Enbridge Inc.
TSX : ENB
NYSE : ENB

Enbridge Inc.

31 janv. 2007 17h17 HE

Un autre solide exercice et des perspectives favorables pour Enbridge

Points saillants L'information financière n'est pas vérifiée. - Hausse de 11 % du bénéfice déclaré en 2006 qui est passé à 615,4 M$ pour l'exercice - Hausse de 10 % du bénéfice d'exploitation ajusté sur l'exercice - Hausse du bénéfice d'exploitation ajusté du quatrième trimestre qui est passé à 172,4 M$ - Appui de l'industrie aux projets Southern Lights et Alberta Clipper ainsi qu'au prolongement de la canalisation no 4

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 31 jan. 2007) - "Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) a connu un excellent exercice 2006 avec une augmentation de 9,4 % du résultat d'exploitation ajusté par action ordinaire qui est passé à 1,74 $, a fait remarquer M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. Un tel résultat se situe dans la tranche supérieure de la fourchette de bénéfice visé dont il a été précédemment fait mention et rend compte d'un solide rendement de la part de chacune de nos entreprises essentielles. Compte tenu des perspectives avancées pour 2007, nous nous attendons à la poursuite d'un rendement solide et à un résultat d'exploitation ajusté par action ordinaire de l'ordre de 1,75 $ à 1,85 $.

"Nous continuons de tirer parti de notre avantage concurrentiel. Nos emprises et réseaux pipeliniers existants sont sources de souplesse et d'occasions de taille dans le contexte de projets rentables de prolongement et d'expansion d'oléoducs qui répondent aux besoins des clients. Nous poursuivons la diversification des entreprises de la société avec la mise en valeur de nouveaux projets de gazoducs, en mer et sur la terre ferme, ainsi qu'au moyen d'investissements dans de nouvelles technologies et dans l'éolien. Il en résulte de solides et concrètes perspectives de croissance pour la société.

"Deux de nos récents projets étaieront nos avantages d'échelle. Le prolongement de la canalisation no 4 fait en sorte d'étendre d'Edmonton jusqu'à Hardisty, en Alberta, la capacité du réseau principal d'oléoducs, tandis que le projet Alberta Clipper prévoit la construction d'un autre pipeline entre Hardisty et Superior, au Wisconsin. C'est avec plaisir que nous constatons l'appui récemment accordé à ces deux projets par nos expéditeurs."

Rendement financier

Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2006, le bénéfice attribuable aux actions ordinaires a atteint 615,4 M$ (1,81 $ par action), contre 556,0 M$ (1,65 $ par action) en 2005. La hausse du bénéfice de 59,4 M$ est principalement attribuable à l'augmentation du bénéfice du réseau principal d'oléoducs d'Enbridge ainsi qu'aux solides résultats d'Enbridge Energy Partners, LP (EEP) et des installations de fractionnement du gaz naturel d'Aux Sable. Les résultats de 2006 comprennent également un montant de 48,9 M$ découlant de la réévaluation des soldes des impôts sur les bénéfices futurs compte tenu des réductions des taux d'imposition promulguées en 2006. Ces facteurs positifs ont été partiellement neutralisés par un apport moindre au bénéfice de la part d'Enbridge Gas Distribution (EGD) alors que, sur le marché de l'Ontario, les températures en 2006 ont été beaucoup plus douces que la normale.

Le bénéfice du quatrième trimestre de 2006 s'est établi à 171,1 M$ (0,50 $ par action), contre 174,0 M$ (0,52 $ par action) en 2005. Les résultats du quatrième trimestre de 2006 rendent compte d'un hausse du bénéfice tiré du réseau principal et d'Aux Sable, parallèlement à un recul du bénéfice d'EGD, principalement attribuable à des températures supérieures à la normale et à des coûts plus élevés.

Mise à jour au sujet de la mise en valeur de projets

La société a beaucoup progressé en 2006 en faisant la promotion de projets de croissance stratégique conçus pour procurer aux expéditeurs de pétrole brut un accès à faible coût à des marchés divers.

Le pipeline Spearhead est entré en exploitation au début de mars 2006, acheminant du brut canadien de Chicago, en Illinois, jusqu'à Cushing, en Oklahoma. Le débit a sans cesse augmenté, surpassant les attentes de la société. Au quatrième trimestre de 2006, les demandes ont été supérieures à la capacité de 125 000 barils par jour (b/j). La société envisage l'élargissement de cette capacité en 2007 afin de répondre à la demande.

Les travaux de construction en vue de l'expansion de l'accès au sud ont débuté et permettront, en bout de ligne, d'ajouter 400 000 b/j de capacité supplémentaire au réseau principal d'oléoducs reliant Edmonton, en Alberta, à Chicago, à un coût de quelque 0,2 G$ pour Enbridge. Il est prévu que, du côté canadien, la capacité supplémentaire sera ajoutée progressivement avec des entrées en service s'échelonnant de 2006 à 2009. De l'autre côté de la frontière, les coûts estimatifs tournent autour de 1,3 G$ US pour l'expansion, entreprise par EEP, société affiliée détenue à 16,6 % par la société et qui est propriétaire du tronçon américain du réseau principal.

En janvier 2007, la société a obtenu l'appui de l'industrie pour le projet Alberta Clipper de 450 000 b/j. Ce projet prévoit l'ajout d'une autre canalisation au réseau principal d'Enbridge entre Hardisty, en Alberta, et Superior, au Wisconsin, à un coût d'environ 1,5 G$ (en dollars de 2006) pour Enbridge et de quelque 0,8 G$ US (en dollars de 2006) pour EEP. Enbridge prévoit mettre la touche finale aux modalités commerciales pendant le premier trimestre de 2007 et, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, vise une entrée en service du projet Alberta Clipper entre la fin de 2009 et le milieu de 2010.

