Enbridge Inc.
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NYSE : ENB

Enbridge Inc.

04 nov. 2009 12h01 HE

Enbridge déclare un bénéfice record et révise à la hausse ses prévisions

Points saillants - Accroissement de 78 % du bénéfice ajusté du troisième trimestre qui atteint 152 M$ - Majoration de 105 % du bénéfice du troisième trimestre qui passe à 304 M$ - Hausse de 30 % du bénéfice ajusté sur neuf mois qui atteint 616 M$ (1,70 $ par action ordinaire) - Augmentation de 19 % du bénéfice sur neuf mois qui passe à 1 255 M$ (3,45 $ par action ordinaire) - Choix d'Enbridge pour des projets pipeliniers en eaux très profondes d'une valeur totale de 750 M$ US dans le golfe du Mexique - Ajout d'un projet d'énergie solaire de 20 mégawatts au portefeuille d'énergie renouvelable d'Enbridge

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 4 nov. 2009) - Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) "Le rendement d'Enbridge sur neuf mois continue de rendre compte d'une exploitation solide des secteurs Oléoducs et Gazoducs de la société, mentionne Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. En présence d'un tel rendement et compte tenu des perspectives en la matière, nous révisons à la hausse nos prévisions sur l'exercice et le résultat ajusté par action devrait ainsi se situer à l'intérieur d'une fourchette de 2,30 $ à 2,36 $, pour une augmentation supérieure à 20 % par rapport à l'exercice précédent."

En juillet et au début d'octobre, Enbridge a rendu publics deux nouveaux projets pipeliniers en eaux très profondes dans le golfe du Mexique, faisant progresser d'autant les objectifs de croissance visés pour ses réseaux d'oléoducs et de gazoducs.

M. Daniel poursuit : "Le réseau de collecte de gaz de Walker Ridge et l'oléoduc Big Foot confirment qu'Enbridge est fort bien placée face à la concurrence dans le golfe du Mexique, et en particulier que son expertise en matière de construction et d'exploitation d'infrastructures pipelinières en eaux très profondes est reconnue. Il est à noter que ces deux projets, qui représentent un investissement approximatif total de 0,8 G$ US, indiquent par ailleurs qu'Enbridge améliore le rapport qui existe entre risque et rendement pour ses actifs extracôtiers de manière à favoriser une plus grande correspondance avec son réseau de pipelines servant à l'acheminement de pétrole brut. A l'heure actuelle, Enbridge transporte sur ses réseaux 50 % de la production gazière extracôtière en eaux profondes du golfe et la société est bien placée pour davantage faire augmenter ce pourcentage.

"Du côté du gaz naturel, les possibilités de croissance d'Enbridge sont également favorables. Sa base d'actifs actuelle, adjacente aux gisements de gaz de schistes texans et louisianais ainsi qu'à ceux qui émergent dans le nord-est de la Colombie-Britannique comme dans la formation de Bakken en Saskatchewan et dans le Dakota du Nord, la place dans une position très avantageuse.

"Dans le secteur Oléoducs, il est encourageant de constater les signes toujours plus nombreux d'une activité renouvelée dans la région des sables bitumineux, allant de pair avec la remontée des prix des marchandises. Enbridge y est le plus gros exploitant de pipelines régionaux servant à l'acheminement de pétrole brut et c'est la société qui est le mieux en mesure de proposer aux producteurs le plus large éventail de solutions de transport souples, à petite ou grande échelle et au moment opportun, qui répondront à leurs besoins à court et à plus long terme. Nous constatons la présence d'importantes occasions de croissance, tant dans l'infrastructure pipelinière régionale que dans l'ouverture de l'accès à de nouveaux marchés pour le pétrole brut canadien, qui permettront à nos clients d'améliorer leurs revenus nets."

En octobre, dans l'optique de sa stratégie en matière d'énergie verte, Enbridge a dévoilé sa participation à un projet d'énergie solaire de 20 mégawatts à Sarnia, en Ontario.

"Le projet d'énergie solaire à Sarnia représente une composante essentielle de la stratégie d'investissement d'Enbridge dans les sources d'énergie renouvelable et de remplacement en complément des principales activités exercées, sans mentionner les avantages pour l'environnement en comparaison des modes classiques de production d'électricité, ajoute M. Daniel. Qui plus est, le rapport entre risque et rendement de ce projet correspond parfaitement au modèle à faible risque adopté par Enbridge pour son entreprise d'oléoducs. Nous prévoyons poursuivre sur notre lancée au chapitre des investissements en énergie renouvelable avec des caractéristiques semblables pour ce qui est du risque et du rendement. Il y a notamment d'autres investissements possibles en Ontario.

Au sein du secteur Placements à titre de promoteur, Enbridge Income Fund ("EIF") a annoncé un projet de restructuration interne le 2 novembre 2009."Enbridge a fait savoir qu'elle ne prévoyait pas faire l'acquisition de la participation du public dans EIF. La société croit que la restructuration proposée préservera la valeur pour les porteurs de parts et permettra à EIF de demeurer prospère, d'avoir accès à des capitaux supplémentaires et d'accroître les distributions grâce aux excellentes occasions de croissance interne dont elle dispose", a ajouté M. Daniel.

"Un regard vers l'avenir montre que nous avons des projets assurés sur le plan commercial d'une valeur supérieure à 12 G$ et qu'il existe des possibilités de croissance interne supplémentaires de 30 G$. Nous continuerons de nous concentrer sur une gestion du capital efficace et de faire preuve de discipline au moment d'évaluer les projets afin de pouvoir poursuivre dans cette voie sans pareille qui consiste à proposer aux investisseurs croissance et revenus dans le cadre d'une stratégie d'entreprise à fable risque."

Points saillants des projets du troisième trimestre de 2009

Pour un complément d'information sur les projets de croissance d'Enbridge, le lecteur est prié de consulter la section du rapport de gestion intitulée Faits nouveaux.

- Le 2 novembre 2009, Enbridge, en qualité d'administrateur d'EIF, a recommandé au conseil d'administration d'EIF un projet de restructuration d'EIF qui prendrait effet avant l'imposition des entités intermédiaires de placement déterminées ("EIPD") le 1er janvier 2011. La restructuration proposée comporterait l'échange des parts de fiducie des porteurs de parts publics, qui représentent collectivement une participation économique directe de 28 % dans EIF, contre des actions d'une société canadienne imposable ayant pour dénomination sociale Enbridge Income Fund Holdings Inc., plus un petit montant au comptant. La société conservera sa participation économique directe globale de 72 % dans EIF. Un comité composé d'administrateurs indépendants d'EIF, appuyé par des conseillers juridiques et financiers indépendants, a été créé pour passer en revue la recommandation de l'administrateur dans le contexte d'autres solutions possibles et formuler des recommandations aux porteurs de parts publics. La restructuration proposée serait assujettie à l'approbation des porteurs de parts à l'assemblée annuelle d'EIF en mai 2010.

