commission de l'énergie de l'Ontario de la demande quinquennale d'Enbridge Gas Distribution Inc. fondée sur un modèle de réglementation incitative.
- Approbation par le gouvernement du Canada du projet Northern Gateway, sous réserve de conditions.
Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) - « Les résultats du premier semestre de 2014 correspondent à nos attentes et à notre objectif d'un 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. De façon générale, nous sommes centrés plus que jamais sur la mise en œuvre de notre plan stratégique et sur nos grandes priorités que sont la sécurité et la fiabilité opérationnelle, l'exécution de nos projets de croissance ainsi que l'élargissement et la diversification de nos secteurs de croissanc au-delà de 2017. Grâce à ce plan, comprenant un programme de croissance de 42 G$, dont 37 G$ en projets sont garantis sur le plan commercial et doivent être mis en service d'ici 2017, nous sommes toujours confiants quant à notre capacité de réaliser un taux de croissance annuel moyen du bénéfice par action entre 10 et 12 % jusqu'en 2017. En ce qui a trait à notre croissance après 2017, un certain nombre de facteurs sont en outre de très bon augure. »
« Dans notre plus vaste secteur, Oléoducs, nous axons notre stratégie autour des besoins de notre clientèle, soit une capacité pipelinière accrue et un accès à de nouveaux marchés, afin de répondre à la forte croissance soutenue des approvisionnements nord-américains, a poursuivi M. Monaco. L'accès aux marchés demeure un impératif stratégique, et nous faisons des progrès marqués en ce sens. Nous avons achevé les travaux mécaniques dans le cadre de la construction du doublement du pipeline Seaway, et nous prévoyons terminer le projet Flanagan sud à l'automne, ce qui accroîtra la capacité de transport de pétrole brut lourd de 600 000 barils par jour vers les principaux centres de raffinage de la côte américaine du golfe du Mexique. D'ici à la fin de 2016, nous escomptons mettre en service des projets qui ouvriront de nouveaux débouchés pour une capacité supplémentaire d'environ 1,7 million de barils par jour. »
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.
Depuis la fin du premier trimestre, Enbridge est restée active sur les marchés de capitaux et a mobilisé quelque 0,5 G$ au moyen d'un appel public à l'épargne prévoyant l'émission d'actions ordinaires, dont le produit servira à financer les capitaux supplémentaires requis dans le cadre du programme de remplacement de la canalisation 3 et à combler les besoins généraux de la société. En outre, Enbridge a mobilisé environ 0,9 G$ en actions privilégiées rachetables cumulatives, 1,5 G$ US en billets de premier rang et 0,3 G$ en billets à moyen terme.
À compter du 1er juillet 2014, Enbridge et Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») ont procédé à la restructuration des capitaux propres d'EEP, en vertu de laquelle Enbridge, à titre de commandité d'EEP, a aboli irrévocablement ses droits à des primes sous forme de distribution en échange de parts de catégorie D et de nouvelles parts de distribution incitatives. La quote-part du commandité des distributions en trésorerie supplémentaires sera par ailleurs ramenée de 48 % de toutes les distributions en excédent de 0,4950 $ US par part par trimestre à 23 % de toutes les distributions en excédent de 0,5435 $ US par part par trimestre. Cette restructuration a pour but de rehausser les paramètres économiques des projets d'investissement et des occasions de croissance d'EEP, tout en rétablissant EEP en tant que placement à titre de promoteur solide et source efficace de financement pour Enbridge par le truchement de futurs transferts.
« Cette restructuration fait fond sur les efforts entrepris au dernier exercice pour rétablir EEP en tant que placement à titre de promoteur avantageux pour Enbridge, a ajouté M. Monaco. La solidité d'EEP permettra en effet de soutenir les priorités stratégiques de la société, soit exécuter son programme de croissance et assurer sa croissance au-delà de 2017. »
Le 1er juillet 2014, EEP a réalisé le transfert d'une participation supplémentaire de son entreprise intermédiaire de gaz naturel et de liquides de gaz naturel (« LGN ») à Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP ») pour une contrepartie au comptant de 350 M$ US. Il s'agissait du premier transfert de participation depuis l'appel public à l'épargne initial prévoyant l'émission de parts de MEP. Nouvelle source de financement à faible coût, les transferts à MEP rehaussent l'efficacité du financement d'EEP tout en rétablissant EEP en tant que placement à titre de promoteur solide pour Enbridge.