La société a aussi obtenu l'appui de l'industrie au projet de prolongement, à un coût de 0,3 G$, de la canalisation no 4 afin d'en reculer le point de départ, qui se trouve actuellement à Hardisty, en Alberta, jusqu'au terminal de la société à Edmonton. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, l'entrée en service du projet de prolongement de la canalisation no 4 est attendue vers la fin de 2008.

Les préférences actuelles des expéditeurs et la demande visant à pousser l'élargissement de la capacité vers les marchés américains traditionnels feront probablement en sorte que le pipeline Alberta Clipper précédera le projet Gateway. Ce dernier comprend à la fois une canalisation d'exportation de produits pétroliers et une d'importation de condensats entre Edmonton et Kitimat, en Colombie-Britannique. La date d'entrée en service révisée du projet Gateway se situe maintenant entre 2012 et 2014.

La société travaille également sur un projet de 0,4 G$ US visant à prolonger le réseau principal de Flanagan, en Illinois, jusqu'à Patoka, aussi en Illinois. Le prolongement de l'accès au sud a reçu l'appui de l'industrie. Aux Etats-Unis, une offre de règlement initiale avec structure tarifaire intégrée pour le prolongement n'a pas été approuvée par la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), mais les expéditeurs continuent de soutenir le projet avec vigueur et la société collabore avec l'industrie afin de préparer une structure tarifaire différente. La société prévoit déposer une deuxième demande auprès de la FERC au premier trimestre de 2007 afin de permettre au projet de continuer de se dérouler selon l'échéancier prévu pour une entrée en service en 2009.

En 2006, la société a rendu publique son intention de construire le pipeline Southern Lights, au coût de 1,3 G$ US, pour le retour de diluants de Chicago jusqu'à Edmonton, où ils sont requis à des fins de mélange avec le bitume produit dans la région des sables bitumineux. Enbridge a conclu avec succès un appel de soumissions ayant force exécutoire en juillet 2006 et a obtenu l'appui de l'industrie pour le projet au quatrième trimestre de 2006. La société prévoit déposer les demandes réglementaires restantes au premier trimestre de 2007. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires requises, l'entrée en service de Southern Lights est prévue pour le milieu de 2010.

La société a poursuivi un certain nombre de projets de mise en valeur dans le secteur amont en 2006. Une demande d'approbation réglementaire a été déposée pour le projet de 0,5 G$ du pipeline Waupisoo, en vue du transport de pétrole brut sur le pipeline d'Athabasca, du terminal Cheecham jusqu'à Edmonton, et dont l'entrée en service est prévue pour le milieu de 2008. Le projet de terminal Stonefell, près de Fort Saskatchewan, en Alberta, a été approuvé par les organismes de réglementation et va de l'avant, la date d'entrée en service visée étant le milieu de 2008. Les travaux de construction dans le cadre du projet d'exploitation des sables bitumineux Surmont, notamment des installations pipelinières et des réservoirs requis au terminal Cheecham, ont été menés à terme et la mise en service est prévue en 2007. Les travaux de construction au terminal Cheecham dans le cadre du projet d'exploitation des sables bitumineux Long Lake ont été entrepris et il est prévue que ces pipelines et réservoirs seront terminés vers le début de 2007, ce qui coïncidera avec l'entrée en production du projet Long Lake.

Enbridge et EEP travaillent à un certain nombre de possibilités visant la construction de terminaux affermés de pétrole brut au Canada et aux Etats-Unis. Enbridge développe des plans visant la construction d'un nouveau terminal à Hardisty et a conclu des contrats pour plus de 80 % de la capacité prévue de 7,5 millions de barils. Enbridge a de plus convenu de fournir des services de terminaux à BA Energy Inc. pour son usine de valorisation du bitume, actuellement en chantier, à Fort Saskatchewan, en Alberta. EEP progresse à l'égard de la construction de divers projets de terminaux à Cushing, en Oklahoma, à Superior, au Wisconsin, et à Griffith, en Indiana.

Par ailleurs, Enbridge fait avancer les dossiers d'un certain nombre de projets de gazoducs. L'expansion du pipeline de Vector a été approuvée par la FERC et devrait être terminée au quatrième trimestre de 2007. Le projet du pipeline Neptune permettra de relier le gisement pétrolier et gazier Neptune en eaux profondes aux canalisations latérales pour le transport de pétrole brut et de gaz naturel que la société construit dans le golfe du Mexique. Enbridge prévoit également la construction d'une canalisation latérale de transport de gaz naturel visant à relier le gisement Shenzi en eaux profondes aux pipelines existants dans le golfe du Mexique. Pour le gisement Neptune, les canalisations latérales devraient entrer en service en 2007 et il est prévu que celles pour le gisement Shenzi commenceront à acheminer du gaz naturel en 2009.

Emission d'actions et déclaration de dividendes

Le 16 janvier 2007, Enbridge a conclu une entente avec un groupe de preneurs fermes pour l'émission de 13,5 millions d'actions ordinaires à un prix de 38,75 $ l'action. Conjointement, au moyen d'un placement privé, Enbridge vendra 1,5 million d'actions ordinaires supplémentaires à Noverco, ce qui permettra à cette dernière de conserver une participation approximative de 9,5 % dans Enbridge. Les deux offres devraient être conclues le 2 février 2007 ou vers cette date.