- Le 5 octobre 2009, la société a signé une lettre d'intention avec Chevron USA, Inc., Statoil Gulf of Mexico LLC et Marubeni Oil & Gas (USA) Inc. visant la construction et l'exploitation d'un oléoduc pour la mise en valeur proposée du gisement en eaux très profondes de Big Foot, dans le golfe du Mexique. Cette annonce a suivi la signature, en juillet 2009, d'une lettre d'intention avec Chevron USA, Inc. visant la construction du réseau de collecte de gaz de Walker Ridge ("RCGWR") qui fournira des services de collecte pour le gaz naturel produit à partir des gisements de Jack, de St. Malo et de Big Foot que Chevron se propose d'exploiter. Le coût estimatif de l'oléoduc Big Foot, qui sera situé à quelque 274 kilomètres (170 milles) au sud de la côte louisianaise, sera d'environ 0,3 G$ US. En attendant de connaître la portée définitive du projet, les coûts estimatifs du RCGWR sont estimés à environ 0,5 G$ US.

- Le 2 octobre 2009, Enbridge a annoncé la signature d'une entente avec First Solar Inc. ("First Solar") visant l'aménagement d'une centrale à l'énergie solaire de 20 mégawatts près de Sarnia, en Ontario. Le projet de Sarnia devrait être mené à terme d'ici la fin de 2009. Cette installation d'énergie solaire, la plus grande au Canada, comptera parmi les plus grandes en Amérique du Nord. Enbridge s'attend que le projet de 20 mégawatts produise suffisamment d'électricité pour répondre aux besoins d'environ 3 200 foyers tout en émettant l'équivalent de quelque 6 600 tonnes de CO2 de moins par année. L'investissement d'Enbridge dans l'énergie solaire devrait être d'environ 0,1 G$ en 2009.

- Le 20 juillet 2009, Enbridge et Enbridge Energy Partners ("EEP") ont conclu une entente de financement conjoint au titre de laquelle Enbridge financera aux deux tiers le tronçon américain de 1,2 G$ US du projet Alberta Clipper visant le transport de pétrole brut par pipeline. Les modalités de l'entente prévoient qu'Enbridge participera au financement de la dette contractée par EEP dans le cadre du projet et financera à hauteur de 66,67 % des capitaux propres requis. Enbridge aura droit à 66,67 % du bénéfice et des flux de trésorerie attribuables au projet de base. Enbridge et EEP auront chacune un droit de premier refus à l'égard de l'investissement de l'autre partie dans le projet, et EEP conservera sont droit de financer à 100 % tout agrandissement, ce qui entraînerait la dilution de la participation d'Enbridge dans une mesure correspondante.

Déclaration des dividendes

Le 4 novembre 2009, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré des dividendes trimestriels de 0,37 $ par action ordinaire et de 0,34375 $ par action privilégiée de série A. Dans les deux cas, les dividendes sont payables le 1er décembre 2009 aux actionnaires inscrits le 16 novembre 2009.



RESULTATS CONSOLIDES

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(en M$ CA, sauf les ----------------------------------------
montants par action) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 116,5 74,1 304,4 226,5
Gazoducs 17,4 12,6 52,4 39,7
Placements à titre de promoteur 30,3 27,4 104,6 80,5
Distribution de gaz et services (1,5) 35,8 153,0 173,9
Activités internationales (1,1) 6,7 331,7 600,9
Activités non sectorielles 142,2 (8,2) 308,8 (64,1)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires 303,8 148,4 1 254,9 1 057,4
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire 0,83 0,41 3,45 2,94
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action
ordinaire 0,83 0,41 3,43 2,92
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 303,8 M$ (0,83 $ par action ordinaire), comparativement à 148,4 M$ (0,41 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de 2008. Cette augmentation rend surtout compte de l'accroissement de la provision pour les fonds utilisés durant la période de construction dans le secteur Oléoducs, de la hausse de l'apport d'EEP et des gains non réalisés liés à la juste valeur des instruments financiers visant la gestion du risque associé aux fluctuations du prix des marchandises, des taux de change et des taux d'intérêt.

Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 1 254,9 M$ (3,45 $ par action ordinaire), comparativement à 1 057,4 M$ (2,94 $ par action ordinaire) pour la période correspondante de 2008. Le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 comprend un gain de 329,0 M$ attribuable à la vente de l'investissement de la société dans Oleoducto Central S.A. ("OCENSA") et un gain de 24,9 M$ découlant de la vente de NetThruPut ("NTP"). Le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 comprend un montant de 556,1 M$ lié à la vente de l'investissement de la société dans CLH. A l'exclusion des cessions précitées, le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 est de 399,7 M$ plus élevé que celui de la période correspondante de 2008 et l'augmentation est le résultat de facteurs semblables à ceux expliquant la hausse du bénéfice trimestriel.

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 attribuables aux porteurs d'actions ordinaires et ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et est davantage transparente. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer des objectifs, d'évaluer le rendement de la société et d'établir le versement de dividendes visé par celle-ci. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) dans les informations sectorielles et consolidées ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR") 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 section sur les rapprochements des mesures non conformes aux PCGR pour un rapprochement entre ces mesures et les PCGR.



BENEFICE AJUSTE

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
(en M$ CA, sauf les ----------------------------------------
montants par action) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 119,2 74,1 313,1 226,5
Gazoducs 17,4 10,3 50,9 36,9
Placements à titre de
promoteur 41,2 22,8 112,3 72,9
Distribution de gaz et
services (14,5) (19,9) 151,3 129,9
Activités internationales (1,1) 6,7 2,7 44,8
Activités non sectorielles (9,9) (8,2) (14,1) (36,8)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 152,3 85,8 616,2 474,2
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté par action
ordinaire 0,42 0,24 1,70 1,32
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Le bénéfice ajusté a atteint 152,3 M$ (0,42 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 et 616,2 M$ (1,70 $ par action ordinaire) pour la période de neuf mois terminée à cette même date, contre 85,8 M$ (0,24 $ par action ordinaire) et 474,2 M$ (1,32 $ par action ordinaire) respectivement pour le trimestre et la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008.

Suivent les facteurs qui ont eu une incidence sur le bénéfice ajusté pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009.

- Provision pour les fonds utilisés pendant la construction à l'égard du projet Alberta Clipper, à l'intérieur des limites du réseau d'Enbridge, et aussi à l'égard du pipeline Southern Lights.

- Accroissement du bénéfice ajusté d'Enbridge Offshore Pipelines ("Offshore") en raison des volumes supérieurs.

