Enbridge rend publics ses résultats de 2013
14 février 2014
CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 14 fév. 2014) -
POINTS SAILLANTS
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Perte de 267 M$ au quatrième trimestre et bénéfice de 446 M$ pour l'exercice complet en tenant compte de l'incidence des gains et pertes hors trésorerie non réalisés liés à l'évaluation à la valeur de marché
- Bénéfice ajusté de 0,44 $ par action ordinaire, ou 362 M$, au quatrième trimestre
- Hausse de 11 %, par rapport à 2012, du bénéfice ajusté annuel, qui atteint 1,78 $ par action ordinaire
- Poursuite de l'exécution du plan de croissance d'Enbridge Inc. avec la mise en service de 17 projets totalisant 5 G$
- Aménagement par Enbridge Inc. de projets de sables bitumineux de 3,2 G$, dont le prolongement du pipeline Wood Buffalo de 1,6 M$, le nouveau réseau pipelinier de diluants Norlite de 1,4 G$ et l'agrandissement du terminal de Sunday Creek de 0,2 G$
- Obtention par Enbridge Inc. de l'appui requis pour le développement du projet éolien de 110 mégawatts de Keechi, au Texas, pour un investissement approximatif de 0,2 G$ US
- Midcoast Energy Partners, L.P., filiale d'Enbridge Energy Partners, L.P. a mené à terme son premier appel public à l'épargne pour un produit de 355 M$ US
- Désignation de Marathon Petroleum Corporation comme expéditeur principal et partenaire du projet Sandpiper de 2,6 G$ US qu'il financera à hauteur de 37,5 %
- Majoration de 11 % du dividende trimestriel qui passera à 0,350 $ par action ordinaire le 1er mars 2014
- Recommandation faite au gouvernement du Canada par la commission d'examen conjoint d'approuver le projet Northern Gateway, assujetti à 209 conditions
- Poursuite au cours de 2013 de l'exécution du plan de financement à long terme d'Enbridge Inc., qui a réuni environ 5 G$ en combinant emprunts et capitaux propres et a haussé ses facilités de crédit bancaire d'utilisation générale à quelque 17,6 G$.
- Prévisions laissant entrevoir un bénéfice ajusté de l'ordre de 1,84 $ à 2,04 $ par action ordinaire en 2014
Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - « Enbridge a une fois de plus fourni une solide performance en 2013 et atteint ses prévisions de bénéfice ajusté pour l'exercice, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. Pour l'exercice 2013, le bénéfice ajusté s'est établi à 1,4 G$ ou 1,78 $ par action ordinaire, soit une augmentation de 11 % par rapport à l'exercice précédent. Cette croissance a été réalisée en dépit d'un niveau très élevé de financement, dont un apport important de capitaux propres visant à appuyer notre plan de croissance à long terme.
« En 2013, nous avons fait progresser de façon notable nos trois grandes priorités : la sécurité et la fiabilité opérationnelle de nos réseaux, l'exécution de notre programme de dépenses en immobilisations et l'élaboration de nouvelles plateformes de croissance et de diversification pour l'avenir.
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.
« Au chapitre de la sécurité et de la fiabilité opérationnelle, nos priorités absolues, nous avons fait avancer notre programme de gestion du risque d'exploitation et poursuivi notre programme d'inspection, d'intégrité et d'entretien préventif, en l'occurrence le plus exhaustif de l'histoire de l'industrie pipelinière nord-américaine.
« Dans le cadre de notre programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance, nous avons mis en service des projets d'infrastructure d'environ 5 G$ au cours de l'exercice. La presque totalité des 17 projets menés à terme l'ont été dans le respect du calendrier et du budget. Le financement prudent et à faibles coûts de notre programme de dépenses en immobilisations est une réalisation tout aussi importante, nous ayant permis de conserver notre solide position financière.
« Enfin, l'emplacement stratégique de nos actifs et la stabilité des facteurs fondamentaux du marché continuent d'offrir d'excellentes occasions, à court comme à long terme, a ajouté M. Monaco. En 2013, nous avons obtenu un financement de 6 G$ pour d'attrayants projets de croissance et nous avons porté notre capital de croissance à 29 G$. Au cours des quatre prochaines années, nous mettrons en service des projets de croissance garantis sur le plan commercial qui seront le moteur d'un taux de croissance annuel moyen prévu de 10 à 12 % du bénéfice ajusté par action ordinaire jusqu'en 2017. »
Parallèlement à ses objectifs de croissance, la société a mis en œuvre un programme exhaustif de couverture économique à long terme pour atténuer son exposition aux variations des taux d'intérêt, du change et des prix des marchandises. La comparabilité du bénéfice par rapport à l'exercice précédent sera affectée par les variations des incidences comptables évaluées à la valeur de marché non réalisées se rapportant au programme de couverture économique. Toutefois, la société croit que le programme de couverture favorise la production de flux de trésorerie fiables et la capacité de maintenir la croissance des dividendes.
Par ailleurs, Enbridge a fait état de ses prévisions pour 2014, qui laissent entrevoir un bénéfice ajusté de l'ordre de 1,84 $ à 2,04 $ par action ordinaire.
« Notre succès en 2013 était tributaire d'un modèle opérationnel ayant fait ses preuves et qui sera le fondement de notre croissance future, a conclu M. Monaco. Nous continuons de nous concentrer sur note exploitation et sur l'exécution disciplinée de notre stratégie de croissance. »
Exploitation
Le solide rendement d'Enbridge en 2013 est imputable à la vigueur de ses entreprises en exploitation, mais aussi à l'incidence positive qu'a eue la mise en service de nouveaux projets. Comparativement à l'exercice précédent, l'apport le plus important à la croissance du bénéfice a été celui du secteur Oléoducs. Le rendement du réseau principal au Canada a découlé de la hausse du débit, qui s'explique par les approvisionnements vigoureux des régions des sables bitumineux et de la demande de brut canadien provenant des raffineries du secteur aval. La mise en service, ces dernières années, des nouveaux actifs pipeliniers affectés au transport des liquides, dont les pipelines de Woodland et de Wood Buffalo, alliée à l'expansion du réseau d'oléoducs Seaway (« pipeline Seaway »), ont contribué de façon importante à la croissance du bénéfice ajusté en 2013. Le développement de nouvelles plateformes est resté un élément important de la stratégie d'Enbridge visant à se diversifier et à soutenir la croissance à long terme de son bénéfice. De plus, en 2013, la société a mis en service trois projets éoliens ainsi que sa première ligne de transport d'électricité, et a enregistré un bénéfice sur un exercice complet après son entrée sur le marché intermédiaire canadien des infrastructures de gaz naturel.
Au sein des entités de placement détenues à titre de promoteur, Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») et Enbridge Income Fund (le « fonds ») ont aussi contribué à la hausse du bénéfice ajusté par rapport à l'exercice précédent. Le fonds a bénéficié d'un portefeuille d'actifs élargi grâce aux acquisitions en 2011 et 2012 ainsi qu'à l'achèvement du projet d'expansion dans la région de Bakken exécuté conjointement avec EEP. Outre l'expansion de son réseau régional du Dakota du Nord, EEP a également mené à bien plusieurs projets de croissance interne, dont le réseau de LGN Texas Express en coentreprise et l'usine de traitement cryogénique d'Ajax.
Le bénéfice du secteur des services énergétiques a augmenté en 2013, l'évolution des conditions du marché ayant donné lieu à davantage d'occasions de marges bénéficiaires plus rentables. Le bénéfice ajusté dérivé des activités de traitement d'Aux Sable a quant à lui diminué en 2013, en raison de la baisse des marges de fractionnement et des volumes d'éthane, étant donné que la diminution des prix du marché a donné lieu à un rejet d'éthane au cours de l'exercice. Par ailleurs, la forte augmentation du bénéfice ajusté des entreprises de base d'Enbridge a été partiellement annulée par la majoration des dividendes versés sur les actions privilégiées, puisque la société est restée active sur les marchés de capitaux en 2013 pour financer son programme de projets de croissance.
L'analyse du bénéfice de l'exercice 2013 ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains ou des pertes à la juste valeur non réalisés sur dérivés liés au programme de couverture économique à long terme de la société, certains ajustements hors période constatés en 2013, ainsi que les coûts et les recouvrements des compagnies d'assurance relativement aux déversements de pétrole brut.
Principaux faits nouveaux
Enbridge a poursuivi son programme dépenses en immobilisations de 36 G$, dont 29 G$ sont garantis. Depuis la fin du troisième trimestre de 2013, la société a en effet annoncé des investissements d'une valeur supérieure à 3 G$ dans des projets visant à améliorer le service aux installations de production de sables bitumineux. Parmi eux, citons le réseau pipelinier Norlite (« Norlite ») et le prolongement du pipeline de Wood Buffalo (« prolongement de Wood Buffalo »), qui consolident encore davantage la position dominante d'Enbridge dans la région des sables bitumineux. Ces travaux font partie d'un ensemble de projets d'infrastructures régionales planifiés de 6 G$ dont les dates de mise en service s'échelonnent d'aujourd'hui à 2017.
Enbridge a également fait état des progrès de trois projets précédemment annoncés, à savoir ses grandes initiatives d'accès au marché : accès vers l'est, accès à la côte du golfe et accès au marché du pétrole léger. « Nos initiatives d'accès au marché répondent aux besoins des producteurs à l'égard d'une plus grande capacité et d'un meilleur accès à de nouveaux marchés, et permettent de répondre aux besoins des raffineurs qui souhaitent un approvisionnement sûr et fiable à coût concurrentiel » a précisé M. Monaco.
En novembre, Enbridge et EEP ont annoncé par l'entremise de la filiale North Dakota Pipeline Company LLC que Marathon Petroleum Corporation sera le principal expéditeur et un partenaire financier du projet Sandpiper. La mise en service du projet Sandpiper est prévue pour le premier trimestre de 2016, à un coût estimatif de 2,6 G$ US. Ce projet est un élément clé de l'initiative d'accès au marché du pétrole léger d'Enbridge, qui vise à faire correspondre la production de pétrole léger de Bakken et de l'Ouest canadien aux besoins des raffineurs dans l'Est du Canada et aux États-Unis.
En janvier 2014, Enbridge a annoncé l'acquisition du projet éolien de 110 mégawatts (« MW ») de Keechi (« le projet de Keechi ») situé dans le comté de Jack, au Texas. Ce projet, qu'appuie une convention d'achat d'électricité (« CAÉ ») à long terme, représente un investissement d'environ 0,2 G$ US. Sa mise en service, prévue pour 2015, accroîtra les participations d'Enbridge dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable de plus de 1 800 MW.