Le 16 janvier 2007, le conseil d'administration a déclaré des dividendes trimestriels de 0,3075 $ par action ordinaire, ce qui rend compte d'une augmentation de 7 % des dividendes. Le 30 janvier 2007, le conseil d'administration a déclaré des dividendes trimestriels de 0,34375 $ par action privilégiée de série A. Dans les deux cas, les dividendes sont payables le 1er mars 2007 aux actionnaires inscrits le 15 février 2007.

Nouveau membre du conseil

Le conseil d'administration a rendu publique la nomination de J. Herb England comme administrateur de la société à compter du 1er janvier 2007. M. England est ainsi appelé à pourvoir au poste devenu vacant à la suite de la démission de William Fatt en juillet 2006. M. England a une expérience exhaustive de l'exploitation de sociétés privées et publiques, et il a occupé les postes de président du conseil, de chef de la direction et de chef des services financiers dans plusieurs secteurs d'activité. Il sera mis en nomination en vue de son élection par les actionnaires à l'occasion de leur assemblée générale en mai 2007.



Résultats consolidés

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 71,2 60,9 274,2 229,1
Gazoducs 14,2 12,9 61,2 59,8
Placements à titre de promoteur 21,5 20,5 86,8 64,8
Distribution de gaz et services 69,6 68,9 178,2 178,8
Activités internationales 19,0 27,8 83,2 87,4
Activités non sectorielles (24,4) (17,0) (68,2) (63,9)
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171,1 174,0 615,4 556,0
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- Le bénéfice des oléoducs a été plus élevé surtout à cause de l'amélioration des résultats du réseau principal d'oléoducs d'Enbridge, qui rendent compte de l'accroissement du bénéfice découlant de la tarification en fonction du rendement (ETR), du programme d'expansion Terrace et de la réduction des coûts associés aux pertes de pétrole.

- Le bénéfice des gazoducs a augmenté compte tenu des meilleurs résultats d'Enbridge Offshore Pipelines, qui avaient subi le contrecoup de deux gros ouragans en 2005.

- Le bénéfice des placements à titre de promoteur a progressé en raison des solides résultats d'EEP, qui a connu un accroissement considérable du débit de pétrole brut, de solides marges et d'une hausse du volume dans les secteurs de la collecte et du traitement du gaz naturel.

- Les résultats de la distribution de gaz et services rendent compte d'un apport important d'Aux Sable par l'entremise de son entente sur le partage des gains, neutralisé par l'incidence de températures plus douces que la normale et une baisse du rendement des capitaux propres alloués à EGD.

- Le bénéfice des activités internationales, toujours solide, est toutefois inférieur en 2006 du fait d'un gain ponctuel dans CLH qui avait été réalisé en 2005.

- Les coûts des activités non sectorielles sont plus élevés en 2006 et rendent compte de l'accroissement des intérêts débiteurs, d'une plus grande activité au chapitre de l'expansion commerciale et de l'incidence d'un marché du travail en effervescence.



Bénéfice d'exploitation ajusté

(en millions de dollars
canadiens, sauf les montants Trimestres terminés Exercices terminés
par action) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice déjà établi selon les PCGR 171,1 174,0 615,4 556,0
Principaux facteurs et écarts hors
exploitation après impôts :
Placements à titre de promoteur
Pertes (gains) hors trésorerie
liés à la juste valeur des
dérivés d'EEP (1,4) (0,9) (6,5) 5,0
Gain de dilution à l'émission
de parts d'EEP - (4,3) - (8,9)
Réévaluation des impôts sur les
bénéfices futurs en raison de
modifications au taux d'imposition - - (6,0) -
Distribution de gaz et services
Températures supérieures à la
normale ayant une incidence sur
EGD 6,7 1,5 36,9 -
Gain de dilution dans Noverco (à
l'émission de parts de Gaz Métro) (4,0) - (4,0) (7,3)
Réévaluation des impôts sur les
bénéfices futurs en raison de
modifications au taux d'imposition - - (28,9) -
Activités internationales
Gain dans CLH découlant d'une vente
immobilière - (7,6) - (7,6)
Activités non sectorielles
Réévaluation des impôts sur les
bénéfices futurs en raison de
modifications au taux d'imposition - - (14,0) -
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté 172,4 162,7 592,9 537,2
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultat d'exploitation ajusté par
action ordinaire 0,50 $ 0,48 $ 1,74 $ 1,59 $
------------------------------------------------------------------------
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La société a généré un bénéfice libellé en devises découlant principalement de ses activités et placements aux Etats-Unis ainsi que de son placement en euros dans CLH. La société a aussi recours à des contrats dérivés pour couvrir économiquement une grande partie des distributions en trésorerie liées à ces placements à long terme. Toutefois, la volatilité du bénéfice constaté, selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) et découlant des fluctuations des taux de change, n'est pas limitée. Au cours de l'exercice terminé le 31 décembre 2006, la société a reçu des distributions en espèces libellées en devises et a réglé les opérations de couverture connexes, ce qui a donné lieu à des flux de trésorerie supplémentaires de 17,1 M$ (13,0 M$ en 2005) qui n'ont pas été inclus dans le bénéfice déclaré.

Mesures de calcul non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice d'exploitation ajusté, qui représente le bénéfice attribuable aux actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs hors exploitation. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice d'exploitation ajusté fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et dégage des tendances à l'égard du rendement. Le bénéfice d'exploitation ajusté représente le bénéfice attribuable aux actions ordinaires ajusté pour tenir compte des principaux facteurs hors exploitation. Cette mesure n'est pas définie de façon normalisée au titre des PCGR du Canada et elle n'est pas considérée comme une mesure de calcul conforme aux PCGR. Par conséquent, il se peut qu'elle ne soit pas comparable aux mesures semblables présentées par d'autres émetteurs.