- Augmentation de l'apport d'EEP en raison de la hausse des volumes de pétrole brut livré, des surcharges tarifaires pour les agrandissements récents, de l'accroissement de la participation de la société et de taux de change plus favorables.

- Relèvement du bénéfice ajusté des services énergétiques en raison de la progression des volumes et de l'incidence de la réalisation de marges de stockage et de transport favorables.

- Baisse du bénéfice du secteur Activités internationales, laquelle s'explique par la vente d'OCENSA au premier trimestre de 2009 et de CLH au deuxième trimestre de 2008.



Oléoducs

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Réseau d'Enbridge 79,6 45,6 203,6 147,0
Réseau d'Athabasca 18,7 17,5 52,0 46,3
Pipeline Spearhead 5,1 3,9 10,8 9,3
Pipeline Olympic 1,5 1,7 5,7 6,5
Pipeline Southern Lights 16,7 7,5 44,2 16,4
Pipelines d'amenée et autres (2,4) (2,1) (3,2) 1,0
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 119,2 74,1 313,1 226,5
---------------------------------------------------------------------------
Réseau d'Athabasca - coûts
de correction de fuites (2,7) - (8,7) -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 116,5 74,1 304,4 226,5
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Certains pipelines réglementés peuvent constater dans les résultats une provision pour les fonds utilisés pendant la construction. Ces montants contribueront au bénéfice et ils seront perçus par le truchement de la tarification une fois les pipelines en service. Dans le cas du réseau d'Enbridge, l'incidence sur le bénéfice de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction a été de 19,0 M$ (4,0 M$ en 2008) pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 et de 49,4 M$ (10,2 M$ en 2008) pour la période de neuf mois terminée à cette même date. Pour ce qui est du pipeline Southern Lights, cette incidence a été de 9,1 M$ (7,5 M$ en 2008) pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 et de 28,8 M$ (16,4 M$ en 2008) pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009.

- Le bénéfice du réseau d'Enbridge rend compte d'une baisse des frais de financement et d'un relèvement de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction du projet Alberta Clipper et de la canalisation 4 jusqu'à la mise en service de la canalisation en avril 2009. Ces incidences positives ont été partiellement contrebalancées par l'accroissement des frais d'exploitation, y compris la rémunération, et les coûts de correction des fuites. Pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009, le bénéfice tient également compte de la hausse des droits découlant de l'élargissement de la base tarifaire attribuable au projet de prolongement de la canalisation 4.

- La hausse du bénéfice ajusté du réseau d'Athabasca pour les neuf premiers mois de 2009, comparativement à la période correspondante de 2008, rend compte des apports du pipeline Waupisoo, entré en service en juin 2008, ainsi que de l'incidence positive de l'agrandissement des installations de terminal. L'augmentation du bénéfice a été partiellement contrebalancée par l'accroissement des frais d'exploitation.

- La hausse du bénéfice du pipeline Southern Lights rend compte du maintien de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction dans le contexte d'une croissance du capital de base, ainsi que du bénéfice du nouveau pipeline de brut léger corrosif, entré en service au premier trimestre de 2009.

- Le recul du bénéfice des pipelines d'amenée et autres est dû à la poussée des coûts d'expansion commerciale.

Le bénéfice du secteur Oléoducs pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 a subi le contrecoup de dépenses après impôts de 8,7 M$ attribuables à des travaux de nettoyage et aux coûts de colmatage d'une soupape, en janvier 2009, au terminal de Cheecham d'Enbridge sur le réseau d'Athabasca. Il s'agit, selon toute attente, d'un événement anormal et non susceptible de se répéter compte tenu du fait que le terminal est relativement nouveau.



Gazoducs

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Pipeline Alliance (US) 6,8 6,1 19,9 18,0
Pipeline Vector 2,8 3,1 12,1 10,1
Enbridge Offshore Pipelines
("Offshore") 7,8 1,1 18,9 8,8
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 17,4 10,3 50,9 36,9
---------------------------------------------------------------------------
Pipeline Alliance (US) -
règlement lié à un expéditeur - - - 2,8
Offshore - produit d'assurance
de biens après les ouragans,
déduction faite des coûts
engagés - 2,3 1,5 -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 17,4 12,6 52,4 39,7
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


- Le bénéfice ajusté d'Offshore pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 rend compte de taux d'un accroissement des volumes, notamment des apports de Shenzi, depuis son entrée en service en avril 2009, et de Thunder Horse ainsi que du taux de change favorable. Le bénéfice ajusté d'Offshore en 2009 comprend un produit d'assurance de 3,8 M$, touché au deuxième trimestre, qui représente un remboursement partiel des pertes de produits subies en raison de l'interruption de l'exploitation et des dépenses engagées après l'ouragan Ike qui avait sévi en 2008. Le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 comprend un montant de quelque 2,0 M$ obtenu pour les pertes d'exploitation subies en 2005 et en 2006 en raison des ouragans ayant sévi en 2005.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Gazoducs.

- Le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 tient compte du produit de 2,8 M$ reçu par Alliance pour le règlement d'une demande d'indemnisation visant un ancien expéditeur qui avait répudié ses engagements de capacité.

- Le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 comprend un produit d'assurance de 1,5 M$ obtenu pour le remplacement d'infrastructures endommagées au passage d'ouragans en 2008. Le bénéfice du trimestre terminé le 30 septembre 2008 comprend un produit d'assurance de 2,3 M$ obtenu en remboursement des coûts des réparations engagés au deuxième trimestre de 2008 pour le remplacement d'infrastructures endommagées au passage d'ouragans en 2005.



Placements à titre de promoteur

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Enbridge Energy Partners 28,5 13,2 76,6 41,9
Enbridge Energy, Limited
Partnership - Alberta Clipper US 1,5 - 1,5 -
Enbridge Income Fund 11,2 9,6 34,2 31,0
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 41,2 22,8 112,3 72,9
---------------------------------------------------------------------------
EEP - gains non réalisés liés à
la juste valeur d'instruments
dérivés 1,3 4,6 1,4 1,8
EEP - correction de la
facturation pour le réseau
de Lakehead - - 3,1 -
EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de
catégorie A - - - 4,5
EEP - perte de valeur
d'éléments d'actif (12,2) - (12,2) -
EIF - règlement d'Alliance
Canada lié à un expéditeur - - - 1,3
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 30,3 27,4 104,6 80,5
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


- Le bénéfice ajusté d'EEP a augmenté en raison de l'élargissement de la participation de la société dans EEP après la souscription de parts de catégorie A en décembre 2008, d'un accroissement de l'apport attribuable à une augmentation des volumes de pétrole brut livré ainsi qu'à des surcharges tarifaires suivant les agrandissements récents, du relèvement des primes de rendement et du taux de change plus favorable.