« Le projet de Keechi s'ajoute à nos participations considérables dans le secteur de l'énergie renouvelable, a ajouté M. Monaco. Nous sommes le premier producteur d'énergie solaire et le second producteur d'énergie éolienne au Canada. Nos investissements dans des installations de production d'énergie renouvelable au Canada et aux États-Unis jouent un rôle important dans le développement de nouvelles plateformes de croissance. »
Au quatrième trimestre, Enbridge a poursuivi son plan de financement et de liquidité pour soutenir sa croissance à long terme. La société a mobilisé 250 M$ au moyen de l'émission d'actions privilégiées et a accru ses facilités de crédit d'utilisation générale de 1,6 G$, portant le total de ses facilités à 17,6 G$. En novembre 2013, Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »), filiale d'EEP, a aussi mené à terme son premier appel public à l'épargne visant le placement de parts ordinaires pour un produit de 355 M$ US.
« MEP sert de principal outil à EEP pour faire croître ses acquisitions d'actifs dans le secteur intermédiaire du gaz naturel et des LGN aux États-Unis, a expliqué M. Monaco. Il s'agit pour EEP d'une autre source de financement de ses immobilisations qui lui permettra de réduire son coût du capital et de rehausser l'axe stratégique de ses activités de collecte et de traitement de gaz aux États-Unis. »
En décembre, une commission d'examen conjoint (« CEC ») fédérale a recommandé au gouvernement du Canada d'approuver le projet Northern Gateway (« Northern Gateway ») proposé, assorti de 209 conditions. Le gouvernement devrait rendre sa décision d'ici à juin 2104.
« Les approbations requises au titre de la réglementation sont très importantes, mais ne constituent qu'une étape dans le cadre du projet, précise M. Monaco. Nous examinerons attentivement le rapport de la CEC et les conditions, et continuerons de satisfaire à ces conditions comme à celles posées par le gouvernement de la Colombie-Britannique pour le développement de pipelines de pétrole lourd tandis que nous attendons la décision du gouvernement fédéral. Nous demeurons attachés à notre objectif : fournir l'accès au marché en construisant un pipeline amélioré et plus sécuritaire, et en veillant à la protection de l'environnement. »
En janvier 2014, Enbridge a nommé C. Gregory (Greg) Harper au poste de président, Gazoducs et installations de traitement. M. Harper, entré en fonction le 30 janvier 2014, fera profiter la société de sa vaste expérience des aspects opérationnel, commercial et du développement de l'industrie du gaz naturel.
Au quatrième trimestre, Enbridge a publié son Rapport 2013 sur la responsabilité sociale de l'entreprise, dans lequel la société rend compte de son rendement sur les plans social, environnemental et de la gouvernance pour 2012, ainsi que des faits nouveaux importants au premier semestre de 2013. Enbridge a également rendu public son premier Rapport sur la fiabilité opérationnelle, qui donne une vue d'ensemble des efforts déployés par la société pour assurer la sécurité maximale de ses activités à l'égard des citoyens, de l'environnement, de même que des employés et entrepreneurs d'Enbridge.
« La sécurité et la fiabilité opérationnelle sont les priorités absolues d'Enbridge, a affirmé M. Monaco. En 2013 seulement, nous avons investi une somme appréciable de capitaux pour rehausser la sécurité de nos réseaux. Nous nous efforçons sans cesse d'être chef de file de l'industrie sous cet aspect, et continuons à considérer la sécurité comme le fondement nécessaire de notre exploitation. »
Par ailleurs, l'engagement d'Enbridge envers la durabilité a été souligné par le magazine Corporate Knights, qui a inclus la société à son palmarès des 100 premières entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde, pour une sixième année d'affilée.
« Cette marque de reconnaissance confirme que nous sommes sur la bonne voie pour être une entreprise responsable, axée sur la durabilité, et que notre approche équilibrée est gagnante pour tous, y compris nos actionnaires », a conclu M. Monaco.
APERÇU DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2013
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. Nous voulons en outre attirer votre attention sur la note 4 afférente aux états financiers consolidés au 31 décembre 2013 et pour l'exercice clos à cette date, « Révision des états financiers de périodes antérieures », qui traite d'une révision hors trésorerie des états financiers comparatifs. L'analyse exposée dans le présent communiqué est fondée sur les états financiers révisés pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2012.
- Le 29 janvier 2014, la société a annoncé qu'elle allait construire des installations additionnelles à son terminal de Sunday Creek, situé dans la région de Christina Lake, dans le nord de l'Alberta, afin de soutenir la croissance de la production provenant des sables bitumineux de Christina Lake exploités par Cenovus Energy Inc. et détenus conjointement avec ConocoPhillips Canada Resources Corp. L'agrandissement comprend l'aménagement d'un nouveau site adjacent au terminal actuel, la construction d'un réservoir d'une capacité de 350 000 barils ainsi que les canalisations, les pompes et les appareils de mesure s'y rattachant, de même que les travaux de génie civil dédiés au futur réservoir. Le terminal de Sunday Creek actuel a été mis en service en août 2011. L'entrée en service de l'agrandissement, d'un coût d'environ 0,2 G$, est prévue pour 2015.
- Le 6 janvier 2014, Enbridge a annoncé la conclusion d'une entente avec Renewable Energy Systems Americas Inc. (« RES Americas ») visant la propriété et l'exploitation du projet éolien de Keechi de 110 MW, situé dans le comté de Jack, au Texas, contre un investissement d'environ 0,2 G$ US. RES Americas assure la construction du parc éolien aux termes d'une entente d'ingénierie-approvisionnement-construction à prix fixe. La construction du projet a été entreprise en décembre 2013 et devrait être achevée en 2015. Au moment de l'exploitation commerciale, MetLife, Inc. fournira un financement fondé sur les incitatifs fiscaux du projet. Le projet de Keechi acheminera la totalité de l'électricité générée sur le marché de l'Electric Reliability Council of Texas, Inc. aux termes d'une CAÉ de 20 ans conclue avec Microsoft Corporation.
- Le 19 décembre 2013, la CEC a recommandé au gouvernement du Canada d'approuver le projet Northern Gateway, assorti de 209 conditions. Le rapport de la CEC soulignait que les avantages du projet Northern Gateway surpassaient ses inconvénients et que la réalisation du projet serait plus avantageuse pour la population canadienne que le contraire. Le gouvernement du Canada devrait rendre sa décision quant à Northern Gateway d'ici à juin 2104.
- Le 30 octobre 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait été choisie par Suncor Énergie Inc., Total E&P Canada Ltd. et Ressources Teck Limitée (les « partenaires de Fort Hills ») de concert avec Suncor Energy Oil Sands Limited Partnership (« société en commandite Suncor ») pour aménager un nouveau pipeline destiné au transport de la production de pétrole brut jusqu'au carrefour de Hardisty, en Alberta, sur le réseau principal d'Enbridge. Le prolongement du pipeline de Wood Buffalo sera un agrandissement du pipeline de Wood Buffalo existant d'Enbridge et englobera la construction d'une nouvelle canalisation d'un diamètre de 30 pouces sur 450 kilomètres (281 milles) entre le terminal de Cheecham d'Enbridge et son terminal de Battle River à Hardisty, ainsi que les améliorations requises connexes des installations terminales. À son achèvement, le projet fournirait une capacité de transport de 490 000 barils par jour (« b/j ») de bitume dilué à partir du chantier du projet de sables bitumineux proposé par les partenaires de Fort Hills (« projet Fort Hills ») dans le nord-est de l'Alberta et des installations de production de sables bitumineux de la société en commandite Suncor dans la région de l'Athabasca. Sous réserve des approbations requises au titre de la réglementation, le projet devrait être achevé en 2017 à un coût estimatif d'environ 1,6 G$.
- Le 30 octobre 2013, Enbridge a annoncé l'aménagement de Norlite, un nouveau pipeline de diluants pour répondre aux besoins de multiples producteurs de la région des sables bitumineux de l'Athabasca. Selon la portée actuellement envisagée, le pipeline de 20 pouces de diamètre d'une capacité finale pouvant atteindre environ 280 000 b/j, compte tenu de la portée définitive et de la conception hydraulique, sera fonction des engagements de débit de la part des partenaires de Fort Hills pour la production du projet Fort Hills proposé et la production tirée des sables bitumineux détenus en exclusivité par la société en commandite Suncor. Norlite nécessitera la construction d'une nouvelle canalisation de 489 kilomètres (303 milles) entre le terminal de Stonefell et celui de Cheecham d'Enbridge, ainsi qu'un agrandissement du parc de stockage de l'est de la société en commandite Suncor, qui est adjacent au terminal d'Athabasca actuel d'Enbridge. Si Enbridge parvient à obtenir des engagements à long terme additionnels pour le réseau Norlite proposé, la portée du projet pourrait passer à un réseau pipelinier de 24 pouces de diamètre et inclure éventuellement une canalisation latérale pour relier le terminal Norealis d'Enbridge. Sous réserve des approbations requises au titre de la réglementation, le réseau pipelinier Norlite devrait être achevé en 2017 au coût estimatif d'environ 1,4 G$. Si le diamètre du pipeline passe à 24 pouces, il fournira une capacité de transport pouvant atteindre 270 000 b/j de diluant entre Edmonton et la région des sables bitumineux de l'Athabasca, avec possibilité d'une expansion future de la capacité, qui serait portée à environ 400 000 b/j par l'ajout de postes de pompage. Norlite a un droit d'accès à une partie de la capacité existante des pipelines de Keyera Corp. (« Keyera ») entre Edmonton et Stonefell et, en échange, Keyera peut choisir d'acquérir une participation de 30 % dans les nouvelles installations pipelinières en qualité d'associé non exploitant.
- Au quatrième trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
- Le 12 décembre 2013, Enbridge a réalisé une offre de 10 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 7 pour un produit brut de 250 M$.
- Le 22 novembre 2013, Enbridge a émis des billets à moyen terme d'un montant de 200 M$ assortis d'une échéance de 7 ans et d'un montant de 200 M$ assortis d'une échéance de 30 ans par l'entremise de sa filiale Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »).
- Le 13 novembre 2013, MEP, filiale d'EEP, a mené à terme son premier appel public à l'épargne visant le placement de parts ordinaires pour un produit brut de 355 M$ US.
- Le 2 octobre 2013, Enbridge a émis des billets à moyen terme d'un montant de 800 M$ US assortis d'une échéance de 10 ans et d'un montant de 350 M$ US assortis d'une échéance de 3 ans.
- Au quatrième trimestre de 2013, Enbridge a accru ses facilités de crédit d'utilisation générale pour les porter à 17,6 G$, compte tenu de l'obtention d'une facilité de crédit de 850 M$ US par MEP.