Oléoducs

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Réseau d'Enbridge 52,4 46,3 202,3 170,1
Réseau d'Athabasca 12,7 11,8 52,8 48,6
Pipeline Spearhead 3,2 (0,3) 6,3 (1,1)
Pipeline d'Olympic 1,7 - 6,5 -
Pipelines d'amenée et autres 1,2 3,1 6,3 11,5
------------------------------------------------------------------------
71,2 60,9 274,2 229,1
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


- Le bénéfice supérieur du réseau d'Enbridge est attribuable à un certain nombre de facteurs, dont la réduction des coûts associés aux pertes de pétrole, un rendement favorable dans le cadre de l'ETR ainsi que, dans le contexte du projet Terrace, la diminution des impôts, l'accroissement des droits perçus et l'incidence d'un volume plus élevé à l'origine de produits de surcharge. Au quatrième trimestre de 2006, le bénéfice dérivé des paramètres de service utilisés dans l'ETR et l'accroissement des droits perçus dans le contexte du programme d'expansion Terrace ont été partiellement neutralisés par la hausse des charges d'exploitation.

- Le bénéfice du réseau d'Athabasca a poursuivi sa croissance avec l'apport positif de l'élargissement des infrastructures, qui a toutefois été freiné en partie par la hausse des charges d'exploitation.

- Le pipeline Spearhead est entré en exploitation commerciale au début de mars 2006. Les volumes n'ont pas perdu de leur vigueur et continuent de surpasser les attentes de la société alors que les demandes pour le quatrième trimestre ont été supérieures à la capacité.

- L'acquisition du pipeline d'Olympic, fiable tel que prévu, a été conclue le 1er février 2006.

- Le recul du bénéfice des pipelines d'amenée et autres est principalement le fait de l'accroissement des coûts d'expansion commerciale associés aux projets de croissance organique de la société. Le réseau NW est désormais inclus dans les pipelines d'amenée et autres.



Gazoducs

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Pipeline d'Alliance (US) 7,4 7,7 29,7 32,1
Pipeline de Vector 4,1 4,3 13,4 15,9
Enbridge Offshore Pipelines 2,7 0,9 18,1 11,8
------------------------------------------------------------------------
14,2 12,9 61,2 59,8
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


- Le bénéfice du pipeline d'Alliance (US) a régressé en 2006, surtout en raison du raffermissement du dollar canadien, dont l'incidence a été moindre au quatrième trimestre alors que les taux de change se sont rapprochés davantage de ceux de l'exercice précédent.

- Le bénéfice du pipeline de Vector a lui aussi été affecté par le raffermissement du dollar canadien, mais également par la hausse des charges d'exploitation au cours des deuxième et troisième trimestres de 2006 en raison des inspections d'intégrité prévues, requises par l'organisme de réglementation à l'intérieur de la période des six premières années d'exploitation.

- Au deuxième trimestre de 2006, le volume d'Enbridge Offshore Pipelines est revenu aux niveaux d'avant les ouragans de 2005, d'où la hausse du bénéfice comparativement à 2005. Le raffermissement du dollar canadien et la réduction du débit au quatrième trimestre ont quelque peu fait contrepoids à l'amélioration enregistrée en 2006.



Placements à titre de promoteur

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Enbridge Income Fund ("EIF") 10,0 8,4 37,8 34,2
Enbridge Energy Partners ("EEP") 11,5 7,8 43,0 21,7
Gain de dilution dans EEP - 4,3 - 8,9
Réévaluation des impôts sur les
bénéfices futurs en raison de
modifications au taux
d'imposition - - 6,0 -
------------------------------------------------------------------------
21,5 20,5 86,8 64,8
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


- L'apport d'EIF est comparable à celui pour l'exercice précédent et rend compte d'une légère croissance du bénéfice, attribuable à une réduction des impôts sur les distributions reçues d'EIF.

- Malgré le raffermissement du dollar canadien, la contribution d'EEP aux résultats de 2006 s'est beaucoup améliorée et correspond à un débit considérablement plus élevé de liquides sur le réseau de Lakehead, à la progression des marges et du volume pour les secteurs de la collecte et du traitement du gaz naturel, ainsi qu'à un élargissement de la participation d'Enbridge. En outre, en 2006, les résultats comprennent un montant net de 6,5 M$ pour Enbridge sous forme de gains non réalisés découlant de l'évaluation à la valeur de marché d'instruments financiers dérivés ne répondant pas aux conditions de la comptabilité de couverture (gain de 1,4 M$ pour le quatrième trimestre de 2006 et perte de 0,9 M$ pour le quatrième trimestre de 2005).

- EEP a émis des parts de société en commandite au cours des premier et quatrième trimestres de 2005, et Enbridge n'ayant pas participé pleinement à ces émissions, des gains de dilution en ont résulté. De nouvelles parts ont été émises par EEP au cours du troisième trimestre de 2006 et comme Enbridge a participé à ces émissions, aucun gain de dilution n'en a résulté et la participation d'Enbridge est passée de 10,9 % à 16,6 %.