- En juillet 2009, la société s'est engagée à financer 66,67 % des coûts de construction du tronçon américain du projet Alberta Clipper. Le bénéfice d'Enbridge Energy, Limited Partnership ("EELP") - Alberta Clipper US est le bénéfice que la société tire de son placement dans EELP, qui entreprend le projet et représente la provision pour les fonds utilisés pendant la construction qui est constatée lorsque le projet est en chantier.

- Le bénéfice ajusté d'EIF rend compte de l'augmentation d'un exercice à l'autre des distributions mensuelles sur les parts privilégiées d'EIF, principalement attribuable à la progression des flux de trésorerie compte tenu de l'agrandissement du réseau de la Saskatchewan.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur pour les trimestres et les périodes de neuf mois terminés les 30 septembre 2009 et 2008.

- Le bénéfice d'EEP rend compte de la révision de la juste valeur non réalisée des instruments financiers dérivés au cours de chacune des périodes.

- Le bénéfice d'EEP pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 rend compte d'une correction à la facturation au réseau Lakehead, d'un montant net de 3,1 M$ pour Enbridge, en rapport avec des services fournis au cours de périodes antérieures.

- Le bénéfice d'EEP pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 rend compte des gains de dilution constatés parce qu'Enbridge n'a pas participé pleinement à l'émission de parts de catégorie A par EEP. La participation d'Enbridge dans EEP a diminué pour passer de 15,1 % à 14,6 % en raison de l'émission ayant eu lieu au premier trimestre de 2008. En décembre 2008, Enbridge a acheté 16,3 millions de parts ordinaires de catégorie A d'EEP, ce qui a fait passer sa participation à 27,0 %.

- Le bénéfice d'EEP pour le trimestre terminé le 30 septembre 2009 comprend une perte de valeur d'éléments d'actif de 12,2 M$ pour Enbridge en rapport avec la perte de valeur de certains actifs disponibles à la vente.

- Le bénéfice d'EIF pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 comprend le règlement de 1,3 M$ reçu d'un ancien expéditeur d'Alliance Canada qui avait répudié ses engagements de capacité.



Distribution de gaz et services

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Enbridge Gas Distribution (17,5) (19,5) 75,9 76,1
Noverco (4,6) (5,1) 10,6 10,9
Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick 4,4 3,8 12,9 10,5
Autres distributeurs de gaz (0,9) (0,6) 6,5 5,6
Services énergétiques (1,7) (5,0) 28,7 8,5
Aux Sable 8,1 8,4 21,6 21,8
Autres (2,3) (1,9) (4,9) (3,5)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) ajusté (14,5) (19,9) 151,3 129,9
---------------------------------------------------------------------------
EGD - températures inférieures
à la normale - - 14,0 9,9
EGD - intérêts créditeurs sur
le remboursement de TPS - - 6,7 -
Services énergétiques -
gains (pertes) non réalisés
liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 8,5 55,2 (2,7) 20,0
Services énergétiques -
faillites de SemGroup et
de Lehman - (5,7) - (5,7)
Aux Sable - gains (pertes)
non réalisés liés à la
juste valeur d'instruments
dérivés 4,5 6,2 (13,6) 19,8
Autres - adoption d'une
nouvelle norme comptable - - (2,7) -
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (1,5) 35,8 153,0 173,9
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


- Il est fréquent de constater des pertes au troisième trimestre de l'exercice car la demande de chauffage est moindre pendant les mois d'été pour diverses franchises de distribution. Pour le troisième trimestre de 2009, EGD a inscrit une perte ajustée comparativement au troisième trimestre de 2008, perte qui découle principalement de l'élargissement de la base de clients et de la baisse des intérêts débiteurs, deux facteurs en partie neutralisés par le relèvement des frais d'exploitation et le partage de bénéfice accumulé estimatif avec les clients selon les modalités de la RI actuelle. Le bénéfice ajusté d'EGD sur l'exercice par rapport au précédent est comparable, mais il tient compte de facteurs semblables à ceux intervenus pour le trimestre visé.

- La hausse du bénéfice ajusté pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 est attribuable à l'accroissement des volumes et à l'incidence de la réalisation de marges de stockage et de transport favorables.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Distribution de gaz et services.

- Pour les périodes de neuf mois terminées les 30 septembre 2009 et 2008, le bénéfice d'EGD est ajusté de manière à tenir compte des températures plus froides.

- Le bénéfice d'EGD pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 comprend des intérêts créditeurs de 6,7 M$ liés au recouvrement de montants excédentaires de TPS versés à l'Agence du revenu du Canada.

- En 2009 et en 2008, le bénéfice des services énergétiques rend compte de gains et de pertes non réalisés liés à la juste valeur en raison de la réévaluation des stocks et aussi de la réévaluation d'instruments dérivés financiers se recoupant en grande partie et servant à assurer la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage. Au cours du premier trimestre de 2009, la société a adopté la méthode de la juste valeur pour les stocks détenus par ses entreprises de commercialisation de marchandises.

- Le bénéfice des services énergétiques pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2008 tient compte d'une radiation de 5,7 M$ attribuable à la faillite du courtier SemGroup et de la banque Lehman Brothers.

- Pour chaque période, le bénéfice d'Aux Sable rend compte de variations non réalisées de la juste valeur d'instruments financiers dérivés servant à la gestion du risque dans le contexte des marges de fractionnement positives à l'égard des volumes de traitement de gaz naturel. A l'instar des services énergétiques, les pertes hors trésorerie constatées ici découlent de la réévaluation des instruments dérivés financiers qui servent à assurer la rentabilité des contrats à terme.

- Le poste Autres rend compte de la radiation de coûts d'expansion reportés de 2,7 M$ en raison d'une modification aux normes comptables entrée en vigueur le 1er janvier 2009.



Activités internationales

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
OCENSA - 7,7 6,6 23,1
CLH - - - 24,7
Autres (1,1) (1,0) (3,9) (3,0)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) ajusté (1,1) 6,7 2,7 44,8
---------------------------------------------------------------------------
OCENSA - gain à la vente
de l'investissement - - 329,0 -
CLH - gain à la vente de
l'investissement - - - 556,1
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) (1,1) 6,7 331,7 600,9
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


- Le recul du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009, en comparaison des mêmes périodes de 2008, est le résultat de la vente de CLH en juin 2008 et d'OCENSA en mars 2009.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Activités internationales.

- Le 17 mars 2009, la société a vendu son investissement dans OCENSA, un oléoduc d'exportation de brut en Colombie, en contrepartie d'un produit de 511,8 M$ à l'origine d'un gain de 329,0 M$.