RÉSULTATS CONSOLIDÉS
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | |||||||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | |||||||||
| Oléoducs | 46 | 130 | 427 | 697 | |||||
| Distribution de gaz | 80 | 127 | 129 | 207 | |||||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | (325 | ) | 32 | (68 | ) | (377 | ) | ||
| Placements à titre de promoteur | 79 | 72 | 268 | 283 | |||||
| Activités non sectorielles | (151 | ) | (136 | ) | (314 | ) | (129 | ) | |
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (271 | ) | 225 | 442 | 681 | ||||
| Activités abandonnées - gazoducs, traitement et services énergétiques | 4 | (79 | ) | 4 | (79 | ) | |||
| (267 | ) | 146 | 446 | 602 | |||||
| Résultat par action ordinaire | (0,33 | ) | 0,19 | 0,55 | 0,78 | ||||
| Résultat dilué par action ordinaire | (0,32 | ) | 0,18 | 0,55 | 0,77 | ||||
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 446 M$ (0,55 $ par action ordinaire), comparativement à 602 M$ (0,78 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2012. Le bénéfice dérivé des activités de la société a connu une croissance importante au cours de l'exercice écoulé, comme en fait état la rubrique Bénéfice ajusté ci-dessous, mais cette croissance et la comparaison du bénéfice de la société sont masquées par un certain nombre de facteurs inhabituels non susceptibles de se répéter ou hors exploitation, en particulier les variations dans les gains ou les pertes à la juste valeur non réalisés sur 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 évaluées à la valeur de marché non réalisée 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 comptabilisés en 2013, notamment un ajustement hors trésorerie de 37 M$ après impôts visant à reporter des produits associés aux droits de rattrapage accumulés aux termes de certains contrats fermes à long terme du réseau régional des sables bitumineux, ont aussi eu une incidence sur la comparaison du bénéfice d'un exercice à l'autre. Le réseau régional des sables bitumineux a également apporté un ajustement hors période de 31 M$ après impôts lié au recouvrement d'impôts sur les bénéfices conformément à un contrat à long terme, ajustement qui a été compensé en partie par une correction connexe de la charge d'impôts reportés. Dans le secteur Distribution de gaz, la société a comptabilisé un ajustement hors période de 56 M$ après impôts, qui reflète une hausse du coût de transport du gaz ayant été reportée de manière erronée.
Les coûts et les recouvrements des compagnies d'assurance associés aux déversements de pétrole brut sur la canalisation 6B ont également eu une incidence considérable sur la comparaison du bénéfice d'un exercice à l'autre. Le bénéfice des exercices clos les 31 décembre 2013 et 2012 tient compte des coûts d'EEP évalués à 302 M$ US (montant après impôts de 44 M$ après impôts attribuable à Enbridge) et de 55 M$ US (montant après impôts de 8 M$ attribuable à Enbridge), respectivement. Les coûts susmentionnés sont établis avant les montants recouvrés aux termes des garanties d'assurance et excluent les amendes ainsi que les pénalités, sauf le montant de 30 M$ US (montant après impôts de 6 M$ attribuable à Enbridge) d'amendes et de pénalités se rapportant au déversement de la canalisation de pétrole brut 6B. Pour les exercices clos les 31 décembre 2013 et 2012, les règlements des compagnies d'assurance liés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B enregistrés par EEP se sont élevés à 42 M$ US (montant après impôts de 6 M$ attribuable à Enbridge) et à 170 M$ US (montant après impôt 24 M$ attribuable à Enbridge), respectivement. Pour le secteur Oléoducs, le bénéfice de 2013 tient compte de frais liés à la remise en état et à la stabilisation à long terme d'environ 56 M$ après impôts et avant les règlements des compagnies d'assurance consécutifs au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
Les facteurs qui influent sur les résultats 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 pertes à la juste valeur non réalisés sur dérivés et opérations de change. Outre les facteurs liés à l'exploitation dont il est question à la rubrique Bénéfice ajusté, le quatrième trimestre de 2013 se démarque par la constatation de coûts additionnels de 65 M$ US (9 M$ après impôts attribuable à Enbridge) liés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B et par une nouvelle charge à payer de 3 M$ après impôts liée aux activités de correction de fuites de la canalisation 37.
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté (à la perte ajustée) qui représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires, et ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation inhabituels des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché. 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, y compris le montant cible des dividendes versés, et d'évaluer le rendement de la société. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) de chacun des secteurs ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et n'est pas considéré comme une mesure de calcul conforme aux PCGR; par conséquent, cette mesure ne saurait être comparée aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. 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.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
| Trimestres clos les | Exercices clos les | |||||||
| 31 décembre | 31 décembre | |||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||||||
| Oléoducs | 205 | 177 | 770 | 655 | ||||
| Distribution de gaz | 67 | 63 | 176 | 176 | ||||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | 17 | 42 | 203 | 176 | ||||
| Placements à titre de promoteur | 89 | 68 | 313 | 264 | ||||
| Activités non sectorielles | (16 | ) | (23 | ) | (28 | ) | (30 | ) |
| Bénéfice ajusté1 | 362 | 327 | 1 434 | 1 241 | ||||
| Bénéfice ajusté par action ordinaire1 | 0,44 | 0,42 | 1,78 | 1,61 | ||||
| 1 | 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 principes comptables généralement reconnus. Voir ci-dessus pour obtenir plus d'information sur les mesures non conformes aux PCGR. |
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, le bénéfice ajusté s'est élevé à 1 434 M$ (1,78 $ par action ordinaire) en regard de 1 241 M$ (1,61 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, soit une hausse de 11 % du bénéfice ajusté par action ordinaire. L'augmentation du bénéfice ajusté est principalement attribuable à la solide performance d'exploitation des actifs du secteur Oléoducs de la société, ainsi qu'aux apports des nouveaux actifs mis en service. L'offre solide en provenance de l'Ouest canadien et l'effet des écarts de prix du pétrole brut qui se poursuit, faisant que la demande de pétrole brut à prix réduit de la part des raffineurs du Midwest américain demeure élevée, ont entraîné un accroissement du débit sur le réseau principal au Canada en 2013 et en 2012. Les nouveaux actifs pipeliniers qui sont entrés en service au cours des derniers exercices, notamment les pipelines de Woodland et de Wood Buffalo, jumelés à la capacité accrue du pipeline Seaway, ont contribué à la croissance du bénéfice ajusté en 2013. Les investissements dans des projets d'énergie renouvelable ont continué de constituer une part importante de la stratégie d'Enbridge visant à diversifier et à soutenir la croissance à long terme du bénéfice. Au cours des deux dernières années, Enbridge a mis en service trois parcs éoliens et une centrale solaire, et entrepris l'exploitation de son premier projet de transport d'électricité au milieu de 2013. Le bénéfice ajusté de l'exercice clos le 31 décembre 2013 tient aussi compte des apports découlant de l'accès récent de la société aux infrastructures intermédiaires de gaz naturel au Canada.
Les entités de placement à titre de promoteur d'Enbridge, EEP et le fonds, ont aussi contribué à la croissance du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre. Le fonds a bénéficié de l'expansion de son portefeuille d'actifs par suite de l'acquisition d'actifs d'Enbridge (opérations de cession) en 2012, ainsi que de l'achèvement du programme d'agrandissement dans la région de Bakken entrepris avec EEP. En plus de l'agrandissement de ses infrastructures régionales du Dakota du Nord, EEP a aussi mené à terme plusieurs autres projets de croissance interne, notamment la coentreprise du réseau de LGN Texas Express et l'accroissement de la capacité de stockage des terminaux. Le réseau Lakehead d'EEP a tiré profit de solides volumes en 2013, tout comme le réseau principal au Canada, tandis que les secteurs du gaz naturel et des LGN continuent d'être confrontés à la baisse des volumes et des prix causée par un recul des activités de forage dans les bassins de gaz sec des États-Unis par suite de la faiblesse persistante des prix du gaz naturel.
Ont aussi contribué aux variations d'un exercice à l'autre du bénéfice ajusté d'autres facteurs liés aux marchés influant sur les entreprises de services énergétiques de la société et sur son usine de fractionnement d'Aux Sable, ainsi que les activités continues de la société sur les marchés des capitaux, cette dernière ayant émis des actions privilégiées en vue du financement des projets de croissance futurs. Le bénéfice des services énergétiques s'est accru en 2013 grâce à l'évolution des conditions du marché qui a donné lieu à un plus grand nombre de possibilités et à l'accroissement des marges et de la rentabilité. Témoignant de la tendance inverse, le bénéfice ajusté d'Aux Sable a baissé en 2013 par suite de la diminution des marges de fractionnement et du recul des volumes traités d'éthane en raison des rejets.
Le bénéfice ajusté s'est établi à 362 M$ (0,44 $ par action ordinaire), pour le trimestre clos le 31 décembre 2013, comparativement à 327 M$ (0,42 $ par action ordinaire), pour le trimestre clos le 31 décembre 2012. Parmi les facteurs déterminants de la croissance du bénéfice ajusté par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, notons les accroissements de volume sur le réseau principal au Canada, les apports des nouveaux actifs mis en service sur le réseau régional des sables bitumineux et la contribution accrue des activités liées aux hydrocarbures liquides d'EEP en raison d'une augmentation du débit et des droits. Même s'il ne représente pas l'incidence d'un exercice complet, le bénéfice ajusté du quatrième trimestre de 2013 incluait aussi un ajustement favorable pour le réseau régional des sables bitumineux lié à une réduction du partage des produits d'exploitation avec l'expéditeur fondateur du pipeline d'Athabasca. La croissance du bénéfice au quatrième trimestre de 2013 a été annulée en partie par la perte subie par les services énergétiques par suite de l'évolution des conditions du marché qui s'est traduite par des pertes sur certaines positions physiques, en plus des pertes sur les contrats financiers qui visaient à couvrir la valeur de la capacité de transport physique engagée, mais qui se sont avérés inefficaces au cours du dernier trimestre de l'exercice.
OLÉODUCS
| Trimestres clos les | Exercices clos les | |||||||
| 31 décembre | 31 décembre | |||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||||
| Réseau principal au Canada | 119 | 117 | 460 | 432 | ||||
| Réseau régional des sables bitumineux | 55 | 29 | 170 | 110 | ||||
| Pipeline Southern Lights | 13 | 12 | 49 | 42 | ||||
| Pipeline Seaway | 10 | 11 | 48 | 24 | ||||
| Pipeline Spearhead | 6 | 7 | 31 | 37 | ||||
| Pipelines d'amenée et autres | 2 | 1 | 12 | 10 | ||||
| Bénéfice ajusté | 205 | 177 | 770 | 655 | ||||
| Réseau principal au Canada - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | (143 | ) | (41 | ) | (268 | ) | 42 | |
| Réseau principal au Canada - ajustement de la tarification de la canalisation 9 | - | - | - | 6 | ||||
| Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations | (3 | ) | - | (56 | ) | - | ||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage | (13 | ) | - | (13 | ) | - | ||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de droits de rattrapage | - | - | (37 | ) | - | |||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de recouvrements aux termes de contrats à long terme, montant net | - | - | 31 | - | ||||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement d'exercices antérieurs | - | (6 | ) | - | (6 | ) | ||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 46 | 130 | 427 | 697 | ||||
- La hausse du bénéfice ajusté du réseau principal au Canada est principalement attribuable au débit plus élevé provenant de la solide production tirée des sables bitumineux en Alberta qui, du fait de son prix, a été privilégiée par le marché du Midwest américain au détriment de la production non canadienne, ce qui a été à l'origine d'un relèvement du nombre de barils transportés sur de longues distances par le réseau principal au Canada. La croissance des volumes a cependant été limitée sur le réseau principal au Canada au second semestre de 2013 en raison des interruptions de service des raffineries, plus longues que prévu, et du report de la remise en service d'une raffinerie convertie pour le traitement du pétrole lourd. Le ralentissement de la croissance de la demande des raffineries devrait se prolonger au cours du premier trimestre de 2014.