Le 17 juin 2014, le gouvernement du Canada a approuvé le projet Northern Gateway (« Northern Gateway »). Cette approbation, qui conclut l'examen d'un projet pipelinier le plus exhaustif de l'histoire canadienne, est assujettie à 209 conditions recommandées par la Commission d'examen conjoint (« CEC »).
« La décision du gouvernement fédéral confirme la position d'Enbrige selon laquelle le projet peut être aménagé et exploité en toute sécurité, et l'ouverture de nouveaux marchés pour nos ressources énergétiques est dans l'intérêt national du Canada, a commenté M. Monaco. Il reste cependant beaucoup de travail à faire. Nous continuerons à mettre l'accent sur trois priorités : respecter les conditions de la CEC, poursuivre la collaboration avec la province de la Colombie-Britannique quant aux cinq conditions de l'appui des pipelines de liquides et continuer à faire participer les communautés autochtones afin de renforcer leur confiance et leur soutien. »
Le 28 juillet 2014, le conseil d'Enbridge a nommé Marcel R. Coutu au poste d'administrateur. M. Coutu est l'ancien président du conseil de Syncrude Canada Ltd., projet intégré d'exploitation de sables bitumineux, et l'ancien président et chef de la direction de Canadian Oil Sands Limited. Il est actuellement administrateur de Brookfield Asset Management, de Power Corporation du Canada, de The Great-West Lifeco Inc. et de Société financière IGM Inc. ainsi que membre du conseil d'administration du Calgary Exhibition and Stampede, organisme sans but lucratif.
Également au deuxième trimestre, la société a annoncé que J. Richard Bird, vice-président directeur, chef des finances et Expansion des affaires, prévoit prendre sa retraite d'ici la fin de 2014. Au moment du départ à la retraite de M. Bird, ses responsabilités seront partagées entre deux rôles distincts, soit ceux de chef des finances et de chef du développement. Enbridge a par ailleurs annoncé la nomination de John Whelen à titre de vice-président principal, Finances et de Vern Yu à titre de vice-président principal, Expansion des affaires en date du 1er juillet 2014.
« Richard a été un atout pour Enbridge pendant plus de 20 ans, ayant fortement contribué au succès de la société et il nous manquera indiscutablement. Notre processus de relève nous assure toutefois de nommer des personnes hautement qualifiées et préparées aux postes de direction clés, a conclu M. Monaco. MM. Whelen et Yu seront soutenus dans leurs nouvelles fonctions pour le reste de l'année par M. Bird, dont l'approche disciplinée perdurera, nous en sommes persuadés. »
Résultats d'exploitation
Au deuxième trimestre, le bénéfice ajusté d'Enbridge a augmenté de 5 % ou 0,40 $ par action ordinaire et s'est maintenu à 1,00 $ par action ordinaire pendant le premier semestre de 2014, comparativement aux périodes correspondantes de 2013. Les résultats ont été à la hauteur des attentes de la direction et ont égalé ceux, exceptionnellement forts, de l'exercice précédent. La société est par conséquent en bonne voie de réaliser son objectif pour ce qui est du bénéfice ajusté par action pour l'exercice 2014.
La croissance du bénéfice ajusté d'Enbridge au deuxième trimestre est surtout attribuable au secteur Oléoducs; elle est soutenue par les approvisionnements abondants de l'Ouest canadien et par la demande accrue des raffineurs en aval, ce qui a fait augmenter le débit sur du réseau principal au Canada. En outre, le débit accru du réseau principal d'Athabasca, au sein du réseau des sables bitumineux d'Enbridge, est aussi tributaire de l'apport des nouveaux projets mis en service, en particulier le pipeline Norealis.