- Le 17 juin 2008, la société a vendu son investissement dans CLH pour un produit de 1,38 G$, ce qui a donné lieu à un gain de 556,1 M$ après impôts.



Activités non sectorielles

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) ajusté (9,9) (8,2) (14,1) (36,8)
---------------------------------------------------------------------------
Gains non réalisés
liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 102,4 - 173,9 -
Gains de change non réalisés
à la conversion de prêts
intersociétés en devises 49,7 - 118,2 -
Gain à la vente de
l'investissement dans NTP - - 24,9 -
Incidence des modifications
fiscales sur les EIPD - - 5,9 -
Gain à la vente d'un avion
de la société - - - 4,9
Décision fiscale au sujet
d'un pipeline aux Etats-Unis - - - (32,2)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) 142,2 (8,2) 308,8 (64,1)
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


- La diminution de la perte ajustée du secteur Activités non sectorielles pour l'exercice à ce jour est le résultat du recul des frais d'exploitation en raison de l'adoption de mesures de compression des coûts et des gains de change réalisés sur le règlement d'instruments de couverture et sur des soldes résiduels de trésorerie en dollars américains compte tenu du raffermissement de cette devise.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Activités non sectorielles.

- Le bénéfice du trimestre et de la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2009 comprend des gains liés à la juste valeur non réalisée au moment de la réévaluation d'instruments financiers dérivés compte tenu de positions de gestion de risques à terme. La société a conclu des contrats de change dérivés vers la fin de 2008 et au début de 2009 afin de réduire au minimum la volatilité du bénéfice futur en dollars américains. D'autres contrats dérivés servant à atténuer la volatilité des flux de trésorerie pouvant découler des variations futures des taux d'intérêt ont été conclus à partir du deuxième trimestre de 2009.

- En 2009, le bénéfice comprend des gains de change non réalisés nets à la conversion de prêts intersociétés en devises.

- Le 1er mai 2009, la société a vendu sa participation dans NTP, une plateforme informatique de négociation et de compensation pour le pétrole brut, en contrepartie d'un produit de 32,1 M$ à l'origine d'un gain de 24,9 M$.

- Le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009 comprend un montant de 5,9 M$ lié aux modifications législatives dans le domaine fiscal visant les EIPD.

- Un gain de 4,9 M$, réalisé à la vente d'un avion d'affaires de la société, a été inclus dans le bénéfice de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008.

- Une décision défavorable rendue par un tribunal relativement à l'assiette fiscale d'actifs pipeliniers détenus antérieurement aux Etats-Unis a donné lieu à la constatation d'une charge d'impôts sur les bénéfices de 32,2 M$ pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008.



RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Périodes de neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
---------------------------------------------------------------------------
Résultats selon les PCGR,
montant déjà établi 303,8 148,4 1 254,9 1 057,4
Principaux facteurs et écarts
non récurrents ou hors
exploitation après impôts :
Oléoducs
Réseau d'Athabasca - coûts de
correction de fuites 2,7 - 8,7 -
Gazoducs
Pipeline Alliance (US) -
règlement lié à un expéditeur - - - (2,8)
Offshore - produit
d'assurance de biens après
les ouragans, déduction
faite des coûts engages - (2,3) (1,5) -
Placements à titre de
promoteur
EEP - gains non réalisés
liés à la juste valeur
d'instruments derives (1,3) (4,6) (1,4) (1,8)
EEP - correction de la
facturation pour le
réseau de Lakehead - - (3,1) -
EEP - gain de dilution
sur les émissions de
parts de catégorie A - - - (4,5)
EEP - perte de valeur
d'éléments d'actif 12,2 - 12,2 -
EIF - règlement
d'Alliance Canada
lié à un expéditeur - - - (1,3)
Distribution de gaz et
services
EGD - températures
inférieures à la normale - - (14,0) (9,9)
EGD - intérêts
créditeurs sur le
remboursement de TPS - - (6,7) -
Services énergétiques -
(gains) pertes non
réalisés liés à la juste
valeur d'instruments
dérivés (8,5) (55,2) 2,7 (20,0)
Services énergétiques -
faillites de SemGroup
et de Lehman - 5,7 - 5,7
Aux Sable - (gains) pertes
non réalisés liés à la
juste valeur
d'instruments dérivés (4,5) (6,2) 13,6 (19,8)
Autres - adoption d'une
nouvelle norme comptable - - 2,7 -
Activités internationales
OCENSA - gain à la vente
de l'investissement - - (329,0) -
CLH - gain à la vente de
l'investissement - - - (556,1)
Activités non sectorielles
Gains non réalisés liés à
la juste valeur
d'instruments dérivés (102,4) - (173,9) -
Gains de change non réalisés
à la conversion de prêts
intersociétés en devises (49,7) - (118,2) -
Gain à la vente de
l'investissement dans NTP - - (24,9) -
Incidence des modifications
fiscales sur les EIPD - - (5,9) -
Gain à la vente d'un avion de
la société - - - (4,9)
Décision fiscale au sujet
d'un pipeline aux Etats-Unis - - - 32,2
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 152,3 85,8 616,2 474,2
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


CONFERENCE TELEPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 4 novembre 2009 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses) pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2009. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-399-5130 ou, sans frais, le 1-866-318-8611, et le code d'accès 38088554. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à www.enbridge.com/investor. Elle sera aussi reprise sur le Web et en baladodiffusion quelque deux heures après sa conclusion et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. La conférence pourra être entendue en reprise pendant sept jours suivant sa conclusion en composant le 1-888-286-8010 ou le 617-801-6888. Le code d'accès pour la retransmission est 41187508.

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 placements, Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.

Il est possible de prendre connaissance, sur le site Web d'Enbridge, des états financiers intermédiaires non vérifiés et du rapport de gestion, qui renferment des notes et des informations supplémentaires.

Enbridge Inc., une société canadienne, est un chef de file du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux Etats-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires et elle accroît ses participations dans des technologies d'énergie renouvelable et d'énergie verte, notamment l'énergie éolienne et solaire, les piles à combustible hybride et la séquestration du dioxyde de carbone. 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'Etat de New York. Enbridge compte un effectif d'environ 6 000 personnes, principalement au Canada et aux Etats-Unis et la société figure au palmarès des dix meilleures entreprises où travailler en 2009. Les actions ordinaires d'Enbridge sont cotées à la Bourse de Toronto et à la Bourse de New York sous le symbole "ENB". On peut se renseigner davantage au sujet d'Enbridge en consultant le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, afin de renseigner les actionnaires d'Enbridge Inc. et les investisseurs éventuels sur la société et ses filiales, notamment aux fins de l'analyse par la direction de leurs projets et activités à venir. 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", "projeter", "estimer", "prévoir", "planifier", "viser", "cibler", "croire" et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Bien qu'Enbridge croie raisonnables ces énoncés prospectifs 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 et de liquides de gaz naturel, les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations des projets des clients, les dates prévues de mise en service ainsi que les conditions climatiques.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à divers risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, de l'approbation et de l'appui des projets, des conditions climatiques, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans ce communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et aux Etats-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 l'orientation future 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 requise en vertu des lois, Enbridge n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit présenté dans ce communiqué à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou pour toute autre raison. Tous les énoncés prospectifs subséquents, par écrit ou communiqués de façon verbale et attribuables à Enbridge ou à des personnes agissant au nom de la société, sont dans leur totalité conditionnels aux mises en garde qui précèdent.