- L'augmentation du débit en 2013 a été en partie contrebalancée par la diminution des droits repères résiduels aux termes du tarif international conjoint (« TIC ») sur le réseau principal au Canada entrés en vigueur le 1eravril 2013, comparativement à ceux de la période correspondante de 2012. Les changements des droits repères résiduels du réseau principal au Canada aux termes du TIC suivent la tendance inverse des droits sur le réseau de Lakehead, plus élevés du fait de l'accroissement des coûts relatifs aux projets de croissance d'EEP qui seront recouvrés par le truchement de la structure tarifaire pour le réseau de Lakehead. Le bénéfice ajusté de 2013 a aussi subi les répercussions d'une augmentation des coûts de l'électricité occasionnée par l'accroissement du débit, ainsi que d'une hausse de la charge d'amortissement et de l'accroissement de la charge d'intérêts. Enfin, la charge d'impôts sur les bénéfices, qui ne représentait que les impôts exigibles, a diminué sous l'effet des déductions fiscales plus élevées auxquelles donne droit l'assiette fiscale élargie, y compris les logiciels.
- Le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 rend compte de l'accroissement des volumes contractuels sur le pipeline d'Athabasca, de la hausse des droits d'expansion du capital sur le pipeline de Waupisoo et du bénéfice tiré des nouveaux actifs mis en service vers la fin de 2012, dont les pipelines de Woodland et de Wood Buffalo. Ont fait contrepoids le relèvement des frais d'exploitation et d'administration, les plus fortes charges d'amortissement découlant de la mise en service de nouveaux actifs et l'absence du bénéfice de Hardisty Caverns après sa vente au fonds au quatrième trimestre de 2012. Même s'il ne représente pas l'incidence d'un exercice complet, le bénéfice ajusté du quatrième trimestre de 2013 incluait aussi un ajustement favorable pour le réseau régional des sables bitumineux lié à une réduction du partage des produits d'exploitation avec l'expéditeur fondateur du pipeline d'Athabasca.
- Le bénéfice du pipeline Southern Lights a augmenté pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 en raison surtout du recouvrement accru de taux d'amortissement négociés relativement aux droits de transport de 2013.
- Cette augmentation découle de l'exploitation du pipeline pendant un exercice complet et de la capacité disponible supplémentaire en 2013. Le pipeline Seaway a été achevé en mai 2012 et sa capacité initiale était de 150 000 b/j. En janvier 2013, la réalisation d'autres ajouts et de modifications apportés aux stations de pompage ont porté jusqu'à 400 000 b/j la capacité accessible aux expéditeurs, selon la composition du brut. Le débit réel en 2013 a été limité en raison de contraintes relatives aux installations de réception de tiers et, pendant la dernière portion de l'exercice, par la perte des expéditions de volumes au comptant en raison de la réduction de l'écart entre les prix du pétrole brut à Cushing, en Oklahoma, et sur la côte du golfe du Mexique. Ces contraintes devraient disparaître dès le premier trimestre de 2014. L'augmentation du bénéfice a été en partie annulée par la hausse des frais de financement et l'augmentation de la charge d'amortissement faisant suite à l'élargissement du portefeuille d'actifs. Les résultats du quatrième trimestre pour le pipeline Seaway ont été comparables à ceux de la période correspondante de 2012, étant donné que les débits accrus ont été compensés par de plus fortes charges d'amortissement et des frais de financement plus élevés.
- Le bénéfice du pipeline Spearhead s'est accru pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 en raison de l'apport supérieur découlant du débit accru attribuable à l'augmentation de la demande de transport par le pipeline Seaway vers les raffineries du golfe du Mexique qui s'est manifestée à Cushing, dans l'Oklahoma. Cependant, le bénéfice ajusté a été largement annulé par l'accroissement des charges d'exploitation, imputable surtout à la hausse des dépenses liées à l'intégrité du pipeline. Les marges d'exploitation ont aussi été comprimées en 2013 à cause d'une augmentation des coûts de l'énergie due au transport de pétrole plus lourd.
- L'augmentation du bénéfice ajusté du secteur Pipelines d'amenée et autres pour 2013 comparativement à 2012 est attribuable à l'accroissement des volumes et des tarifs d'Olympic Pipe Line Company.
Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Oléoducs :
- Le bénéfice du réseau principal au Canada pour chaque période rend compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés ayant servi à gérer les expositions au risque inhérentes à l'entente de tarification concurrentielle, 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 du réseau principal au Canada en 2012 tenait compte d'un ajustement des droits de la canalisation 9 lié aux services fournis au cours de périodes antérieures.
- Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux de 2013 comprend une charge découlant du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
- Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux de 2013 tient compte d'un ajustement visant à comptabiliser des produits tirés de certains contrats fermes à long terme de manière proportionnelle sur la durée des contrats en question. Les droits de rattrapage sont accumulés 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 ou aucun des coûts ne soient assumés par Enbridge. Ainsi, le bénéfice ajusté rend compte de l'apport découlant de ces contrats proportionnellement sur la durée des contrats, peu importe les volumes expédiés.
- Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux pour 2013 comprend un ajustement hors trésorerie et hors période ayant pour objet de reporter les produits découlant des droits de rattrapage accumulés aux termes de certains contrats d'expédition ferme à long terme.
- Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux pour 2013 comprend un ajustement hors trésorerie et hors période ayant pour objet de corriger les charges d'impôts reportés et de corriger le taux auquel les impôts reportés sont recouvrés aux termes d'un contrat à long terme.
- Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2012 tient compte d'un ajustement au titre de la comptabilisation de produits liés à des périodes antérieures.
DISTRIBUTION DE GAZ
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||||
| Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») | 59 | 56 | 156 | 149 | |||
| Autres activités de distribution et de stockage de gaz | 8 | 7 | 20 | 27 | |||
| Bénéfice ajusté | 67 | 63 | 176 | 176 | |||
| EGD - ajustement hors période de coûts de transport du gaz | - | - | (56 | ) | - | ||
| EGD - températures (supérieures) inférieures à la normale | 13 | 1 | 9 | (23 | ) | ||
| EGD - modifications du taux d'imposition | - | - | - | (9 | ) | ||
| EGD - comptabilisation de l'actif réglementaire | - | 63 | - | 63 | |||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 80 | 127 | 129 | 207 | |||
- Les résultats d'exploitation d'EGD en 2013 relèvent d'un règlement d'un an sur la base du coût du service (le « règlement de 2013 »), après la conclusion de celle de cinq ans intervenue selon le modèle de réglementation incitative (« RI ») à la fin de 2012. L'augmentation du bénéfice ajusté pour l'exercice et le quatrième trimestre de 2013 traduit la croissance de la clientèle, l'absence de partage des bénéfices aux termes du règlement de 2013 et l'augmentation des produits tirés du mécanisme de partage des bénéfices qui découle du dépassement des cibles fixées aux termes des programmes d'efficacité énergétique. Le bénéfice ajusté a aussi bénéficié du recouvrement de coûts liés aux régimes de retraite qui ont pu être transférés aux clients aux termes du règlement de 2013, alors que ces coûts ne pouvaient être recouvrés que partiellement selon le mécanisme de RI de 2012. En revanche, l'augmentation du bénéfice ajusté a été limitée par la baisse des produits tirés des activités non réglementées.
- Le bénéfice ajusté des autres activités de distribution et de stockage de gaz tient compte de la baisse des tarifs intervenue après la révision du mécanisme de tarification entrée en vigueur le 1er octobre 2012 pour Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Inc. (« EGNB »). La diminution du bénéfice a été en partie compensée par les nouveaux tarifs entrés en vigueur le 1er août 2013, qui ont permis à EGNB de recouvrer en entier ses besoins en matière de produits et qui ont fait augmenter le bénéfice au second semestre de 2013.
Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Distribution de gaz :
- Le bénéfice d'EGD pour 2013 rend compte d'une correction hors période des coûts de transport de gaz ayant été antérieurement reportés.
- Le bénéfice d'EGD a été ajusté pour toutes les périodes, de manière à tenir compte de l'incidence des conditions météorologiques.
- En 2012, le bénéfice d'EGD témoigne de l'incidence de modifications défavorables du taux d'imposition sur les passifs d'impôts futurs.
- En 2012, le bénéfice d'EGD tient compte de l'actif réglementaire lié au recouvrement de coûts se rapportant aux autres avantages postérieurs à l'emploi aux termes d'une ordonnance tarifaire de la Commission de l'énergie de l'Ontario.
GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||||||
| Aux Sable | 17 | 21 | 49 | 68 | |||||
| Services énergétiques | (19 | ) | 9 | 75 | 40 | ||||
| Alliance Pipeline US | 12 | 9 | 43 | 39 | |||||
| Pipeline Vector | 4 | 6 | 22 | 22 | |||||
| Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») | 2 | (3 | ) | (2 | ) | (3 | ) | ||
| Autres | 1 | - | 16 | 10 | |||||
| Bénéfice ajusté | 17 | 42 | 203 | 176 | |||||
| Aux Sable - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | - | (5 | ) | - | 10 | ||||
| Services énergétiques - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | (337 | ) | 21 | (206 | ) | (537 | ) | ||
| Offshore - perte de valeur d'actifs | - | (105 | ) | - | (105 | ) | |||
| Autres - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés | (1 | ) | - | (61 | ) | - | |||
| Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (321 | ) | (47 | ) | (64 | ) | (456 | ) | |
- La diminution du bénéfice ajusté d'Aux Sable pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 est principalement imputable à la baisse des marges de fractionnement et à la réduction des volumes d'éthane traité par suite des rejets. Les marges de fractionnement plus faibles ont occasionné le recul des apports tirés du mécanisme de partage des bénéfices prévu dans l'entente sur la vente de la production d'Aux Sable comparativement à l'exercice précédent.
