Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

02 août 2012 14h25 HE

Enbridge annonce un bénéfice ajusté de 277 M$, ou 0,36 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 2 août 2012) -

POINTS SAILLANTS

(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens.)

  • Bénéfice de 11 M$ au deuxième trimestre et de 275 M$ pour le semestre tenant compte de pertes hors trésorerie non réalisées à la valeur du marché
  • Hausse de 7 % du bénéfice ajusté au deuxième trimestre, qui se chiffre à 277 M$, et de 11 % pour le semestre, qui atteint 653 M$
  • Annonce par Enbridge de projets supplémentaires d'accès vers l'est et d'agrandissement du réseau principal d'une valeur de 3,2 G$
  • Conclusion de l'inversion du pipeline Seaway qui fournit initialement une capacité de transport de pétrole brut de 150 000 barils par jour à partir de Cushing, en Oklahoma, jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique
  • Poursuite de l'exécution par Enbridge de son plan de financement avec l'émission d'actions privilégiées d'une valeur de 1,06 G$ et d'actions ordinaires d'une valeur de 0,4 G$ ainsi que d'une obligation à 100 ans unique de 0,1 G$ arrivant à échéance dans 100 ans
  • Grande ouverture du projet d'énergie solaire Silver State North et du parc éolien Greenwich
  • Réponse d'Enbridge au rapport du National Transportation Safety Board sur le déversement de pétrole brut au Michigan en juillet 2010 et le déversement de pétrole brut au Wisconsin le 27 juillet 2012

Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - « Au cours du premier semestre de 2012, Enbridge a continué d'afficher un rendement constant qui devrait lui permettre d'atteindre son objectif d'un bénéfice ajusté sur l'exercice se situant entre 1,58 $ et 1,74 $ par action », indique M. Patrick D. Daniel, chef de la direction.

Les résultats de 2012 rendent compte d'incidences comptables hors trésorerie en rapport avec le programme exhaustif de couverture économique à long terme qu'Enbridge a mis en place pour atténuer les risques découlant de la fluctuation des taux d'intérêt et de change ainsi que les risques liés au prix des marchandises. De telles incidences hors trésorerie à court terme sur le bénéfice constaté sont le résultat du programme de couverture d'Enbridge qui, à long terme, selon la société, favorisera des flux de trésorerie fiables et la capacité de maintenir la croissance des dividendes.

Information prospective

Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes sont décrits à la rubrique Information prospective du présent communiqué.

En mai, Enbridge a rendu publics une succession de grands ajouts à son infrastructure d'oléoducs d'une valeur totale de 3,2 G$. Elle s'est assurée le soutien commercial voulu pour aller de l'avant avec de nouveaux projets d'accès vers l'est, dont un agrandissement de 80 000 barils par jour (« b/j ») de son pipeline de Toledo (canalisation 17), ainsi qu'une nouvelle inversion de sa canalisation 9B, d'une capacité de 240 000 b/j, de Westover, en Ontario, jusqu'à Montréal, au Québec. Enbridge et Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») prévoient en outre procéder à des agrandissements de soutien, sur le réseau principal aux États-Unis, entre Flanagan, en Illinois, et Sarnia, en Ontario, ainsi qu'à l'agrandissement des canalisations 67 (Alberta Clipper) et 61 (accès vers le sud).

« Nos projets d'agrandissement vers l'est, poursuit M. Daniel, servent de complément à ceux déjà annoncés d'accès à la côte américaine du golfe du Mexique en vue de permettre à la production croissante de l'Ouest canadien et de la région de Bakken d'atteindre de nouveaux marchés nord-américains. Ces projets d'accès commercial et les agrandissements du réseau principal en découlant constituent des occasions d'investissement attrayantes pour Enbridge et EEP. L'investissement total associé de quelque 8 G$ à des taux de rendement intéressants représente une bonne assise pour la poursuite, jusqu'au milieu de la décennie et même au-delà, de la croissance de notre bénéfice ajusté par action à un taux de 10 %. »

M. Daniel a fait remarquer que les projets d'agrandissement d'Enbridge procureront en outre des avantages économiques substantiels aux expéditeurs et aux économies locales de l'Ouest canadien et de la région de Bakken dans le Dakota du Nord, où le pétrole brut est produit, ainsi que dans le Midwest américain et l'Est du Canada, où il sera raffiné.