Distribution de gaz et services

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Enbridge Gas Distribution
("EGD") 36,4 56,5 61,8 111,9
Noverco 11,5 6,6 22,7 28,3
CustomerWorks/ECS 2,8 4,3 18,8 23,2
Autres distributeurs de gaz 2,4 1,8 6,5 6,7
Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick 2,7 2,3 9,8 6,1
Services liés au gaz (0,3) 1,1 (1,5) 0,2
Aux Sable 9,7 (0,9) 25,8 5,3
Autres 4,4 (2,8) 5,4 (2,9)
Réévaluation des impôts sur les
bénéfices futurs en raison de
modifications au taux
d'imposition - - 28,9 -
------------------------------------------------------------------------
69,6 68,9 178,2 178,8
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


- Le volume de distribution et le bénéfice d'EGD en 2006 ont subi le contrecoup de températures plus élevées que la normale en Ontario, lesquelles ont eu comme conséquence de réduire le bénéfice de 36,9 M$ tandis que des températures autour de la normale en 2005 n'avaient pas eu d'incidence sur le bénéfice. Au quatrième trimestre, dans les deux cas, les températures ont été plus douces que la normale, réduisant le bénéfice de 6,7 M$ en 2006 et de 1,5 M$ en 2005.

- Le bénéfice d'EGD a également reculé du fait de la diminution du taux de rendement alloué des capitaux propres ordinaires, qui a été partiellement neutralisée par une base tarifaire plus élevée. Ces facteurs se sont davantage fait ressentir aux premier et quatrième trimestres, compte tenu qu'il s'agit de périodes où le volume de distribution est élevé.

- Le bénéfice d'EGD varie aussi en fonction des écarts enregistrés par rapport aux prévisions des coûts de service, lesquels comprennent les charges d'exploitation et les coûts d'entretien. Les coûts d'EGD peuvent varier d'un trimestre à l'autre sous l'effet de nombreux facteurs, dont les conditions météorologiques, les échéanciers de projets,de même que les dates de tombée des dépenses d'exploitation et en immobilisations. Au quatrième trimestre de 2006, ces facteurs ont été à l'origine d'une baisse du bénéfice alors qu'ils avaient entraîné une hausse en 2005.

- Au quatrième trimestre, comparativement à l'exercice précédent, le bénéfice de Noverco a été plus élevé compte tenu d'un gain de dilution de 4,0 M$ à l'émission de parts de Société en commandite Gaz Métro, à laquelle Noverco n'avait pas participé. Par ailleurs, un gain de dilution de 7,3 M$, avait été constaté au premier trimestre de l'exercice précédent. A l'exclusion du gain de dilution, le bénéfice de Noverco a régressé en 2006 car les résultats de l'exercice précédent tenaient compte d'un recouvrement d'impôts sur les bénéfices futurs découlant de l'obtention d'un important dividende en trésorerie.

- Le bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick s'est accru après règlement de la dette en raison de l'émission de capitaux propres, aux troisième et quatrième trimestres de 2005, à l'origine d'un avoir des actionnaires plus élevé tout au long de 2006.

- Aux Sable a pris des dispositions touchant les débits, qui sont entrées en vigueur le 1er janvier 2006 et qui ont eu comme effet d'éliminer presque toutes les variations négatives du bénéfice. Aux Sable touche désormais des honoraires annuels fixes et des honoraires variables de partage des gains lorsque les marges passent au-delà d'un certain niveau, mesuré sur une année. Les marges de fractionnement ont été très positives tout au long de 2006, ce qui fait que le bénéfice tiré de l'entente sur le partage des gains représente la plus grande partie du bénéfice d'Aux Sable au quatrième trimestre et sur l'exercice dans son ensemble.

- Le reste du bénéfice provient d'un apport accru de Tidal Energy, qui a élargi ses activités jusqu'aux Etats-Unis vers la fin de 2005, ce qui a fait croître le bénéfice attribuable à son programme de stockage physique.



Activités internationales

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
CLH 12,0 21,8 54,5 61,6
OCENSA/CITCol 9,2 8,4 33,9 32,8
Autres (2,2) (2,4) (5,2) (7,0)
------------------------------------------------------------------------
19,0 27,8 83,2 87,4
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

- En 2005, le bénéfice de CLH comprenait un gain de 7,6 M$ découlant
d'une vente immobilière inscrite au quatrième trimestre.

Activités non sectorielles

(en millions de dollars Trimestres terminés Exercices terminés
canadiens) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Activités non sectorielles (24,4) (17,0) (82,2) (63,9)
Réévaluation des impôts sur les
bénéfices futurs en raison de
modifications au taux
d'imposition - - 14,0 -
------------------------------------------------------------------------
(24,4) (17,0) (68,2) (63,9)
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


- L'augmentation du coût pour les activités non sectorielles s'explique par un certain nombre de facteurs, dont la montée des intérêts débiteurs par suite du remboursement de la dette à taux variable de la société au moyen de l'émission de titres de créance à taux fixe à long terme, une plus grande activité au chapitre de l'expansion commerciale et l'incidence d'un marché du travail en effervescence sur la charge de rémunération.