Les véhicules dont la société est le promoteur constituent un autre facteur clé dans la croissance des résultats du deuxième trimestre. En effet, à la fois EEP et Enbridge Income Fund (le « fonds ») ont affiché une excellente performance pour un second trimestre d'affilée. La croissance du bénéfice ajusté d'EEP est attribuable à la hausse du débit et des droits sur la majeure partie des oléoducs d'EEP. Le bénéfice du fonds reflète aussi les solides résultats de l'entreprise de liquides du fonds, plus particulièrement ceux du réseau de la Saskatchewan.
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a continué à contribuer au modèle opérationnel fiable d'Enbridge, bien que les résultats du deuxième trimestre aient été inférieurs à ceux de la période comparable, en raison d'une charge d'amortissement supérieure liée à l'élargissement du portefeuille d'actifs et à des intérêts débiteurs accrus. Pour le premier semestre de 2014, l'exploitation d'EGD était soumise aux tarifs de distribution provisoires jusqu'à ce que la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CEO ») rende une décision au sujet de la demande quinquennale d'EGD concernant une structure tarifaire fondée sur un modèle de réglementation incitative (« RI ») sur mesure. L'approbation a été accordée en juillet 2014, et l'écart entre les produits conformément aux droits provisoires et aux droits définitifs aux termes de la RI sur mesure sera ajusté prospectivement dans le cadre du mécanisme d'ajustement tarifaire trimestriel d'octobre 2014 d'EGD.
L'entreprise de services énergétiques affiche un recul du bénéfice ajusté au deuxième trimestre, 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 et des frais liés à la demande connexes non recouvrés.
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 DEUXIÈME 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.
- Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a augmenté, passant de 42 M$ au deuxième trimestre de 2013 à 756 M$ au deuxième trimestre de 2014. Le bénéfice de la société a affiché une solide croissance d'un trimestre à l'autre, mais un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation ont influé sur l'ampleur de cette croissance et la comparabilité des résultats trimestriels de la société, les plus importants étant les variations des gains et 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. Au nombre des autres facteurs non récurrents ayant influé sur la comparabilité des résultats trimestriels, on note des coûts de correction et de stabilisation à long terme de quelque 40 M$ après impôts et avant les règlements des compagnies d'assurance constatés au deuxième trimestre de 2013 relativement au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
- Pour le deuxième trimestre de 2014, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est accru à 328 M$, comparativement à 306 M$ à 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 l'absence de produits provenant de la canalisation 9B. Au sein du réseau régional des sables bitumineux, l'augmentation du bénéfice ajusté est principalement attribuable au débit supérieur du réseau principal d'Athabasca et à l'apport du pipeline Norealis. Pour ce qui est du secteur Distribution de gaz, le bénéfice ajusté d'EGD a accusé un recul en raison d'un ajustement du coût de transport de gaz visant le premier semestre de 2013 constaté au troisième trimestre de 2013 et d'une charge d'amortissement supérieure en raison de l'élargissement du portefeuille d'actifs et des intérêts débiteurs accrus. L'entreprise de services énergétiques affiche un recul du bénéfice ajusté au deuxième trimestre de 2014, comparativement aux résultats exceptionnellement élevés de la même période de 2013, à cause du rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée. Tant EEP que le fonds, placements à titre de promoteur de la société, ont contribué à la hausse du bénéfice ajusté et rendent compte des solides résultats de leurs actifs essentiels. Le bénéfice ajusté d'EEP a augmenté surtout en raison de l'accroissement de l'apport de la majeure partie de ses entreprises de liquides grâce au débit et aux droits plus élevés ainsi que de l'apport d'actifs récemment mis en service. Le bénéfice ajusté du fonds a également reflété la hausse du bénéfice de son entreprise de liquides, plus particulièrement le du réseau de la Saskatchewan.