« Les collectivités le long du tracé de ces pipelines profiteront elles aussi d'une plus grande activité économique. Il importe de souligner que ces projets suivent des couloirs énergétiques existants et ont recours à des pipelines qui réduisent au minimum les perturbations environnementales, ce qui permet de circonscrire l'empreinte écologique. »

Enbridge et son partenaire, Enterprise Product Partners, L.P. (« Enterprise »), ont franchi une étape importante le 19 mai 2012 alors que du pétrole a commencé à couler dans le pipeline Seaway, après son inversion, pour livraison sur la côte américaine du golfe du Mexique.

M. Daniel élabore : « Nous continuons de progresser de façon remarquable dans le contexte de la création d'un nouveau couloir fort nécessaire de la région de Chicago jusqu'aux marchés de raffinage de la côte américaine du golfe du Mexique. Avec la réalisation de la première étape de l'inversion et de l'agrandissement du pipeline Seaway, nous avons maintenant ajouté 150 000 b/j de nouvelle capacité de transport à partir du carrefour de Cushing, et nous prévoyons que ce chiffre passera à 400 000 b/j d'ici le début de 2013. Notre projet de pipeline de Flanagan sud et le réseau pipelinier Spearhead existant, alliés au doublement prévu du pipeline Seaway, portera la capacité totale de Chicago jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique à quelque 850 000 b/j d'ici le milieu de 2014, avec possibilité d'agrandissement à faible coût par la suite. Tout cela aidera à réduire l'engorgement, découlant de perspectives de croissance sans précédent de la production pétrolière en Amérique du Nord, à comprimer les escomptes de prix pour les producteurs et à amenuiser encore plus la dépendance américaine à l'endroit d'importations d'outre-mer. »

Au cours du trimestre, Enbridge a continué d'être active sur le marché des titres et à augmenter ses liquidités dans l'optique de la série d'occasions d'investissements qui s'offrent à la société, émettant des actions privilégiées d'une valeur approximative de 610 M$, alors qu'une émission subséquente en juillet a permis de récolter 450 M$ supplémentaires. Toujours pendant le trimestre, la société a été en mesure d'émettre 9,83 millions d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 400 M$.

« En juillet, mentionne M. Daniel, la confiance à l'endroit de la durabilité à long terme du modèle commercial d'Enbridge a été mise en évidence avec l'émission, par l'entremise de sa filiale Pipelines Enbridge Inc., d'une obligation de 100 M$ échéant dans 100 ans, ce qui n'avait été réalisé qu'une seule fois jusqu'ici par une société canadienne. » Encore en juillet, une nouvelle facilité de crédit de 675 M$ US a été consentie à EEP, portant à 11,8 G$ les facilités de crédit d'utilisation générale à la grandeur d'Enbridge.

Dans le domaine de l'énergie verte, Enbridge a procédé à la grande ouverture du projet d'énergie solaire Silver State North (« Silver State ») au Nevada et du parc éolien Greenwich en Ontario respectivement le 7 mai 2012 et le 15 juin 2012.

« Nous sommes heureux de poursuivre dans la voie tracée avec notre stratégie de croissance en production d'énergie renouvelable et de remplacement à l'origine d'avantages environnementaux ainsi que de flux de trésorerie stables et fiables, précise M. Daniel. Depuis 2002, Enbridge a investi presque 3 G$ dans son portefeuille nord-américain de technologies d'énergie renouvelable et de remplacement qui comprend maintenant huit parcs éoliens, quatre projets d'énergie solaire, une installation géothermique, un ensemble de piles à combustible hybride et quatre installations de récupération de chaleur résiduelle.

« À l'heure actuelle, Enbridge dispose du plus large éventail de projets de croissance commerciale attrayants de toute l'histoire de la société, avec l'appui d'une équipe prête pour la prochaine étape de son expansion. Maintenant que nous entrons dans la deuxième moitié de 2012, nous demeurons confiants de pouvoir atteindre nos objectifs stratégiques et de poursuivre dans la voie de résultats supérieurs dont profiteront nos actionnaires. »

Au début du mois de juillet, le National Transportation Safety Board (« NTSB ») a publié un sommaire de son rapport sur le déversement de pétrole brut au Michigan en juillet 2010, suivi peu de temps après de la publication du rapport définitif.