ENBRIDGE INC.
POINTS SAILLANTS
--------------------------------------------------------------------------
Périodes
Trimestres de neuf mois
terminés les terminées les
30 septembre 30 septembre
-------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA, sauf
les montants par action) 2009 2008 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 116,5 74,1 304,4 226,5
Gazoducs 17,4 12,6 52,4 39,7
Placements à titre de promoteur 30,3 27,4 104,6 80,5
Distribution de gaz et services (1,5) 35,8 153,0 173,9
Activités internationales (1,1) 6,7 331,7 600,9
Activités non sectorielles 142,2 (8,2) 308,8 (64,1)
--------------------------------------------------------------------------
303,8 148,4 1 254,9 1 057,4
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation avant variation de
l'actif et du passif d'exploitation 348,4 183,8 1 212,1 889,7
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation 230,3 (131,8) 1 810,0 950,5
Nouvelles immobilisations corporelles 930,2 790,8 2 280,6 2 023,3
Total des dividendes sur les
actions ordinaires 139,0 122,5 415,6 366,4
Données par action ordinaire
Résultat par action ordinaire 0,83 0,41 3,45 2,94
Résultat dilué par action ordinaire 0,83 0,41 3,43 2,92
Dividendes par action ordinaire 0,37 0,33 1,11 0,99
Actions en circulation
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation
(en millions) 364,8 361,0 363,5 359,3
Nombre moyen pondéré dilué d'actions
ordinaires en circulation (en millions) 367,3 363,8 365,6 362,1
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes
(en milliers de barils par jour)
Réseau d'Enbridge(1) 2 094 1 970 2 038 2 002
Réseau d'Athabasca(2) 268 233 265 190
Pipeline Spearhead 141 110 119 108
Pipeline Olympic 294 292 280 292
Gazoducs - débit moyen quotidien
(en millions de pieds cubes par jour)
Pipeline Alliance (US) 1 559 1 546 1 612 1 618
Pipeline Vector 1 098 1 207 1 324 1 298
Enbridge Offshore Pipelines 2 191 1 601 2 051 1 740
Distribution de gaz et services(3)
Volumes (en milliards de pieds
cubes par période) 41 45 294 307
Nombre de clients actifs (en milliers) 1 966 1 922 1 966 1 922
Insuffisance en degrés-jours(4)
Chiffres réels 70 72 2 500 2 423
Prévisions fondées sur la
température normale 83 87 2 316 2 332
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1. Le réseau d'Enbridge comprend les livraisons du réseau principal au
Canada dans l'Ouest canadien et au réseau Lakehead à la frontière avec
les Etats-Unis, ainsi que les canalisations 8 et 9 dans l'est du pays.
2. Le volume du réseau d'Athabasca comprend le volume du réseau principal
d'Athabasca et du pipeline Waupisoo; ne comprend pas les canalisations
latérales du réseau d'Athabasca.
3. Le volume et le nombre de clients actifs du secteur Distribution de gaz
et services sont établis en fonction de l'approvisionnement total du
réseau et des contrats d'achat direct de gaz.
4. L'insuffisance en degrés-jours est une mesure de la rigueur du froid qui
donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage.
Elle correspond à la somme, pour chaque journée, 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.


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS
----------------------------------------------------------------------------
Périodes
Trimestres de neuf mois
terminées les terminées les
30 septembre 30 septembre
(non vérifiés; en M$ CA, ----------------------------------
sauf les montants par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 1 962,6 3 766,4 7 228,9 10 316,7
Transport et autres services 666,1 602,1 2 050,0 1 891,1
----------------------------------------------------------------------------
2 628,7 4 368,5 9 278,9 12 207,8
----------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts des marchandises 1 828,6 3 590,7 6 720,8 9 869,1
Exploitation et administration 333,9 327,4 1 042,1 927,9
Amortissement 190,9 171,3 561,7 483,3
----------------------------------------------------------------------------
2 353,4 4 089,4 8 324,6 11 280,3
----------------------------------------------------------------------------
275,3 279,1 954,3 927,5
Quote-part du
résultat
des satellites 25,7 32,0 138,0 122,2
Autres produits de placements 256,0 41,4 542,8 138,4
Intérêts débiteurs (149,7) (133,3) (430,8) (398,6)
Gain à la vente d'investissements - - 364,9 694,6
----------------------------------------------------------------------------
407,3 219,2 1 569,2 1 484,1
Part des actionnaires sans contrôle (7,2) (13,9) (28,9) (40,5)
----------------------------------------------------------------------------
400,1 205,3 1 540,3 1 443,6
Impôts sur les bénéfices (94,6) (55,2) (280,3) (381,1)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 305,5 150,1 1 260,0 1 062,5
Dividendes sur les actions privilégiées (1,7) (1,7) (5,1) (5,1)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 303,8 148,4 1 254,9 1 057,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire 0,83 0,41 3,45 2,94
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 0,83 0,41 3,43 2,92
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DU RESULTAT ETENDU
--------------------------------------------------------------------------
Périodes de
neuf mois
Trimestres terminés terminées
les 30 septembre les 30 septembre
--------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 305,5 150,1 1 260,0 1 062,5
Autres éléments du résultat étendu
Variation des pertes non réalisées
sur les couvertures de flux de
trésorerie, déduction faite des impôts (57,0) (63,2) (122,0) (59,7)
Reclassement dans le bénéfice de
couvertures des flux de trésorerie
réalisés, déduction faite des impôts 19,8 16,8 110,1 13,7
Reclassement dans le bénéfice de
couvertures des flux de trésorerie
non réalisés, déduction faite des impôts - - (19,9) -
Autres éléments du résultat étendu des
entités émettrices, déduction faite
des impôts (13,0) 43,1 (25,6) 8,3
Part des actionnaires sans contrôle
des autres éléments du résultat étendu 4,5 (20,2) 7,1 (2,4)
Variation de l'écart de conversion (359,1) 93,9 (630,9) 164,8
Variation des gains (pertes) non
réalisés sur les couvertures de
placements nets, déduction faite
des impôts 71,7 (35,7) 136,3 (71,9)
--------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu (333,1) 34,7 (544,9) 52,8
--------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu (27,6) 184,8 715,1 1 115,3
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES CAPITAUX PROPRES
--------------------------------------------------------------------------
Périodes de neuf mois
terminées les 30 septembre
(non vérifiés; en M$ CA, -------------------------------
sauf les montants par action) 2009 2008
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées 125,0 125,0
--------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires
Solde au début de la période 3 194,0 3 026,5
Emission d'actions ordinaires 4,0 -
Régime de réinvestissement des
dividendes et de rachat d'actions 104,0 106,1
Actions émises à l'exercice d'options
sur actions 20,8 30,0
--------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 3 322,8 3 162,6
--------------------------------------------------------------------------