Autre information

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le 31 janvier 2007 à 7 h, heure des Rocheuses (9 h, heure de l'Est), pour discuter des résultats de 2006. On peut avoir accès à la conférence en composant le 1-800-706-7748 et le code d'accès 32237410. La conférence sera également diffusée en direct sur Internet à www.enbridge.com/investor. Elle pourra être entendue en reprise peu de temps après la fin de la diffusion en direct en composant le 1-888-286-8010, ainsi que le code d'accès 56115180. De plus, il sera possible d'entendre les propos tenus à l'occasion de la conférence et de consulter leur transcription sur le site Web vers la fin de la journée. On pourra prendre connaissance, à compter du 21 février 2007 sur le site Web d'Enbridge et un peu plus tard sur le site SEDAR, des états financiers consolidés 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 et à l'échelle internationale. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux Etats-Unis, le plus long réseau de pipelines de transport de pétrole brut et de liquides du monde. Les activités de la société englobent aussi des projets énergétiques internationaux. Par ailleurs, Enbridge élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires. 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 5 000 personnes, principalement au Canada, aux Etats-Unis et en Amérique du Sud. Les actions ordinaires d'Enbridge sont cotées à la Bourse de Toronto au Canada et à la Bourse de New York aux Etats-Unis 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

Dans le but de fournir aux actionnaires d'Enbridge et à des investisseurs éventuels des renseignements sur la société et ses filiales, notamment sur l'évaluation par la direction des plans et des activités à venir d'Enbridge et de ses filiales, certaines données présentées dans ce communiqué constituent de l'information ou des énoncés prospectifs (collectivement, "énoncés prospectifs"). Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme "prévoir", "s'attendre", "projeter", "croire", "estimer", "planifier", "viser", "croire" et autres du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou entrevoir certaines perspectives. Bien qu'Enbridge croie raisonnables ces énoncés prospectifs compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés, 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 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 de façon importante de ceux exprimés ou sous-entendus au moyen des énoncés en question.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à divers risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, des conditions climatiques, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des produits de base, 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
------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens, sauf les Trimestres terminés Exercices terminés
données par action) les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires

Oléoducs 71,2 60,9 274,2 229,1
Gazoducs 14,2 12,9 61,2 59,8
Placements à titre de promoteur 21,5 20,5 86,8 64,8
Distribution de gaz et services 69,6 68,9 178,2 178,8
Activités internationales 19,0 27,8 83,2 87,4
Activités non sectorielles (24,4) (17,0) (68,2) (63,9)
------------------------------------------------------------------------
171,1 174,0 615,4 556,0
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Données sur les flux de
trésorerie

Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation 145,4 10,3 1 297,7 947,0
Dépenses liées aux
immobilisations corporelles 522,9 368,7 1 185,3 724,1
Acquisitions et placements à
long terme 15,5 30,0 463,7 178,5
Dividendes sur les actions
ordinaires 101,1 100,4 403,1 361,1
------------------------------------------------------------------------
Données par action

Résultat par action ordinaire 0,50 0,52 1,81 1,65
Résultat dilué par action
ordinaire 0,49 0,51 1,79 1,63
Dividendes par action ordinaire 0,29 0,29 1,15 1,04
------------------------------------------------------------------------
Actions en circulation (en
millions)

Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation 340,0 337,4
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation,
résultat dilué 343,3 341,2
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Données sur l'exploitation

Oléoducs(1)
Livraisons (en milliers de
barils par jour) 2 303 2 093 2 166 2 008
Barils par mille (en milliards) 215 182 794 695
Distance moyenne (en milles) 1 014 947 1 004 949
Gazoducs - Débit quotidien
moyen
(en millions de pieds cubes par
jour)
Pipeline d'Alliance (US) 1 583 1 568 1 592 1 597
Pipeline de Vector 1 018 1 078 1 015 1 033
Enbridge Offshore Pipelines 2 048 1 551 2 153 2 102
Distribution de gaz et
services(2)
Volume (en milliards de pieds
cubes) 123 129 408 438
Nombre de clients actifs (en
milliers) 1 852 1 805 1 852 1 805
Insuffisance en degrés-jours(3)
Chiffres réels 1 165 1 274 3 355 3 750
Prévisions fondées sur la
température normale 1 247 1 247 3 745 3 747
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
(1) Les points saillants de l'exploitation pour les oléoducs tiennent
compte des données du réseau de Lakehead, détenu à 16,6 %, de même
que des données d'exploitation des autres oléoducs détenus en
propriété exclusive, à l'exclusion des pipelines Spearhead et
d'Athabasca.
(2) Le volume et le nombre de clients actifs pour la distribution de gaz
et services sont établis en fonction de l'approvisionnement total du
réseau et des contrats d'achat direct de gaz.
(3) 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 métropolitaine
de Toronto.


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens, sauf les
données par action) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 2 123,0 2 085,5 8 264,5 6 193,5
Transport 579,4 498,8 2 095,1 1 938,1
Services énergétiques 83,3 83,5 284,9 321,5
------------------------------------------------------------------------
2 785,7 2 667,8 10 644,5 8 453,1
------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts des marchandises 1 974,6 1 938,5 7 824,6 5 728,4
Exploitation et administration 324,3 275,6 1 084,2 1 057,6
Amortissement 149,8 147,8 587,4 575,3
------------------------------------------------------------------------
2 448,7 2 361,9 9 496,2 7 361,3
------------------------------------------------------------------------
337,0 305,9 1 148,3 1 091,8

Revenus tirés des placements en
titres de capitaux propres 46,3 44,2 180,3 116,8
Autres revenus de placement 24,4 54,6 107,8 142,4
Intérêts débiteurs (149,8) (136,8) (567,1) (539,2)
------------------------------------------------------------------------
257,9 267,4 869,3 811,8
Part des actionnaires sans
contrôle (8,1) (11,1) (54,7) (27,6)
------------------------------------------------------------------------
249,8 256,8 814,6 784,2
Impôts sur les bénéfices (76,9) (81,0) (192,3) (221,3)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 172,9 175,8 622,3 562,9
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,8) (1,8) (6,9) (6,9)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 171,1 174,0 615,4 556,0
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Résultat par action ordinaire 0,50 0,52 1,81 1,65
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Résultat dilué par action
ordinaire 0,49 0,51 1,79 1,63
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES BENEFICES NON REPARTIS
------------------------------------------------------------------------