- Le bénéfice ajusté des services énergétiques dépend des conditions sur le marché, notamment des écarts qualitatifs et temporels et des écarts liés à l'emplacement; les résultats obtenus lors d'une période donnée ne sont pas nécessairement garants des résultats futurs. Cette dépendance envers les conditions sur le marché a été mise en évidence par la tendance des résultats trimestriels comparativement à ceux du dernier exercice : les larges écarts qualitatifs et liés à l'emplacement ont donné lieu à un plus grand nombre d'occasions de réaliser des marges plus profitables au cours du premier semestre de 2013. Les occasions de commercialisation ont cependant commencé à se raréfier au troisième trimestre et se sont soldées au final par l'inscription d'une perte ajustée au quatrième trimestre par les services énergétiques. Les conditions sur le marché qui ont contribué à cette perte ajustée au quatrième trimestre sont entre autres les contraintes physiques qui ont limité le transport des barils, notamment la répartition des pipelines et les arrêts de production des raffineries, le rétrécissement des écarts liés à l'emplacement sur les marchés desservis physiquement par la capacité e transport engagée de Tidal Energy, et le rétrécissement des écarts qualitatifs qui limitent les possibilités de gestion des réservoirs. S'il est vrai que la rentabilité de la plupart des gammes d'activité a reculé, la perte subie au quatrième trimestre était principalement due aux pertes réalisées sur les contrats financiers conclus pour couvrir la valeur de la capacité de transport physique engagée, mais qui s'étaient avérés inefficaces au dernier trimestre de l'exercice.
- Le bénéfice d'Alliance Pipeline US reflète une hausse de la charge d'amortissement recouvrée par l'intermédiaire des droits ainsi que des résultats de la canalisation latérale de Tioga, entrée en service en 2013.
- La mise en service de l'agrandissement de Venice en novembre 2013, les économies de coûts réalisées par la société après la décision de ne pas renouveler l'assurance contre les ouragans et la diminution de la charge d'amortissement sont autant de facteurs qui ont contribué à améliorer le résultat d'Offshore. Toutefois, ces facteurs favorables ont été largement contrebalancés par la faiblesse persistante des volumes transportés par la plupart des pipelines d'Offshore en raison de la diminution de la production dans le golfe du Mexique. Le contexte difficile auquel Offshore a dû faire face en 2013 devrait persister et tirer les résultats vers le bas jusqu'à la mise en service du réseau de collecte de gaz de Walker Ridge et de l'oléoduc Big Foot, qui devraient avoir lieu au troisième trimestre de 2014 et au deuxième trimestre de 2015, respectivement.
- L'augmentation du bénéfice ajusté du sous-secteur Autres est attribuable essentiellement à la mise en service du projet de Lac-Alfred et à l'apport des frais gagnés sur le placement de la société dans l'usine à gaz Cabin, dont la société comptabilise les résultats depuis décembre 2012. L'augmentation du bénéfice ajusté a été en partie annulée par la cession au fonds de certains actifs d'énergie renouvelable en décembre 2012 ainsi que par la réduction de l'apport du projet éolien Cedar Point (« Cedar Point ») par suite de la baisse des ressources éoliennes. Les tendances du quatrième trimestre de 2013 s'apparentaient à celles de l'exercice complet; toutefois, les résultats du quatrième trimestre de Cedar Point étaient comparables à ceux de la période correspondante de 2012.
Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques :
- Le bénéfice d'Aux Sable pour 2012 tenait compte des variations de la juste valeur des instruments financiers dérivés liés aux contrats à terme de gestion des risques de traitement du gaz.
- Le bénéfice (la perte) du secteur Services énergétiques pour chaque période tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur en raison de la réévaluation d'instruments financiers dérivés servant à gérer le risque lié à la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage ainsi que de la réévaluation des stocks. Un gain ou une perte sur un tel instrument dérivé financier correspond à une perte ou un gain semblable, mais opposé, sur la valeur de l'opération physique sous-jacente qui devrait être réalisée ultérieurement au moment du règlement de l'opération physique. Contrairement à la variation de la valeur de l'instrument financier dérivé, le gain ou la perte de valeur de l'opération physique sous-jacente est constaté aux fins des états financiers dans les périodes au cours desquelles il est réalisé.
- Le bénéfice ajusté en 2013 ne tient pas compte d'une perte unique réalisée de 58 M$ pour mettre fin à des contrats dérivés utilisés comme couverture d'opérations prévues au sein du secteur des services énergétiques qui ne sont plus probables.
- Les pertes de 2012 d'Offshore ont subi l'incidence d'une perte de valeur liée à certains de ses actifs, situés principalement dans les corridors Stingray et Garden Banks.
- Les autres résultats de 2013 tiennent compte des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur des instruments financiers dérivés. La perte non réalisée reflétait la variation de la valeur des contrats dérivés à long terme sur prix de l'électricité que la société avait acquis pour couvrir les produits d'exploitation et les flux de trésorerie attendus du projet éolien de Blackspring Ridge.
PLACEMENTS À TITRE DE PROMOTEUR
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||||||
| Enbridge Energy Partners, L. P. (« EEP ») | 46 | 32 | 165 | 141 | |||||
| Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP ») | 14 | 6 | 38 | 38 | |||||
| Enbridge Income Fund (le « fonds ») | 29 | 30 | 110 | 85 | |||||
| Bénéfice ajusté | 89 | 68 | 313 | 264 | |||||
| EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement | - | - | 6 | 24 | |||||
| EEP - coûts de correction de déversement | (9 | ) | - | (44 | ) | (9 | ) | ||
| EEP - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés | (3 | ) | (3 | ) | (6 | ) | (2 | ) | |
| EEP - écart ou modification du taux d'imposition | - | - | (3 | ) | - | ||||
| EEP - gain à la vente d'actifs non essentiels | 2 | - | 2 | - | |||||
| EEP - coûts d'une enquête sur la commercialisation et le transport par camion de LGN | - | - | - | (1 | ) | ||||
| EEP - ajustement d'exercices antérieurs | - | 7 | - | 7 | |||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 79 | 72 | 268 | 283 | |||||
- Le bénéfice ajusté d'EEP s'est accru pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 principalement par suite des distributions reçues en mai 2013 sur le placement que détient Enbridge en parts privilégiées d'EEP et de la hausse des primes sous forme de distributions. La hausse du bénéfice ajusté s'explique également par les apports des activités liés aux hydrocarbures liquides d'EEP attribuables à l'augmentation des droits sur les principaux actifs pipeliniers du secteur et par l'incidence positive de la mise en service de nouveaux actifs. La hausse du bénéfice ajusté a cependant été en partie annulée par le rétrécissement des volumes du réseau du Dakota du Nord imputable aux larges écarts de prix sur le pétrole brut qui ont rendu le transport ferroviaire concurrentiel, bien que le resserrement des écarts de prix sur le brut au second semestre de 2013 se soit traduit par un certain retour des volumes au réseau en question. La concurrence du transport ferroviaire devrait se maintenir, puisque le transport par rail permet d'atteindre certains marchés qui ne sont pas desservis par pipeline à l'heure actuelle. Le bénéfice ajusté d'EEP tient également compte des coûts liés à l'exécution des essais hydrostatiques de la canalisation 14 du réseau de Lakehead ainsi que d'une charge d'amortissement plus élevée associée aux nouveaux actifs mis en service. Les volumes inférieurs et les faibles prix du gaz naturel et des LGN des entreprises d'EEP ont en partie fait contrepoids à la hausse du bénéfice ajusté, tout comme la hausse des frais d'exploitation et d'administration principalement liés à l'accroissement des effectifs.
- Le bénéfice d'EELP rend compte de sa participation dans Alberta Clipper, ainsi que dans les projets d'accès vers l'est et d'agrandissement du réseau principal de Lakehead. Le bénéfice de l'exercice complet d'EELP est resté comparable d'un exercice à l'autre en raison de divers facteurs qui se sont mutuellement annulés. Le bénéfice d'Alberta Clipper a diminué par suite de la baisse des droits qui est entrée en vigueur le 1er avril 2013. Les écarts entre le bénéfice d'Alberta Clipper et le rendement de base autorisé par la réglementation sont recouvrés auprès des expéditeurs ou remboursés à ces derniers au cours de l'exercice qui suit. La diminution du bénéfice d'Alberta Clipper a été compensée par l'incidence positive des produits supplémentaires tirés de diverses composantes de petite envergure du projet d'accès vers l'est qui ont été mises en service en 2013, notamment l'agrandissement de la canalisation 5. Le bénéfice du quatrième trimestre reflète l'incidence positive des produits supplémentaires tirés de composantes additionnelles du projet d'accès vers l'est qui ont été mises en service.
- L'augmentation du bénéfice du fonds est attribuable au bénéfice tiré des actifs de stockage de pétrole brut et de production d'énergie renouvelable acquis d'Enbridge et de ses filiales en propriété exclusive en décembre 2012. Le bénéfice a également subi l'incidence favorable des distributions sur les parts privilégiées supérieures reçues du fonds et des résultats du programme d'agrandissement dans la région de Bakken, dont les activités ont commencé en mars 2013. Cette croissance du bénéfice a été en partie annulée par la hausse de la charge d'intérêts et par une charge non récurrente se rapportant à la radiation d'un montant réglementaire reporté dont le recouvrement n'était plus probable. Une charge d'impôt plus élevée au quatrième trimestre de 2013 a également fait contrepoids aux tendances positives susmentionnées pour l'exercice complet.
Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur :
- Le bénéfice d'EEP en 2013 et en 2012 tient compte des règlements des compagnies d'assurance associés à la fuite de pétrole brut de la canalisation 6B.
- Le bénéfice d'EEP pour 2013 et 2012 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 pour chaque période tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés.
- Le bénéfice d'EEP pour 2013 tient compte d'un ajustement fiscal reporté hors trésorerie pour une période antérieure découlant d'une modification législative.
- Le bénéfice d'EEP de 2013 comprend un gain à la vente d'actifs non essentiels.
- En 2012, le bénéfice d'EEP rend compte de charges associées à des honoraires juridiques et comptables en rapport avec une enquête au sujet d'une filiale de transport par camion et de commercialisation de LGN menée à terme au premier trimestre de 2012.
- Le bénéfice d'EEP en 2012 tient compte d'un ajustement hors période non récurrent.
ACTIVITÉS NON SECTORIELLES
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||||||
| Noverco Inc. (« Noverco ») | 20 | 8 | 54 | 27 | |||||
| Autres activités non sectorielles | (36 | ) | (31 | ) | (82 | ) | (57 | ) | |
| Perte ajustée | (16 | ) | (23 | ) | (28 | ) | (30 | ) | |
| Noverco - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | - | 1 | 4 | (10 | ) | ||||
| Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites | - | - | - | (12 | ) | ||||
| Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés | (129 | ) | (54 | ) | (306 | ) | (22 | ) | |
| Autres activités non sectorielles - incidence de la modification du taux d'imposition | - | (4 | ) | 18 | (11 | ) | |||
| Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers | - | - | 4 | 29 | |||||
| Autres activités non sectorielles - perte de valeur d'actifs | (6 | ) | - | (6 | ) | - | |||
| Autres activités non sectorielles - pertes de change non réalisées à la conversion de soldes intersociétés en devises, montant net | - | - | - | (17 | ) | ||||
| Autres activités non sectorielles - impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés | - | (56 | ) | - | (56 | ) | |||
| Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (151 | ) | (136 | ) | (314 | ) | (129 | ) | |
- Le bénéfice ajusté de Noverco s'est accru pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 et comprend le rendement du placement en actions privilégiées de la société ainsi que sa quote-part des résultats tirés des placements de distribution de gaz et d'électricité sous-jacents de Noverco. L'augmentation du bénéfice ajusté est principalement attribuable à l'accroissement des volumes de la franchise de distribution de gaz desservant le Québec de Société en commandite Gaz Métro (« Gas Métro »), aux apports provenant d'un exercice complet d'exploitation des actifs de distribution d'électricité acquis vers le milieu de 2012 et à un modeste gain non récurrent tiré de la vente d'actifs, chiffré à quelque 3 M$. Le bénéfice ajusté a aussi monté légèrement sous l'effet du bénéfice accru procuré par le placement en actions privilégiées. L'augmentation du bénéfice ajusté a été en partie annulée par une baisse du rendement des capitaux propres autorisé par l'organisme de réglementation qui régit Gaz Métro.