- Le 17 juillet 2014, la CEO a approuvé la demande quinquennale fondée sur un modèle de RI sur mesure d'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. La décision de la CEO permet par ailleurs d'appliquer les droits définitifs pour 2014 dans le cadre du mécanisme d'ajustement tarifaire trimestriel d'octobre 2014, dont la date d'entrée en vigueur est le 1er janvier 2014. L'exploitation d'EGD est actuellement soumise aux tarifs de distribution provisoires approuvés par la CEO. L'écart entre les produits conformément aux droits provisoires et aux droits définitifs aux termes de la RI sur mesure sera ajusté dans le cadre du mécanisme d'ajustement tarifaire trimestriel d'octobre 2014.
- Le 1er juillet 2014, Enbridge et EEP ont procédé à une restructuration des capitaux propres, conclue le 18 juin 2014, aux termes de laquelle Enbridge Energy Company, Inc., filiale en propriété exclusive d'Enbridge et commandité d'EEP, a aboli irrévocablement ses droits à des primes sous forme de distribution en excédent de sa participation de commandité de 2 % en échange de 66,1 millions de parts de catégorie D et de 1 000 parts de distribution incitatives (collectivement, la restructuration de capitaux propres). Les parts de catégorie D sont assorties d'une distribution égale à la distribution trimestrielle sur les parts ordinaires de catégorie A. La distribution du troisième trimestre de 2014 sur les parts de catégorie D sera ajustée afin de fournir à Enbridge une distribution globale en 2014 égale à la distribution sur ses droits à des primes sous forme de distribution comme si la restructuration des capitaux propres n'avait pas eu lieu. Initialement, les parts de distribution incitatives ne donneront droit à aucune distribution, mais à l'avenir, elles donneront droit à 23 % de toutes les distributions en excédent de la distribution trimestrielle de 0,5435 $ US par part ordinaire de catégorie A d'EEP. Advenant une diminution des distributions sur les parts ordinaires de catégorie A en dessous de 0,5435 $ US par part pour un trimestre donné au cours des cinq prochains exercices, la distribution sur les parts de catégorie D sera ramenée au montant qu'Enbridge aurait reçu aux termes des droits à des primes sous forme de distribution en vigueur, tout comme si la restructuration des capitaux propres n'avait pas eu lieu.
- Le 1er juillet 2014 également, Enbridge et Marathon Petroleum Corporation (« MPC ») ont conclu une entente visant l'acquisition par MPC d'une participation de 35 % dans le projet de prolongement de l'accès vers le sud (le « prolongement de l'accès vers le sud »). MPC fera aussi des contributions au comptant supplémentaires conformément au profil des dépenses pour le prolongement de l'accès vers le sud proportionnellement à sa participation de 35 %. Le projet de prolongement de l'accès vers le sud a été annoncé dans le cadre du programme d'accès aux marchés du pétrole léger d'Enbridge en décembre 2012, et comprendra la construction d'un oléoduc d'un diamètre de 24 pouces sur une distance de 265 kilomètres (165 milles) entre Flanagan et Patoka, en Illinois, pour une capacité initiale d'environ 300 000 barils par jour ainsi qu'une capacité de stockage supplémentaire et deux nouvelles stations de pompage. Sous réserve des approbations requises au titre de la réglementation et autres, le prolongement de l'accès vers le sud devrait entrer en service vers le milieu de 2015, et la quote-part d'Enbridge est évaluée à environ 0,6 G$ US.
- Le 18 juin 2014, la société a annoncé que J. Richard Bird, vice-président directeur, chef des finances et Expansion des affaires, prévoit prendre sa retraite d'ici la fin de 2014. Au moment du départ à la retraite de M. Bird, ses responsabilités seront partagées entre deux rôles distincts, soit ceux de chef des finances et de chef du développement. Enbridge a par ailleurs annoncé la nomination de John Whelen à titre de vice-président principal, Finances et de Vern Yu à titre de vice-président principal, Expansion des affaires en date du 1erjuillet 2014.