Le 27 juillet 2012, Enbridge a confirmé un déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 14, exploitée par Enbridge Energy, Limited Partnership, filiale d'EEP, près de Grand Marsh, au Wisconsin. Enbridge continue de réaliser de grands progrès pour ce qui est du nettoyage et de la remise en état des lieux et la société tient résolument à remettre en état en profondeur les zones touchés le plus rapidement possible. La réparation de la canalisation 14 est terminée, mais la date de remise en service de la canalisation 14 est indéterminée pour le moment. Enbridge collaborera avec la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (« PHMSA ») pour répondre à toutes les exigences requises avant la remise en exploitation de la canalisation et collaborera avec les expéditeurs afin d'atténuer le plus possible les incidentes de cette interruption.

« Au moment de l'incident de Marshall en juillet 2010, dit M. Daniel, nous avons sur-le-champ accepté l'entière responsabilité et nous nous sommes engagés à faire tout ce qu'il fallait pour remettre les choses en ordre dans la collectivité, pour parfaitement comprendre ce qui était arrivé, et pour collaborer avec toutes les parties afin d'améliorer les marches à suivre et la technologie de telle manière que cela ne se reproduise plus. Bien que nous regrettions vivement l'incident ayant mis en cause la canalisation 14 la semaine dernière, notre capacité de détecter cette fuite et d'y réagir immédiatement de manière à limiter les incidences environnementales atteste de notre engagement continu à mettre en pratiques les acquis de 2012 et des améliorations que nous avons apportées au cours des deux dernières années. Nous continuerons d'étudier avec soin le rapport du NTSB ainsi que les conclusions de l'enquête afin d'établir si des changements supplémentaires sont requis. Nous offrons nos excuses aux personnes touchées par l'incident de la canalisation 14 et nous sommes très reconnaissants de la patience et de la collaboration des propriétaires fonciers touchés et de la collectivité.

« La sécurité et la fiabilité opérationnelles se trouvent tout en haut de notre liste prioritaire, a affirmé M. Daniel. Nous nous sentons très humbles à la suite des incidents auxquels nous avons été confrontés. Dans le cadre de notre plan général de gestion des risques d'exploitation, nous mettons en pratique ce que nous avons appris et nous nous sommes donné comme objectif d'afficher des performances parmi les meilleures de l'industrie dans toutes nos activités actuelles. Nous concevrons et construirons nos projets de croissance de façon à répondre aux attentes de nos parties prenantes, et même à les dépasser, lorsqu'il s'agit de livraison de produits énergétiques sûre et fiable. »

APERÇU DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2012

Pour un complément d'information sur les projets de croissance et les résultats d'exploitation d'Enbridge, il y a lieu de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, disponible également sur le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.