- L'entreprise de distribution d'électricité de Noverco est assujettie à des variations selon la saison, semblables à celles liées aux activités de distribution de gaz, son bénéfice sur l'exercice étant ainsi dégagé, pour la plus grande partie, pendant les mois les plus froids de l'année. Ce caractère saisonnier gonfle l'incidence de l'augmentation du bénéfice attribuable à l'acquisition des actifs de distribution d'électricité, puisque les résultats de 2013 comprennent le premier trimestre, contrairement à ceux de 2012, l'acquisition ayant eu lieu vers le milieu de l'exercice.
- La perte ajustée des autres activités non sectorielles a augmenté pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2013 en raison des dividendes versés sur les nouvelles actions privilégiées émises pour financer les projets de croissance de la société. La perte a été en partie été annulée par la diminution des frais de financement nets des autres activités non sectorielles ainsi que par la réduction des frais d'exploitation et d'administration.
Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur la perte des activités non sectorielles :
- Le bénéfice de Noverco pour 2013 et 2012 tient compte des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés.
- La perte de Noverco pour 2012 tenaient compte d'un ajustement défavorable à la quote-part du résultat des satellites lié à des périodes antérieures.
- La perte des autres activités non sectorielles de chaque période tient compte des variations des gains et pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés relativement aux positions de gestion du risque de change à terme.
- La perte des autres activités non sectorielles pour 2013 et 2012 tient compte des modifications du taux d'imposition futures prévues.
- Un recouvrement d'impôts liés à un investissement étranger historique a permis de réduire la perte des autres activités non sectorielles pour 2013 et 2012.
- La perte des autres activités non sectorielles de 2013 comprend des charges liées à la perte de valeur d'actifs.
- En 2012, le bénéfice des autres activités non sectorielles comprend des pertes de change non réalisées nettes à la conversion de soldes intersociétés en devises.
- En 2012, la perte des autres activités non sectorielles a subi l'incidence de l'impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés.
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||||||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (267 | ) | 146 | 446 | 602 | ||||
| Éléments d'ajustement : | |||||||||
| Oléoducs | |||||||||
| Réseau principal au Canada - variations des (gains) pertes)non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 143 | 41 | 268 | (42 | ) | ||||
| Réseau principal au Canada - Ajustement de la tarification de la canalisation 9 | - | - | - | (6 | ) | ||||
| Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations | 3 | - | 56 | - | |||||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage | 13 | - | 13 | - | |||||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de droits de rattrapage | - | - | 37 | - | |||||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de recouvrements aux termes de contrats à long terme, montant net | - | - | (31 | ) | - | ||||
| Réseau régional des sables bitumineux - ajustement d'exercices antérieurs | - | 6 | - | 6 | |||||
| Distribution de gaz | |||||||||
| EGD - ajustement hors période de coûts de transport du gaz | - | - | 56 | - | |||||
| EGD - températures supérieures (inférieures) à la normale | (13 | ) | (1 | ) | (9 | ) | 23 | ||
| EGD - modifications du taux d'imposition | - | - | - | 9 | |||||
| EGD - comptabilisation de l'actif réglementaire | - | (63 | ) | - | (63 | ) | |||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | |||||||||
| Aux Sable - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | - | 5 | - | (10 | ) | ||||
| Services énergétiques - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 337 | (21 | ) | 206 | 537 | ||||
| Offshore - perte de valeur d'actifs | - | 105 | - | 105 | |||||
| Autres - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 1 | 1 | - | 61 | - | |||||
| Placements à titre de promoteur | |||||||||
| EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement | - | - | (6 | ) | (24 | ) | |||
| EEP - coûts de correction de déversement | 9 | - | 44 | 9 | |||||
| EEP - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 3 | 3 | 6 | 2 | |||||
| EEP - écart ou modification du taux d'imposition | - | - | 3 | - | |||||
| EEP - gain à la vente d'actifs non essentiels | (2 | ) | - | (2 | ) | - | |||
| EEP - Coûts d'une enquête sur la commercialisation et le transport par camion de LGN | - | - | - | 1 | |||||
| EEP - ajustement d'exercices antérieurs | - | (7 | ) | - | (7 | ) | |||
| Activités non sectorielles | |||||||||
| Noverco - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 | - | (1 | ) | (4 | ) | 10 | |||
| Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites | - | - | - | 12 | |||||
| Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés1 | 129 | 54 | 306 | 22 | |||||
| Autres activités non sectorielles - incidence de la modification du taux d'imposition | - | 4 | (18 | ) | 11 | ||||
| Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers | - | - | (4 | ) | (29 | ) | |||
| Autres activités non sectorielles - perte de valeur d'actifs | 6 | - | 6 | - | |||||
| Autres activités non sectorielles - pertes de change non réalisées à la conversion de soldes intersociétés en devises, montant net | - | - | - | 17 | |||||
| Autres activités non sectorielles - impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés | - | 56 | - | 56 | |||||
| Bénéfice ajusté | 362 | 327 | 1 434 | 1 241 | |||||
| 1 | Les variations des gains et pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. |
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique le vendredi 14 février 2014 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats annuels de 2013. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-888-895-5271 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6547 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 36464288#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://www.media-server.com/m/p/dr8k5n2v. 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 jusqu'au 21 février 2014 en composant sans frais le1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 36464288#).
Après un exposé du 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 placement. 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 plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. En tant que producteur d'électricité, Enbridge possède des participations dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de plus de 1 800 mégawatts et accroît ses participations dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 10 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis et se classe au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2013. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.
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 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.
POINTS SAILLANTS
| Trimestres clos les | Exercices clos les | |||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | |||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||||||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | ||||||||||
| Oléoducs | 46 | 130 | 427 | 697 | ||||||
| Distribution de gaz | 80 | 127 | 129 | 207 | ||||||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | (325 | ) | 32 | (68 | ) | (377 | ) | |||
| Placements à titre de promoteur | 79 | 72 | 268 | 283 | ||||||
| Activités non sectorielles | (151 | ) | (136 | ) | (314 | ) | (129 | ) | ||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (271 | ) | 225 | 442 | 681 | |||||
| Activités abandonnées - gazoducs, traitement et services énergétiques | 4 | (79 | ) | 4 | (79 | ) | ||||
| (267 | ) | 146 | 446 | 602 | ||||||
| Résultat par action ordinaire | (0,33 | ) | 0,19 | 0,55 | 0,78 | |||||
| Résultat dilué par action ordinaire | (0,32 | ) | 0,18 | 0,55 | 0,77 | |||||
| Bénéfice ajusté2 | ||||||||||
| Oléoducs | 205 | 177 | 770 | 655 | ||||||
| Distribution de gaz | 67 | 63 | 176 | 176 | ||||||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | 17 | 42 | 203 | 176 | ||||||
| Placements à titre de promoteur | 89 | 68 | 313 | 264 | ||||||
| Activités non sectorielles | (16 | ) | (23 | ) | (28 | ) | (30 | ) | ||
| 362 | 327 | 1 434 | 1 241 | |||||||
| Bénéfice ajusté par action ordinaire1 | 0,44 | 0,42 | 1,78 | 1,61 | ||||||
| Données sur les flux de trésorerie | ||||||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 781 | 502 | 3 341 | 2 874 | ||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement | (3 277 | ) | (2 182 | ) | (9 431 | ) | (6 204 | ) | ||
| Flux de trésorerie liés aux activités de financement | 2 744 | 1 725 | 5 070 | 4 395 | ||||||
| Dividendes | ||||||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | 261 | 227 | 1 035 | 895 | ||||||
| Dividendes payés par action ordinaire | 0,3150 | 0,2825 | 1,26 | 1,13 | ||||||
| Actions en circulation(en millions) | ||||||||||
| Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation | 817 | 783 | 806 | 772 | ||||||
| Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires | ||||||||||
| en circulation | 826 | 795 | 817 | 785 | ||||||
| Données d'exploitation | ||||||||||
| Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour) | ||||||||||
| Réseau principal au Canada2 | 1 827 | 1 622 | 1 737 | 1 646 | ||||||
| Réseau régional des sables bitumineux3 | 666 | 477 | 533 | 414 | ||||||
| Pipeline Spearhead | 168 | 133 | 172 | 151 | ||||||
| Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD ») | ||||||||||
| Volumes (en milliards de pieds cubes) | 135 | 123 | 434 | 395 | ||||||
| Nombre de clients actifs (en milliers)4 | 2 065 | 2 032 | 2 065 | 2 032 | ||||||
| Degrés-jours de chauffage5 | ||||||||||
| Chiffres réels | 1 368 | 1 205 | 3 746 | 3 194 | ||||||
| Prévisions fondées sur la température normale | 1 248 | 1 204 | 3 668 | 3 532 | ||||||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques | ||||||||||
| Débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour) | ||||||||||
| Alliance Pipeline US | 1 552 | 1 561 | 1 565 | 1 553 | ||||||
| Pipeline Vector | 1 446 | 1 575 | 1 494 | 1 534 | ||||||
| Enbridge Offshore Pipelines | 1 388 | 1 547 | 1 412 | 1 540 | ||||||
| 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 dans les PCGR. |
| 2 | 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. |
| 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 | 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 les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | |||||||||