- Depuis la fin du premier trimestre de 2014, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
- Le 17 juillet 2014, Enbridge a émis 14 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 13 pour un produit brut de 350 M$.
- Le 24 juin 2014, Enbridge a réalisé l'émission de 7,9 millions d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 400 M$ et, le 8 juillet 2014, la société a émis 1,2 million d'actions ordinaires supplémentaires conformément à l'option de surallocation des preneurs fermes pour un produit brut d'environ 60 M$.
- Le 4 juin 2014, Enbridge a émis des billets de premier rang : 500 M$ US à échéance de trois ans, 500 M$ US à échéance de 10 ans et 500 M$ US à échéance de 30 ans.
- Le 22 mai 2014, Enbridge a émis 20 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 11 pour un produit brut de 500 M$.
- Le 22 avril 2014, Enbridge a émis pour 300 M$ de billets à moyen terme à échéance de trois ans par l'entremise de sa filiale EGD.
DE DIVIDENDES
Le 29 juillet 2014, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er septembre 2014 aux actionnaires inscrits le 15 août 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 111 | 0,30740 $ |
| 1 | Les premiers dividendes déclarés pour les actions privilégiées de série 11 comprennent les dividendes courus à partir du 22 mai 2014, date d'émission des actions. Le dividende trimestriel régulier de 0,275 $ par action entrera en vigueur le 1er décembre 2014. |
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique le vendredi 1er août 2014 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du deuxième 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 37572724#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://www.media-server.com/m/p/86coq5ug. 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 8 août 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 37572724#.
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 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 la date estimative de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; et l'incidence des conditions météorologiques et de l'approbation par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers de construction.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique, de la situation de concurrence, des modifications aux lois fiscales, des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises ainsi que de l'offre et de la demande pour les marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, les risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par la loi, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté (à la perte ajustée) qui représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et ajusté pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pour des données consolidées ou sectorielles. Ces facteurs, désignés comme éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché dans le rapport de gestion. Les éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et est davantage transparente. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer des objectifs, d'évaluer le rendement de la société et d'établir le versement de dividendes par cette dernière. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et le bénéfice ajusté (la perte ajustée) de chacun des secteurs ne constituent pas une mesure ayant une valeur normalisée selon les PCGR des États-Unis et ne sont pas considérés comme des mesures de calcul conformes aux PCGR; par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. 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 | Semestres clos | ||||
| les 30 juin | les 30 juin | ||||
| 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||
| (en millions de dollars canadiens) | |||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 756 | 42 | 1146 | 292 | |
| Éléments d'ajustement : | |||||
| Oléoducs | |||||
| Réseau principal au Canada - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | (211) |
186 |
(39) |
258 |
|
| Réseau principal au Canada - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B | 4 |
- |
4 |
- |
|
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage | (2) | - | - | - | |
| Réseau régional des sables bitumineux - règlements de compagnies d'assurance pour déversement | (4) |
- |
(4) |
- |
|
| Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations | - |
40 |
- | 40 | |
| Pipeline Spearhead - ajustement de droits de rattrapage | 1 | - | 1 | - | |
| Pipelines d'amenée et autres - ajustement de droits de rattrapage | (2) | - | (2) | - | |
| Pipelines d'amenée et autres - coûts d'aménagement des projets | 3 | - | 3 | - | |