(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens)
Exercices terminés les 31 décembre 2006 2005
------------------------------------------------------------------------

Bénéfices non répartis au début
de l'exercice 2 098,2 1 840,9
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 615,4 556,0
Dividendes sur les actions
ordinaires (403,1) (361,1)
Dividendes versés sur
participation croisée 12,2 11,2
Ajustement découlant du
reclassement des dividendes - 51,2
------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis à la fin
de l'exercice 2 322,7 2 098,2
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE
------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens) 2006 2005 2006 2005
------------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation
Bénéfice 172,8 175,8 622,3 562,9
Amortissement 149,8 147,8 587,4 575,3
Insuffisance (excédent) de la
quote-part du bénéfice des
satellites par rapport aux
distributions en trésorerie 8,8 2,0 (54,2) 63,3
Gain à la réduction de
participations - (13,4) - (29,0)
Impôts sur les bénéfices futurs 31,7 67,6 (21,0) 108,1
Autres 5,5 5,0 36,5 20,3
Variation de l'actif et du
passif d'exploitation (223,3) (374,5) 126,7 (353,9)
------------------------------------------------------------------------
145,4 10,3 1 297,7 947,0
------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Acquisitions - (2,2) (101,4) (88,6)
Placements à long terme (15,5) (27,8) (362,3) (89,9)
Nouvelles immobilisations
corporelles (522,9) (368,7)(1 185,3) (724,1)
Prêts à des sociétés affiliées - 0,8 28,0 0,7
Variation du montant à payer au
titre de la construction 54,5 27,8 41,0 25,4
------------------------------------------------------------------------
(483,9) (370,1)(1 580,0) (876,5)
------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des emprunts à
court terme et de la dette
à court terme 17,8 207,5 (78,7) (125,1)
Variation nette des facilités
de crédit sans droit de recours 62,9 5,6 57,7 11,0
Emission de titres d'emprunt à
long terme 325,0 400,0 1 125,0 1 020,1
Remboursements de titres
d'emprunt à long terme - (140,0) (400,0) (536,9)
Emission de titres d'emprunt à
long terme sans droit de
recours - - 2,8 6,8
Remboursement de titres
d'emprunt à long terme sans
droit de recours (30,8) (30,3) (60,5) (85,1)
Variation de la part des
actionnaires sans contrôle (5,9) 5,9 (31,3) 1,4
Emissions d'actions ordinaires 14,1 6,8 63,1 53,7
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,8) (1,8) (6,9) (6,9)
Dividendes sur les actions
ordinaires (101,1) (100,4) (403,1) (361,1)
------------------------------------------------------------------------
280,2 353,3 268,1 (22,1)
------------------------------------------------------------------------
(Diminution) augmentation de la
trésorerie et des équivalents (58,3) (6,5) (14,2) 48,4
Trésorerie et équivalents au
début de la période 198,0 160,4 153,9 105,5
------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents à la
fin de la période 139,7 153,9 139,7 153,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
BILANS CONSOLIDES
------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de dollars canadiens)
31 décembre 2006 2005
------------------------------------------------------------------------
Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents 139,7 153,9
Comptes débiteurs et autres 2 045,6 1 900,3
Stocks 868,9 1 021,4
------------------------------------------------------------------------
3 054,2 3 075,6
Immobilisations corporelles, montant net 11 264,7 10 510,1
Placements à long terme 2 299,4 1 842,8
Montant à recevoir d'une société affiliée - 177,0
Montants reportés et autres actifs 924,5 850,7
Immobilisations incorporelles 241,5 252,6
Ecarts d'acquisition 394,9 367,2
Impôts sur les bénéfices futurs 200,1 134,9
------------------------------------------------------------------------
18 379,3 17 210,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Emprunts à court terme 807,9 1 074,8
Comptes créditeurs et autres 1 723,8 1 624,8
Intérêts à payer 95,1 81,7
Partie à court terme de la dette à long terme et
dette à court terme 537,0 401,2
Partie à court terme de la dette sans droit de
recours 60,1 68,2
------------------------------------------------------------------------
3 223,9 3 250,7
Dette à long terme 7 054,0 6 279,1
Dette à long terme sans droit de recours 1 622,0 1 619,9
Autres passifs à long terme 91,1 91,7
Impôts sur les bénéfices futurs 1 062,5 1 009,0
Part des actionnaires sans contrôle 715,2 691,0
------------------------------------------------------------------------
13 768,7 12 941,4
------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiés 125,0 125,0
Actions ordinaires 2 416,1 2 343,8
Surplus d'apport 18,3 10,0
Bénéfices non répartis 2 322,7 2 098,2
Ecart de conversion (135,8) (171,8)
Participation croisée (135,7) (135,7)
------------------------------------------------------------------------
4 610,6 4 269,5
------------------------------------------------------------------------
18 379,3 17 210,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre terminé le 31 décembre 2006
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
(non vérifié; en millions à titre de de gaz
de dollars canadiens) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 299,5 85,6 68,5 2 327,0
Coûts des marchandises - - - (1 974,6)
Exploitation et
administration (127,5) (24,3) (21,4) (133,4)
Amortissement (38,9) (21,6) (18,4) (70,3)
------------------------------------------------------------------------
133,1 39,7 28,7 148,7
Revenus de placement (0,3) - 26,2 8,7
Autres produits 0,3 0,9 0,8 2,5
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les actions
privilégiées (26,8) (18,0) (15,3) (54,1)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,2) - (6,7) (1,2)
Impôts sur les bénéfices (34,9) (8,4) (12,2) (35,0)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 71,2 14,2 21,5 69,6
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------
Activités
(non vérifié; en millions Activités non Chiffres
de dollars canadiens) internationales sectorielles consolidés
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 5,1 - 2 785,7
Coûts des marchandises - - (1 974,6)
Exploitation et administration (5,7) (12,0) (324,3)
Amortissement (0,2) (0,4) (149,8)
------------------------------------------------------------------------
(0,8) (12,4) 337,0
Revenus de placement 11,9 (0,2) 46,3
Autres produits 9,6 10,3 24,4
Intérêts débiteurs et dividendes
sur les actions privilégiées - (37,4) (151,6)
Part des actionnaires
sans contrôle - - (8,1)
Impôts sur les bénéfices (1,7) 15,3 (76,9)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 19,0 (24,4) 171,1
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------