Surplus d'apport
Solde au début de la période 37,9 25,7
Rémunération à base d'actions 16,6 12,5
Options exercées (1,1) (2,1)
--------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 53,4 36,1
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 3 383,4 2 537,3
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 1 254,9 1 057,4
Dividendes sur les actions ordinaires (415,6) (366,4)
Dividendes versés sur participation croisée 12,5 11,0
--------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 4 235,2 3 239,3
--------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du
résultat étendu
Solde au début de la période 32,8 (285,0)
Autres éléments du résultat étendu (544,9) 52,8
--------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période (512,1) (232,2)
--------------------------------------------------------------------------
Participation croisée (154,3) (154,3)
--------------------------------------------------------------------------

Total des capitaux propres 7 070,0 6 176,5
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dividendes payés par action ordinaire 1,11 0,99
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE
----------------------------------------------------------------------------
Périodes de neuf
Trimestres terminés mois terminées
les 30 septembre les 30 septembre
-----------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice 305,5 150,1 1 260,0 1 062,5
Amortissement 190,9 171,3 561,7 483,3
(Gains) pertes non réalisées
sur les instruments dérivés (153,0) (97,9) (201,7) (76,5)
(Excédent) insuffisance de la
quote-part du bénéfice des
satellites par rapport aux
distributions en trésorerie 18,1 (10,6) 0,3 (51,4)
Gain à la réduction de la participation - - - (12,3)
Gain à la vente de l'investissement
dans NetThruPut - - (28,8) -
Gain à la vente de l'investissement
dans OCENSA - - (336,1) -
Gain à la vente de l'investissement
dans CLH - - - (694,6)
Impôts sur les bénéfices futurs 71,9 (42,0) 111,3 138,0
Provision pour les fonds utilisés
durant la construction (33,3) (14,2) (93,9) (35,1)
Part des actionnaires sans contrôle 7,2 13,9 28,9 40,5
Autres (58,9) 13,2 (89,6) 35,3
Variation de l'actif et du passif
d'exploitation (118,1) (315,6) 597,9 60,8
----------------------------------------------------------------------------
230,3 (131,8) 1 810,0 950,5
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissements
Placements à long terme (222,7) (0,7) (224,4) (7,5)
Prêts consentis par des sociétés
affiliées, montant net (178,1) - (178,1) -
Vente de l'investissement dans
NetThruPut - - 22,6 -
Vente de l'investissement dans OCENSA - - 511,8 -
Vente de l'investissement dans CLH - - - 1 369,0
Vente d'immobilisations corporelles - - 87,2 -
Règlement des couvertures de
devises d'OCENSA - - 5,8 -
Règlement des couvertures de CLH - - - (47,0)
Nouvelles immobilisations corporelles (930,2) (790,8) (2 280,6) (2 023,3)
Nouveaux actifs incorporels (14,6) (29,0) (52,7) (61,3)
Variation du montant à payer au
titre de la construction 52,9 (3,7) (35,5) 8,8
----------------------------------------------------------------------------
(1 297,7) (824,2) (2 143,9) (761,3)
----------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des emprunts
à court terme 353,8 662,9 (520,8) 190,0
Variation nette des billets de
trésorerie et prélèvements sur
les facilités de crédit 275,7 (50,8) 323,7 (294,1)
Variation nette de la dette à court
terme sans droit de recours (6,9) 2,2 (7,2) 7,1
Emissions de débentures et billets
à terme 600,0 - 1 000,0 -
Remboursements de débentures
et billets à terme - (352,0) (416,2) (452,0)
Variation nette du financement du
projet Southern Lights - 739,4 190,2 739,4
Remboursements nets sur la dette à long
terme sans droit de recours (3,0) 1,9 (40,0) (28,2)
Distributions aux actionnaires
sans contrôle (10,0) 2,7 (34,8) (10,4)
Emissions d'actions ordinaires 6,0 1,0 18,6 25,3
Dividendes sur les actions privilégiées (1,7) (1,7) (5,1) (5,1)
Dividendes sur les actions ordinaires (101,3) (90,7) (311,6) (261,2)
----------------------------------------------------------------------------
1 112,6 914,9 196,8 (89,2)
----------------------------------------------------------------------------
Augmentation (diminution) de la
trésorerie et équivalents 50,2 (41,1) (137,1) 100,0
Trésorerie et équivalents au
début de la période 354,4 307,8 541,7 166,7
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents à la
fin de la période(1) 404,6 266,7 404,6 266,7
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

1. Au 30 septembre 2009, trésorerie et équivalents se composent d'une
encaisse de 174,5 M$ (151,1 M$ en 2008) et de placements à court terme
de 230,1 M$ (115,6 M$ en 2008).


ENBRIDGE INC.
BILANS CONSOLIDES
----------------------------------------------------------------------------
30 septembre 31 décembre
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Actif
Actifs à court terme
Trésorerie et équivalents 404,6 541,7
Comptes débiteurs et autres 1 559,1 2 322,5
Stocks 796,6 844,7
----------------------------------------------------------------------------
2 760,3 3 708,9
Immobilisations corporelles, montant net 18 086,4 16 156,9
Placements à long terme 2 205,8 2 491,8
Montants reportés et autres actifs 2 687,1 1 318,4
Actifs incorporels 467,6 458,0
Ecart d'acquisition 380,0 389,2
Impôts sur les bénéfices futurs 119,6 178,2
----------------------------------------------------------------------------
26 706,8 24 701,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Passif et capitaux propres
Passifs à court terme
Emprunts à court terme 353,8 874,6
Comptes créditeurs et autres 2 137,3 2 411,5
Intérêts à payer 121,9 101,9
Partie à court terme de la dette à long terme 550,7 533,8
Partie à court terme de la dette sans droit de recours 188,0 184,7
----------------------------------------------------------------------------
3 351,7 4 106,5
Dette à long terme 10 831,5 10 154,9
Dette à long terme sans droit de recours 1 349,5 1 474,0
Autres passifs à long terme 1 285,5 259,0
Impôts sur les bénéfices futurs 2 096,5 1 290,8
Part des actionnaires sans contrôle 722,1 797,4
----------------------------------------------------------------------------
19 636,8 18 082,6
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 125,0 125,0
Actions ordinaires 3 322,8 3 194,0
Surplus d'apport 53,4 37,9
Bénéfices non répartis 4 235,2 3 383,4
Cumul des autres éléments du résultat étendu (512,1) 32,8
Participation croisée (154,3) (154,3)
----------------------------------------------------------------------------
7 070,0 6 618,8
----------------------------------------------------------------------------
26 706,8 24 701,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
INFORMATIONS SECTORIELLES