| Distribution de gaz | |||||
| EGD - températures supérieures (inférieures) à la normale | (4) | (2) | (37) | 4 | |
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | |||||
| Services énergétiques - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | (81) |
(143) |
(217) |
(113) |
|
| Offshore - gain à la vente d'actifs non essentiels | - | - | (43) | - | |
| Autres - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 1 |
56 |
2 |
56 |
|
| Placements à titre de promoteur | |||||
| EEP - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 3 |
(4) |
3 |
(3) |
|
| EEP - ajustement de droits de rattrapage | 1 | - | 1 | - | |
| EEP - coûts de correction de déversement | 5 | 6 | 5 | 30 | |
| EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement | - | (6) | - | (6) | |
| EEP - écart ou modification du taux d'imposition | - | 3 | - | 3 | |
| Activités non sectorielles | |||||
| Noverco - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 1 |
2 |
5 |
1 |
|
| Autres activités non sectorielles - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | (143) | 149 | 6 | 254 | |
| 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 | - | (23) | - | (18) | |
| Bénéfice ajusté | 328 | 306 | 820 | 794 | |
| 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 les | Semestres clos les | |||||
| 30 juin | 30 juin | |||||
| 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |||
| (en millions de dollars canadiens, sauf les données par action) | ||||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | ||||||
| Oléoducs | 431 | (67) | 475 | 80 | ||
| Distribution de gaz | 19 | 27 | 155 | 134 | ||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | 107 | 160 | 298 | 189 | ||
| Placements à titre de promoteur | 87 | 72 | 171 | 114 | ||
| Activités non sectorielles | 112 | (150) | 1 | (225) | ||
| Bénéfice des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 756 |
42 |
1 100 |
292 |
||
| Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques | - | - | 46 | - | ||
| 756 | 42 | 1 146 | 292 | |||
| Bénéfice par action ordinaire | 0,92 | 0,05 | 1,39 | 0,37 | ||
| Bénéfice dilué par action ordinaire | 0,91 | 0,05 | 1,38 | 0,36 | ||
| Bénéfice ajusté1 | ||||||
| Oléoducs | 220 | 159 | 438 | 378 | ||
| Distribution de gaz | 15 | 25 | 118 | 138 | ||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | 27 | 73 | 86 | 132 | ||
| Placements à titre de promoteur | 96 | 71 | 180 | 138 | ||
| Activités non sectorielles | (30) | (22) | (2) | 8 | ||
| 328 | 306 | 820 | 794 | |||
| Bénéfice ajusté par action ordinaire1 | 0,40 | 0,38 | 1,00 | 1,00 | ||
| Données sur les flux de trésorerie | ||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 812 | 937 | 1 145 | 1 730 | ||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement | (2 886) | (1,949) | (5 629) | (3 592) | ||
| Flux de trésorerie liés aux activités de financement | 2 490 | 731 | 4 955 | 1 151 | ||
| Dividendes | ||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | 293 | 259 | 584 | 513 | ||
| Dividendes payés par action ordinaire | 0,3500 | 0,3150 | 0,7000 | 0,6300 | ||
| Actions en circulation (en millions) | ||||||
| Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation | 824 | 806 | 822 | 797 | ||
| Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation | 834 | 817 | 832 | 809 | ||
| Données d'exploitation | ||||||
| Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour) | ||||||
| Réseau principal au Canada2 | 1 968 | 1 604 | 1 936 | 1 693 | ||
| Réseau régional des sables bitumineux3 | 690 | 402 | 680 | 440 | ||
| Pipeline Spearhead | 196 | 184 | 190 | 175 | ||
| Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD ») | ||||||
| Volumes (en milliards de pieds cubes) | 76 | 74 | 288 | 255 | ||
| Nombre de clients actifs (en milliers)4 | 2 071 | 2 035 | 2 071 | 2 035 | ||
| Degrés-jours de chauffage5 | ||||||
| Chiffres réels | 493 | 491 | 2 699 | 2 289 | ||
| Prévisions fondées sur la température normale | 461 | 495 | 2 238 | 2 366 | ||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour) | ||||||
| Alliance Pipeline US | 1 662 | 1 554 | 1 695 | 1 593 | ||
| Pipeline Vector | 1 326 | 1 408 | 1 553 | 1 563 | ||
| Enbridge Offshore Pipelines | 1 590 | 1 351 | 1 477 | 1 401 | ||
| 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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Médias
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403-508-6563 ou sans frais : 1-888-992-0997
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Investissements
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