  • À 11 M$, le bénéfice du deuxième trimestre de 2012 a diminué comparativement à celui du trimestre correspondant de 2011, surtout en raison de la constatation de pertes non réalisées nettes de la juste valeur d'instruments financiers dérivés liés aux activités de gestion des risques dans le contexte de la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage, ainsi que de la réévaluation des stocks des services énergétiques, sans oublier les risques de taux de change et du prix des marchandises inhérents à l'entente de tarification concurrentielle.
  • Le bénéfice ajusté d'Enbridge au deuxième trimestre s'est accru de 7 % pour atteindre 277 M$ en raison du relèvement des apports du réseau principal au Canada et du pipeline Spearhead, qui ont tous deux bénéficié de forts volumes, partiellement neutralisés par un recul du bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick (« EGNB ») et une augmentation des frais de financement nets des activités non sectorielles.
  • Le 27 juillet 2012, une fuite de pétrole a été détectée sur la canalisation 14 du réseau de Lakehead d'EEP près de Grand Marsh, au Wisconsin. Après la détection d'une perte de pression sur la canalisation 14, cette dernière a immédiatement été fermée et isolée et les équipes d'intervention d'urgence ont été rapidement dépêchées. L'évaluation initiale du volume du déversement de pétrole était d'environ 1 200 barils. En fonction des renseignements dont elle dispose actuellement, EEP évalue à environ 8 M$ US les coûts liés à la réparation du pipeline et aux travaux de remise en état à la suite du déversement de pétrole brut. En dépit des efforts déployés par EEP pour s'assurer du caractère raisonnable de ses estimations, il est possible que les montants évalués relativement à ce déversement changent une fois connues des données plus fiables. Enbridge a reçu une ordonnance de mesures correctives de la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (« PHMSA ») le 30 juillet 2012 puis, le 1er août 2012, une modification à cette ordonnance qui décrivait des exigences supplémentaires devant être remplies avant la remise en service de la canalisation 14. Pour la plupart, ces exigences supplémentaires sont conformes aux mesures déjà planifiées et mises en application par Enbridge. Enbridge examinera les exigences, ajustera ses plans au besoin et collaborera avec la PHMSA pour satisfaire à toutes les exigences spécifiques dans les meilleurs délais. À l'heure actuelle, la date de remise en service de la canalisation 14 demeure indéterminée jusqu'à ce que ces travaux aient progressé. Enbridge collaborera avec les expéditeurs pour atténuer le plus possible les répercussions sur l'approvisionnement en pétrole brut des raffineries du Midwest des États-Unis. Enbridge estime que les répercussions financières de l'interruption du service sur la canalisation 14 ne seront pas importantes.
  • Le 10 juillet 2012, le NTSB a discuté des résultats de son enquête sur le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B survenu près de Marshall, au Michigan, en juillet 2010 et a par la suite publié sont rapport final le 26 juillet 2012. Enbridge et EEP ont travaillé en étroite collaboration avec le NTSB pendant toute son enquête et étudient actuellement le rapport. Par ailleurs, le 2 juillet 2012, EEP et Enbridge ont reçu un avis d'enfreinte probable au règlement (« AEPR ») de la PHMSA au sujet de cet incident, qui indiquait une sanction civile de 3,7 M$ US. Enbridge a travaillé en étroite collaboration avec tous les organismes fédéraux et étatiques, dont la PHMSA, pendant l'enquête sur le déversement provenant de la canalisation 6B et elle étudie actuellement l'AEPR en détail.
  • Le 19 juin 2012, Enbridge a confirmé un déversement de pétrole à sa station de pompage de pétrole d'Elk Point sur la canalisation 19 (pipeline d'Athabasca), à quelque 70 kilomètres (44 milles) au sud de Bonnyville, en Alberta, et 24 kilomètres (15 milles) de la ville d'Elk Point. Le déversement, qui est survenu le 18 juin 2012, a en grande partie été contenu à l'intérieur du périmètre de la station de pompage, sans risque pour la santé et la sécurité du public. La zone a été sécurisée et les opérations de nettoyage ont commencé sur-le-champ. Le volume estimatif du déversement est d'environ 1 400 barils. Une fois obtenue l'autorisation de l'Energy Resources Conservation Board (« ERCB ») à cette fin, Enbridge a remis en marche sans danger la station de pompage d'Elk Point le 24 juin 2012. L'ERCB et Enbridge poursuivent leurs enquêtes quant aux causes de l'incident, qui semble être attribuable à la défaillance d'un joint d'étanchéité de bride.