Trimestre terminé le 30 septembre 2009
--------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 339,0 96,1 79,4 2 105,1
Coûts des marchandises - - - (1 828,6)
Exploitation et
administration (139,3) (24,9) (29,4) (131,7)
Amortissement (59,7) (25,7) (22,8) (75,9)
--------------------------------------------------------------------
140,0 45,5 27,2 68,9
Quote-part du
résultat
des satellites - - 36,2 (10,5)
Autres produits de
placements et gains
à la vente
d'investissements 42,9 2,5 4,4 2,5
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (28,1) (16,5) (13,7) (45,7)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,5) - (5,0) (1,7)
Impôts sur les
bénéfices (37,8) (14,1) (18,8) (15,0)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 116,5 17,4 30,3 (1,5)
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le 30 septembre 2009
--------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1,5 7,6 2 628,7
Coûts des marchandises - - (1 828,6)
Exploitation et
administration (2,6) (6,0) (333,9)
Amortissement - (6,8) (190,9)
--------------------------------------------------------------------
(1,1) (5,2) 275,3
Quote-part du
résultat
des satellites - - 25,7
Autres produits de
placements et gains
à la vente
d'investissements (0,4) 204,1 256,0
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées - (47,4) (151,4)
Part des actionnaires
sans contrôle - - (7,2)
Impôts sur les
bénéfices 0,4 (9,3) (94,6)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires (1,1) 142,2 303,8
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé le 30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 287,4 85,9 72,2 3 918,3
Coûts des marchandises - - - (3 590,7)
Exploitation et
administration (128,7) (22,9) (23,2) (141,4)
Amortissement (47,9) (25,9) (20,3) (75,4)
--------------------------------------------------------------------
110,8 37,1 28,7 110,8
Quote-part du
résultat
des satellites 0,1 0,1 41,9 (10,5)
Autres produits de
placements et gains à
la vente
d'investissements 12,9 1,5 2,2 4,9
Intérêts débiteurs et
dividendes sur
les actions
privilégiées (25,6) (17,3) (14,8) (49,6)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,2) - (11,6) (1,8)
Impôts sur les bénéfices (23,9) (8,8) (19,0) (18,0)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 74,1 12,6 27,4 35,8
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé le 30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 2,0 2,7 4 368,5
Coûts des marchandises - - (3 590,7)
Exploitation et
administration (3,0) (8,2) (327,4)
Amortissement (0,2) (1,6) (171,3)
--------------------------------------------------------------------
(1,2) (7,1) 279,1
Quote-part du
résultat
des satellites - 0,4 32,0
Autres produits de
placements et gains à
la vente
d'investissements 8,4 11,5 41,4
Intérêts débiteurs et
dividendes sur
les actions
privilégiées - (27,7) (135,0)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,3) (13,9)
Impôts sur les bénéfices) (0,5) 15,0 (55,2)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 6,7 (8,2) 148,4
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------



Période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009
--------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 972,5 300,2 231,4 7 740,4
Coûts des marchandises - - - (6 719,8)
Exploitation et
administration (423,4) (85,5) (80,7) (419,7)
Amortissement (168,1) (84,5) (64,6) (224,4)
--------------------------------------------------------------------
381,0 130,2 86,1 376,5
Quote-part du
résultat
des satellites - - 139,7 (1,7)
Autres produits de
placements et gains
à la vente
d'investissements 112,2 11,8 8,9 7,7
Intérêts débiteurs et
dividendes sur
les actions
privilégiées (106,0) (54,7) (42,1) (135,4)
Part des actionnaires
sans contrôle (1,3) - (21,8) (5,0)
Impôts sur les bénéfices (81,5) (34,9) (66,2) (89,1)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 304,4 52,4 104,6 153,0
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


Période de neuf mois terminée le 30 septembre 2009
--------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 3,6 30,8 9 278,9
Coûts des marchandises - (1,0) (6 720,8)
Exploitation et
administration (8,3) (24,5) (1 042,1)
Amortissement (0,2) (19,9) (561,7)
--------------------------------------------------------------------
(4,9) (14,6) 954,3
Quote-part du
résultat
des satellites - - 138,0
Autres produits de
placements et gains
à la vente
d'investissements 342,9 424,2 907,7
Intérêts débiteurs et
dividendes sur
les actions
privilégiées - (97,7) (435,9)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,8) (28,9)
Impôts sur les bénéfices (6,3) (2,3) (280,3)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 331,7 308,8 1 254,9
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------



Période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
--------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 831,6 252,0 213,8 10 895,7
Coûts des marchandises - - - (9 869,1)
Exploitation et
administration (353,4) (74,8) (66,7) (402,0)
Amortissement (130,6) (70,2) (58,2) (218,7)
--------------------------------------------------------------------
347,6 107,0 88,9 405,9
Quote-part du
résultat
des satellites (0,2) 0,1 99,9 (1,4)
Autres produits de
placements et gains
à la vente
d'investissements 34,9 7,5 23,5 14,2
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (80,5) (48,9) (45,2) (147,7)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,9) - (33,6) (5,2)
Impôts sur les bénéfices (74,4) (26,0) (53,0) (91,9)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 226,5 39,7 80,5 173,9
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


Période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008
--------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
--------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 7,1 7,6 12 207,8
Coûts des marchandises - - (9 869,1)
Exploitation et
administration (10,8) (20,2) (927,9)
Amortissement (0,6) (5,0) (483,3)
--------------------------------------------------------------------
(4,3) (17,6) 927,5
Quote-part du
résultat
des satellites 25,0 (1,2) 122,2
Autres produits de
placements et gains
à la vente
d'investissements 719,0 33,9 833,0
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées - (81,4) (403,7)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,8) (40,5)
Impôts sur les bénéfices (138,8) 3,0 (381,1)
--------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 600,9 (64,1) 1 057,4
--------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------


Renseignements