| Produits d'exploitation | |||||||||
| Ventes de marchandises | 6 939 | 4 978 | 26 039 | 18 494 | |||||
| Ventes liées à la distribution de gaz | 710 | 585 | 2 265 | 1 910 | |||||
| Transport et autres services | 644 | 1 444 | 4 614 | 4 256 | |||||
| 8 293 | 7 007 | 32 918 | 24 660 | ||||||
| Charges | |||||||||
| Coûts des marchandises | 6 773 | 4 997 | 25 222 | 17 959 | |||||
| Coûts liés à la distribution de gaz | 490 | 441 | 1 585 | 1 220 | |||||
| Exploitation et administration | 788 | 702 | 3 014 | 2 739 | |||||
| Amortissement | 362 | 325 | 1 370 | 1 236 | |||||
| Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | 82 | 18 | 362 | (88 | ) | ||||
| 8 495 | 6 483 | 31 553 | 23 066 | ||||||
| (202 | ) | 524 | 1 365 | 1 594 | |||||
| Quote-part du résultat des satellites | 86 | 66 | 330 | 195 | |||||
| Autres produits (charges) | (82 | ) | 36 | (135 | ) | 238 | |||
| Charge d'intérêts | (265 | ) | (211 | ) | (947 | ) | (841 | ) | |
| (463 | ) | 415 | 613 | 1 186 | |||||
| Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices | 216 | (158 | ) | (123 | ) | (171 | ) | ||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies | (247 | ) | 257 | 490 | 1 015 | ||||
| Activités abandonnées | |||||||||
| Bénéfice (perte) des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | 6 | (123 | ) | 6 | (123 | ) | |||
| (Charge) économie d'impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | (2 | ) | 44 | (2 | ) | 44 | |||
| Bénéfice (perte) des activités abandonnées | 4 | (79 | ) | 4 | (79 | ) | |||
| Bénéfice (perte) | (243 | ) | 178 | 494 | 936 | ||||
| (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 28 | 4 | 135 | (229 | ) | ||||
| Bénéfice (perte) attribuable à Enbridge Inc. | (215 | ) | 182 | 629 | 707 | ||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (52 | ) | (36 | ) | (183 | ) | (105 | ) | |
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | (267 | ) | 146 | 446 | 602 | ||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | |||||||||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies | (271 | ) | 225 | 442 | 681 | ||||
| Bénéfice (perte) des activités abandonnées, déduction faite des impôts | 4 | (79 | ) | 4 | (79 | ) | |||
| (267 | ) | 146 | 446 | 602 | |||||
| Bénéfice par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | |||||||||
| Activités poursuivies | (0,33 | ) | 0,29 | 0,55 | 0,88 | ||||
| Activités abandonnées | - | (0,10 | ) | - | (0,10 | ) | |||
| (0,33 | ) | 0,19 | 0,55 | 0,78 | |||||
| Bénéfice dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | |||||||||
| Activités poursuivies | (0,32 | ) | 0,28 | 0,55 | 0,87 | ||||
| Activités abandonnées | - | (0,10 | ) | - | (0,10 | ) | |||
| (0,32 | ) | 0,18 | 0,55 | 0,77 | |||||
ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
| Trimestres clos les | Exercices clos les | ||||||||
| 31 décembre | 31 décembre | ||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | ||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||||||
| Bénéfice | (243 | ) | 178 | 494 | 936 | ||||
| Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts | |||||||||
| Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie | 157 | 48 | 697 | (176 | ) | ||||
| Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures d'investissement net | (56 | ) | (15 | ) | (96 | ) | 13 | ||
| Autres éléments du résultat global des satellites | (1 | ) | (1 | ) | 11 | 2 | |||
| Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées | 6 | (10 | ) | 72 | 7 | ||||
| Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées | 22 | 18 | 39 | 20 | |||||
| Reclassement dans le résultat des montants au titre de l'amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite | 5 | 4 | 27 | 18 | |||||
| Gains (pertes) actuariels sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite | 114 | (56 | ) | 114 | (56 | ) | |||
| Variation de l'écart de conversion | 422 | 101 | 710 | (158 | ) | ||||
| Autres éléments du résultat global | 669 | 89 | 1 574 | (330 | ) | ||||
| Résultat global | 426 | 267 | 2 068 | 606 | |||||
| Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (142 | ) | (57 | ) | (276 | ) | (165 | ) | |
| Résultat global attribuable à Enbridge Inc. | 284 | 210 | 1 792 | 441 | |||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (52 | ) | (36 | ) | (183 | ) | (105 | ) | |
| Résultat global attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 232 | 174 | 1 609 | 336 | |||||
ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
| Exercices clos les 31 décembre | 2013 | 2012 | ||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||||
| Actions privilégiées | ||||||
| Solde au début de l'exercice | 3 707 | 1 056 | ||||
| Émission d'actions privilégiées | 1 434 | 2 651 | ||||
| Solde à la fin de l'exercice | 5 141 | 3 707 | ||||
| Actions ordinaires | ||||||
| Solde au début de l'exercice | 4 732 | 3 969 | ||||
| Émission d'actions ordinaires | 582 | 388 | ||||
| Régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions | 361 | 297 | ||||
| Actions émises à l'exercice d'options sur actions | 69 | 78 | ||||
| Solde à la fin de l'exercice | 5 744 | 4 732 | ||||
| Surplus d'apport | ||||||
| Solde au début de l'exercice | 522 | 242 | ||||
| Rémunération à base d'actions | 28 | 26 | ||||
| Options exercées | (17 | ) | (17 | ) | ||
| Émission d'actions autodétenues | 208 | 236 | ||||
| Gains de dilution et autres gains | 5 | 35 | ||||
| Solde à la fin de l'exercice | 746 | 522 | ||||
| Bénéfices non répartis | ||||||
| Solde au début de l'exercice | 3 173 | 3 643 | ||||
| Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. | 629 | 707 | ||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (183 | ) | (105 | ) | ||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | (1 035 | ) | (895 | ) | ||
| Dividendes versés sur la participation croisée | 19 | 20 | ||||
| Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (53 | ) | (197 | ) | ||
| Solde à la fin de l'exercice | 2 550 | 3 173 | ||||
| Cumul des autres éléments du résultat global | ||||||
| Solde au début de l'exercice | (1 762 | ) | (1 496 | ) | ||
| Autres éléments du résultat global attribuables aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 1 163 | (266 | ) | |||
| Solde à la fin de l'exercice | (599 | ) | (1 762 | ) | ||
| Participation croisée | ||||||
| Solde au début de l'exercice | (126 | ) | (187 | ) | ||
| Émission d'actions autodétenues | 40 | 61 | ||||
| Solde à la fin de l'exercice | (86 | ) | (126 | ) | ||
| Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. | 13 496 | 10 246 | ||||
| Participations ne donnant pas le contrôle | ||||||
| Solde au début de l'exercice | 3 258 | 3 141 | ||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | (111 | ) | 241 | |||
| Autres éléments du résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts | ||||||
| Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie | 166 | (39 | ) | |||
| Variation de l'écart de conversion | 223 | (60 | ) | |||
| Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées | 4 | 23 | ||||
| Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées | 14 | 13 | ||||
| 407 | (63 | ) | ||||
| Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | 296 | 178 | ||||
| Distributions | (468 | ) | (421 | ) | ||
| Apports | 922 | 382 | ||||
| Gains de dilution | - | 6 | ||||
| Acquisitions | - | (25 | ) | |||
| Autres | 6 | (3 | ) | |||
| Solde à la fin de l'exercice | 4 014 | 3 258 | ||||
| Total des capitaux propres | 17 510 | 13 504 | ||||
| Dividendes payés par action ordinaire | 1,26 | 1,13 | ||||
ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre |
|||||||||
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |||||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||||||
| Activités d'exploitation | ||||||||||
| Bénéfice (perte) | (243 | ) | 178 | 494 | 936 | |||||
| (Bénéfice) perte des activités abandonnées | (4 | ) | 79 | (4 | ) | 79 | ||||
| Amortissement | 362 | 325 | 1 370 | 1 236 | ||||||
| (Recouvrement) charge d'impôts sur les bénéfices reportés | (234 | ) | 63 | 131 | 3 | |||||
| Variation des (gains) pertes non réalisés sur les instruments dérivés, montant net | 988 | (83 | ) | 1 262 | 665 | |||||
| Excédent des distributions en trésorerie par rapport à la quote-part du bénéfice des satellites | 39 | 29 | 355 | 439 | ||||||
| Pertes de valeur | 6 | 39 | 6 | 39 | ||||||
| Autres | (16 | ) | 67 | (9 | ) | 109 | ||||
| Variation de l'actif et du passif réglementaires | (25 | ) | 9 | (11 | ) | 44 | ||||
| Variation des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements | (53 | ) | 20 | 148 | (26 | ) | ||||
| Variation de l'actif et du passif d'exploitation | (47 | ) | (234 | ) | (409 | ) | (660 | ) | ||
| Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies | 773 | 492 | 3 333 | 2 864 | ||||||
| Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées | 8 | 10 | 8 | 10 | ||||||
| 781 | 502 | 3 341 | 2 874 | |||||||
| Activités d'investissement | ||||||||||
| Nouvelles immobilisations corporelles | (2 950 | ) | (1 787 | ) | (8 235 | ) | (5 194 | ) | ||
| Placements à long terme | (292 | ) | (272 | ) | (1 018 | ) | (531 | ) | ||
| Acquisition d'actifs incorporels | (75 | ) | (33 | ) | (212 | ) | (163 | ) | ||
| Acquisitions, déduction faite de la trésorerie acquise | - | (119 | ) | - | (340 | ) | ||||
| Prêts à des sociétés affiliées, montant net | 3 | 4 | 8 | 8 | ||||||
| Produit tiré de la vente de placements et d'actifs nets | 41 | 18 | 41 | 18 | ||||||
| Variation de la trésorerie soumise à restrictions | (4 | ) | 7 | (15 | ) | (2 | ) | |||
| (3 277 | ) | (2 182 | ) | (9 431 | ) | (6 204 | ) | |||
| Activités de financement | ||||||||||
| Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme | (125 | ) | 127 | (350 | ) | 412 | ||||
| Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit | 1 210 | 398 | 1 562 | (294 | ) | |||||
| Variation nette du financement du projet Southern Lights | - | - | (5 | ) | (13 | ) | ||||
| Émissions de débentures et de billets à moyen terme | 1 613 | 1 200 | 2 845 | 2 199 | ||||||
| Remboursements sur les débentures et les billets à moyen terme | (250 | ) | (193 | ) | (660 | ) | (349 | ) | ||
| Remboursement de dette acquise | - | (160 | ) | - | (160 | ) | ||||
| Apports des participations ne donnant pas le contrôle | 399 | 7 | 922 | 448 | ||||||
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle | (120 | ) | (116 | ) | (468 | ) | (421 | ) | ||
| Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 1 | 213 | 92 | 213 | ||||||
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (18 | ) | (14 | ) | (72 | ) | (49 | ) | ||