Trimestre terminé le 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
(non vérifié; en millions à titre de de gaz
de dollars canadiens) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 232,3 85,6 63,7 2 282,8
Coûts des marchandises - - - (1 938,5)
Exploitation et administration (83,4) (25,5) (16,6) (135,8)
Amortissement (34,9) (24,3) (18,3) (69,0)
------------------------------------------------------------------------
114,0 35,8 28,8 139,5
Revenus de placement 0,2 - 20,5 3,6
Autres produits (0,2) 4,3 12,1 12,8
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (23,5) (19,3) (15,3) (46,9)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,5) - (9,1) (1,5)
Impôts sur les bénéfices (29,1) (7,9) (16,5) (38,6)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 60,9 12,9 20,5 68,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


------------------------------------------------------------------------
Activités
(non vérifié; en millions Activités non Chiffres
de dollars canadiens) internationales sectorielles consolidés
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 3,4 - 2 667,8
Coûts des marchandises - - (1 938,5)
Exploitation et administration (5,8) (8,5) (275,6)
Amortissement (0,4) (0,9) (147,8)
------------------------------------------------------------------------
(2,8) (9,4) 305,9
Revenus de placement 19,9 - 44,2
Autres produits 11,6 14,0 54,6
Intérêts débiteurs et dividendes
sur les actions privilégiées - (33,6) (138,6)
Part des actionnaires
sans contrôle - - (11,1)
Impôts sur les bénéfices (0,9) 12,0 (81,0)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 27,8 (17,0) 174,0
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2006
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
(non vérifié; en millions à titre de de gaz
de dollars canadiens) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 1 048,1 345,9 254,7 8 981,6
Coûts des marchandises - - - (7 824,6)
Exploitation et
administration (391,2) (96,0) (67,7) (485,8)
Amortissement (153,4) (87,5) (71,9) (269,1)
------------------------------------------------------------------------
503,5 162,4 115,1 402,1
Revenus de placement (0,2) - 111,5 17,0
Autres produits 3,2 9,2 2,9 17,8
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (102,4) (73,3) (60,0) (197,8)
Part des actionnaires
sans contrôle (1,6) - (48,0) (5,1)
Impôts sur les bénéfices (128,3) (37,1) (34,7) (55,8)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 274,2 61,2 86,8 178,2
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


------------------------------------------------------------------------
Activités
(non vérifié; en millions Activités non Chiffres
de dollars canadiens) internationales sectorielles consolidés
------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 14,2 - 10 644,5
Coûts des marchandises - - (7 824,6)
Exploitation et administration (18,2) (25,3) (1 084,2)
Amortissement (0,9) (4,6) (587,4)
------------------------------------------------------------------------
(4,9) (29,9) 1 148,3
Revenus de placement 52,2 (0,2) 180,3
Autres produits 45,2 29,5 107,8
Intérêts débiteurs et dividendes
sur les actions privilégiées - (140,5) (574,0)
Part des actionnaires
sans contrôle - - (54,7)
Impôts sur les bénéfices (9,3) 72,9 (192,3)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 83,2 (68,2) 615,4
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------



Exercice terminé le 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
(non vérifié; en millions à titre de de gaz
de dollars canadiens) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 881,0 364,3 249,0 6 947,1
Coûts des marchandises - - - (5 728,4)
Exploitation et
administration (311,4) (95,5) (60,1) (549,3)
Amortissement (145,6) (94,3) (71,5) (257,3)
------------------------------------------------------------------------
424,0 174,5 117,4 412,1
Revenus de placement 0,8 - 48,6 8,9
Autres produits 0,4 5,9 27,3 30,6
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (96,5) (81,9) (61,8) (178,8)
Part des actionnaires
sans contrôle (2,1) - (21,2) (3,8)
Impôts sur les bénéfices (97,5) (38,7) (45,5) (90,2)
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Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 229,1 59,8 64,8 178,8
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Activités
(non vérifié; en millions Activités non Chiffres
de dollars canadiens) internationales sectorielles consolidés
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Produits d'exploitation 11,7 - 8 453,1
Coûts des marchandises - - (5 728,4)
Exploitation et administration (17,5) (23,8) (1 057,6)
Amortissement (1,2) (5,4) (575,3)
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(7,0) (29,2) 1 091,8
Revenus de placement 58,5 - 116,8
Autres produits 39,7 38,5 142,4
Intérêts débiteurs et dividendes
sur les actions privilégiées - (127,1) (546,1)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,5) - (27,6)
Impôts sur les bénéfices (3,3) 53,9 (221,3)
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Bénéfice attribuable aux
actions ordinaires 87,4 (63,9) 556,0
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Renseignements