| Émission d'actions privilégiées | 242 | 389 | 1 428 | 2 634 | ||||||
| Émission d'actions ordinaires | 12 | 46 | 628 | 465 | ||||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | (50 | ) | (30 | ) | (178 | ) | (93 | ) | ||
| Dividendes sur les actions ordinaires | (170 | ) | (142 | ) | (674 | ) | (597 | ) | ||
| 2 744 | 1 725 | 5 070 | 4 395 | |||||||
| Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents libellés en devises | 12 | 5 | 20 | (12 | ) | |||||
| Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents | 260 | 50 | (1 000 | ) | 1 053 | |||||
| Trésorerie et équivalents au début de l'exercice | 516 | 1 726 | 1 776 | 723 | ||||||
| Trésorerie et équivalents à la fin de l'exercice | 776 | 1 776 | 776 | 1 776 | ||||||
| Trésorerie et équivalents liés aux activités abandonnées | (20 | ) | - | (20 | ) | - | ||||
| Trésorerie et équivalents liés aux activités poursuivies | 756 | 1 776 | 756 | 1 776 | ||||||
ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
| 31 décembre | 2013 | 2012 | ||||
| (non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||
| Actif | ||||||
| Actif à court terme | ||||||
| Trésorerie et équivalents | 756 | 1 776 | ||||
| Trésorerie soumise à restrictions | 34 | 19 | ||||
| Comptes débiteurs et autres créances | 4 956 | 4 014 | ||||
| Montants à recevoir de sociétés affiliées | 65 | 12 | ||||
| Stocks | 1 115 | 779 | ||||
| Actifs détenus en vue de la vente | 24 | - | ||||
| 6 950 | 6 600 | |||||
| Immobilisations corporelles, montant net | 42 279 | 33 318 | ||||
| Placements à long terme | 4 212 | 3 175 | ||||
| Montants reportés et autres actifs | 2 662 | 2 461 | ||||
| Actifs incorporels, montant net | 1 004 | 817 | ||||
| Écart d'acquisition | 445 | 419 | ||||
| Impôts sur les bénéfices reportés | 16 | 10 | ||||
| 57 568 | 46 800 | |||||
| Passif et capitaux propres | ||||||
| Passif à court terme | ||||||
| Dette bancaire | 338 | 479 | ||||
| Emprunts à court terme | 374 | 583 | ||||
| Comptes créditeurs et autres dettes | 6 664 | 5 052 | ||||
| Montants à payer à des sociétés affiliées | 46 | - | ||||
| Intérêts à payer | 228 | 196 | ||||
| Passifs environnementaux | 260 | 107 | ||||
| Partie à court terme de la dette à long terme | 2 811 | 652 | ||||
| Passifs détenus en vue de la vente | 7 | - | ||||
| 10 728 | 7 069 | |||||
| Dette à long terme | 22 357 | 20 203 | ||||
| Autres passifs à long terme | 2 938 | 2 541 | ||||
| Impôts sur les bénéfices reportés | 2 925 | 2 483 | ||||
| Passifs détenus en vue de la vente | 57 | - | ||||
| 39 005 | 32 296 | |||||
| Engagements et éventualités | ||||||
| Participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 1 053 | 1 000 | ||||
| Capitaux propres | ||||||
| Capital-actions | ||||||
| Actions privilégiées | 5 141 | 3 707 | ||||
| Actions ordinaires | 5 744 | 4 732 | ||||
| Surplus d'apport | 746 | 522 | ||||
| Bénéfices non répartis | 2 550 | 3 173 | ||||
| Cumul des autres éléments du résultat global | (599 | ) | (1 762 | ) | ||
| Participation croisée | (86 | ) | (126 | ) | ||
| Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. | 13 496 | 10 246 | ||||
| Participations ne donnant pas le contrôle | 4 014 | 3 258 | ||||
| 17 510 | 13 504 | |||||
| 57 568 | 46 800 | |||||
INFORMATIONS SECTORIELLES
| Trimestre clos le 31 décembre 2013 | 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 | 492 | 841 | 4 826 | 2 134 | - | 8 293 | |||||||
| Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | - | (490 | ) | (5 349 | ) | (1 424 | ) | - | (7 263 | ) | |||
| Exploitation et administration | (280 | ) | (134 | ) | (17 | ) | (331 | ) | (26 | ) | (788 | ) | |
| Amortissement | (114 | ) | (84 | ) | (23 | ) | (139 | ) | (2 | ) | (362 | ) | |
| Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | (11 | ) | - | - | (71 | ) | - | (82 | ) | ||||
| 87 | 133 | (563 | ) | 169 | (28 | ) | (202 | ) | |||||
| Quote-part du résultat des satellites | 29 | - | 45 | 15 | (3 | ) | 86 | ||||||
| Autres produits (charges) | 10 | 8 | 7 | 27 | (134 | ) | (82 | ) | |||||
| Intérêts créditeurs (débiteurs) | (85 | ) | (42 | ) | (23 | ) | (124 | ) | 9 | (265 | ) | ||
| Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices | 6 | (19 | ) | 209 | (37 | ) | 57 | 216 | |||||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 47 | 80 | (325 | ) | 50 | (99 | ) | (247 | ) | ||||
| Activités abandonnées | |||||||||||||
| Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | - | - | 6 | - | - | 6 | |||||||
| Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | - | - | (2 | ) | - | - | (2 | ) | |||||
| Bénéfice des activités abandonnées | - | - | 4 | - | - | 4 | |||||||
| Bénéfice (perte) | 47 | 80 | (321 | ) | 50 | (99 | ) | (243 | ) | ||||
| (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (1 | ) | - | - | 29 | - | 28 | ||||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (52 | ) | (52 | ) | |||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 46 | 80 | (321 | ) | 79 | (151 | ) | (267 | ) | ||||
| Total de l'actif | 20 950 | 7 942 | 7 015 | 18 527 | 3 134 | 57 568 | |||||||
| Trimestre clos le 31 décembre 2012 | 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 | 580 | 780 | 3 867 | 1 780 | - | 7 007 | |||||||
| Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | - | (441 | ) | (3 803 | ) | (1 194 | ) | - | (5 438 | ) | |||
| Exploitation et administration | (228 | ) | (139 | ) | (25 | ) | (281 | ) | (29 | ) | (702 | ) | |
| Amortissement | (113 | ) | (87 | ) | (7 | ) | (114 | ) | (4 | ) | (325 | ) | |
| Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | - | - | - | (18 | ) | - | (18 | ) | |||||
| 239 | 113 | 32 | 173 | (33 | ) | 524 | |||||||
| Quote-part du résultat des satellites | 20 | - | 34 | 15 | (3 | ) | 66 | ||||||
| Autres produits (charges) | (32 | ) | 87 | (1 | ) | 13 | (31 | ) | 36 | ||||
| Intérêts créditeurs (débiteurs) | (57 | ) | (42 | ) | (17 | ) | (106 | ) | 11 | (211 | ) | ||
| Impôts sur les bénéfices | (39 | ) | (31 | ) | (16 | ) | (28 | ) | (44 | ) | (158 | ) | |
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 131 | 127 | 32 | 67 | (100 | ) | 257 | ||||||
| Activités abandonnées | |||||||||||||
| Perte des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | - | - | (123 | ) | - | - | (123 | ) | |||||
| Économie d'impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | - | - | 44 | - | - | 44 | |||||||
| Perte des activités abandonnées | - | - | (79 | ) | - | - | (79 | ) | |||||
| Bénéfice (perte) | 131 | 127 | (47 | ) | 67 | (100 | ) | 178 | |||||
| (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (1 | ) | - | - | 5 | - | 4 | ||||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (36 | ) | (36 | ) | |||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 130 | 127 | (47 | ) | 72 | (136 | ) | 146 | |||||
| Total de l'actif | 15 124 | 7 416 | 5 349 | 15 648 | 3 263 | 46 800 | |||||||
| Exercice clos le 31 décembre 2013 | 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 | 2 272 | 2 741 | 20 310 | 7 595 | - | 32 918 | |||||||
| Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | - | (1 585 | ) | (20 244 | ) | (4 978 | ) | - | (26 807 | ) | |||
| Exploitation et administration | (1 006 | ) | (534 | ) | (221 | ) | (1 226 | ) | (27 | ) | (3 014 | ) | |
| Amortissement | (429 | ) | (321 | ) | (75 | ) | (530 | ) | (15 | ) | (1 370 | ) | |
| Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | (79 | ) | - | - | (283 | ) | - | (362 | ) | ||||
| 758 | 301 | (230 | ) | 578 | (42 | ) | 1 365 | ||||||
| Quote-part du résultat des satellites | 118 | - | 154 | 56 | 2 | 330 | |||||||
| Autres produits (charges) | 39 | 20 | 39 | 37 | (270 | ) | (135 | ) | |||||
| Intérêts créditeurs (débiteurs) | (319 | ) | (160 | ) | (81 | ) | (409 | ) | 22 | (947 | ) | ||
| Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices | (165 | ) | (32 | ) | 50 | (133 | ) | 157 | (123 | ) | |||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 431 | 129 | (68 | ) | 129 | (131 | ) | 490 | |||||
| Activités abandonnées | |||||||||||||
| Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | - | - | 6 | - | - | 6 | |||||||
| Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | - | - | (2 | ) | - | - | (2 | ) | |||||
| Bénéfice des activités abandonnées | - | - | 4 | - | - | 4 | |||||||
| Bénéfice (perte) | 431 | 129 | (64 | ) | 129 | (131 | ) | 494 | |||||
| (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (4 | ) | - | - | 139 | - | 135 | ||||||
| Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (183 | ) | (183 | ) | |||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 427 | 129 | (64 | ) | 268 | (314 | ) | 446 | |||||
| Total de l'actif | 20 950 | 7 942 | 7 015 | 18 527 | 3 134 | 57 568 | |||||||
Exercice clos le 31 décembre 2012 |
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 | 2 445 | 2 438 | 13 106 | 6 671 | - | 24 660 | |||||||
| Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | - | (1 220 | ) | (13 676 | ) | (4 283 | ) | - | (19 179 | ) | |||
| Exploitation et administration | (942 | ) | (528 | ) | (142 | ) | (1 076 | ) | (51 | ) | (2 739 | ) | |
| Amortissement | (399 | ) | (336 | ) | (57 | ) | (431 | ) | (13 | ) | (1 236 | ) | |
| Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | - | - | - | 88 | - | 88 | |||||||
| 1 104 | 354 | (769 | ) | 969 | (64 | ) | 1 594 | ||||||
| Quote-part du résultat des satellites | 46 | - | 141 | 55 | (47 | ) | 195 | ||||||
| Autres produits (charges) | (7 | ) | 83 | 33 | 49 | 80 | 238 | ||||||
| Intérêts créditeurs (débiteurs) | (250 | ) | (164 | ) | (50 | ) | (397 | ) | 20 | (841 | ) | ||
| Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices | (192 | ) | (66 | ) | 269 | (169 | ) | (13 | ) | (171 | ) | ||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 701 | 207 | (376 | ) | 507 | (24 | ) | 1 015 | |||||
| Activités abandonnées | |||||||||||||
| Perte des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | - | - | (123 | ) | - | - | (123 | ) | |||||
| Économie d'impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | - | - | 44 | - | - | 44 | |||||||
| Perte des activités abandonnées | - | - | (79 | ) | - | - | (79 | ) | |||||
| Bénéfice (perte) | 701 | 207 | (455 | ) | 507 | (24 | ) | 936 | |||||
| Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (4 | ) | - | (1 | ) | (224 | ) | - | (229 | ) | |||
| Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (105 | ) | (105 | ) | |||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 697 | 207 | (456 | ) | 283 | (129 | ) | 602 | |||||
| Total de l'actif | 15 124 | 7 416 | 5 349 | 15 648 | 3 263 | 46 800 | |||||||
| 1 | Comprennent la provision pour les fonds utilisés pendant la construction. |
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