  • Enbridge et Renewable Energy Systems Canada Inc. (« RES Canada »), une filiale de RES Americas, ont procédé à la grande ouverture du parc éolien de 99 mégawatts (« MW ») Greenwich d'Enbridge le 15 juin 2012. Sur la rive nord du lac Supérieur, le projet devrait produire suffisamment d'électricité propre pour répondre aux besoins de quelque 34 000 foyers, ce qui permettrait ainsi de déplacer environ 107 000 tonnes d'émissions de dioxyde de carbone par année. Il s'agit de la première installation éolienne à être située entièrement sur des terres de la Couronne en Ontario. Le parc éolien Greenwich fournira de l'électricité à l'Office de l'électricité de l'Ontario conformément à une convention d'achat d'électricité de 20 ans pour approvisionnement en énergie renouvelable de type III. Le projet, regroupant 43 éoliennes Siemens SWT-2.3, a été construit par RES Canada aux termes d'une entente clé en main à prix fixe de services d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction.
  • Enbridge et Enterprise ont annoncé, le 19 mai 2012, que le pipeline Seaway avait commencé à accepter du pétrole brut à Cushing, en Oklahoma, pour livraison sur la côte américaine du golfe du Mexique. L'inversion du pipeline d'une longueur de 805 kilomètres (500 milles) et d'un diamètre de 30 pouces, qui acheminait du pétrole du sud au nord depuis 1995, procure aux producteurs nord-américains l'infrastructure requise pour avoir accès à une demande de la part des raffineries de la côte américaine du golfe du Mexique qui est supérieure à quatre millions de b/j. L'inversion procure initialement une capacité de 150 000 b/j, laquelle devrait passer à plus de 400 000 b/j au premier trimestre de 2013 à la suite de modifications supplémentaires et d'un accroissement des capacités de pompage.
  • Le 16 mai 2012, Enbridge a annoncé qu'elle profitait désormais du soutien commercial voulu pour aller de l'avant avec de nouveaux projets d'accès vers l'est d'une valeur pouvant totaliser quelque 2,6 G$. Le projet d'accès vers l'est comprend un agrandissement de 80 000 b/j du pipeline de Toledo, une inversion, pour 240 000 b/j, de la canalisation 9B de Westover, en Ontario, jusqu'à Montréal, au Québec, ainsi que l'inversion du sens d'écoulement précédemment annoncée de la canalisation 9A de Sarnia, aussi en Ontario, jusqu'à Westover. Enbridge et EEP prévoient en outre procéder à des agrandissements de soutien, sur le réseau principal aux États-Unis, entre Flanagan, en Illinois, et Sarnia, en Ontario. Tel qu'il a été annoncé, les agrandissements de soutien du réseau principal comprennent celui du pipeline Spearhead North entre Flanagan et Griffith, en Indiana, l'ajout d'un réservoir d'une capacité de 330 000 barils à Griffith, le remplacement d'autres tronçons de la canalisation 6B en Indiana et au Michigan, ainsi que l'agrandissement déjà annoncé de la canalisation 5.
  • Encore le 16 mai 2012, Enbridge et EEP ont rendu publics des projets d'une valeur approximative de 0,4 G$ US visant à accroître la capacité du réseau principal de Lakehead entre son point d'origine, près de Neche, au Dakota du Nord, et son carrefour et terminal en pleine croissance de Flanagan, en Illinois, au sud-ouest de Chicago. La portée actuelle du projet comprend l'agrandissement du pipeline Alberta Clipper (canalisation 67) entre la frontière et Superior, au Wisconsin, dont la capacité passerait de 450 000 b/j à 570 000 b/j, ainsi que l'agrandissement du pipeline d'accès vers le sud (canalisation 61) entre Superior et Flanagan, alors que dans ce cas la capacité passerait de 400 000 b/j à 560 000 b/j. Les deux projets n'exigent qu'une augmentation de la puissance de pompage, sans construction de nouveaux pipelines. La portée des travaux d'agrandissement continue de faire l'objet de discussions avec les expéditeurs qui pourraient mener à une révision à la hausse de la capacité et des coûts.
  • Toujours le 16 mai 2012, Enbridge a annoncé un agrandissement d'environ 0,2 G$ du tronçon canadien du pipeline Alberta Clipper (canalisation 67). La portée actuelle du projet prévoit l'ajout d'une puissance de pompage suffisante pour augmenter la capacité du réseau principal au Canada de 120 000 b/j. L'agrandissement demeure assujetti à l'approbation de l'Office national de l'énergie ainsi qu'à la finalisation de sa portée et à l'approbation des expéditeurs, ce qui pourrait mener à une révision à la hausse de la capacité et des coûts.
  • Le 7 mai 2012, Enbridge a procédé à la grande ouverture du projet Silver State de 50 MW dans le comté de Clark, au Nevada. L'installation a été acquise en mars 2012 au coût estimatif de 0,2 G$ US. À 65 kilomètres (40 milles) au sud de Las Vegas, au Nevada, Silver State a été construit aux termes d'une entente d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction à prix fixe signée avec First Solar. First Solar fournit les services d'exploitation et d'entretien prévus dans un contrat à long terme, et l'électricité produite est livrée à NV Energy, Inc. aux termes d'une convention d'achat d'électricité de 25 ans.
  • Le 16 avril 2012, le gouvernement du Nouveau-Brunswick a édicté un règlement définitif sur les taux et la tarification qui limite les tarifs de distribution du gaz dans la province. Le 12 mars 2012, alors que le règlement se trouvait encore à l'état d'ébauche, Enbridge avait indiqué qu'elle envisageait la possibilité d'une perte de valeur pour une partie importante de son investissement dans EGNB, le service de distribution de gaz dans cette province. Maintenant que la version définitive du règlement est connue, Enbridge a confirmé une perte de valeur de 262 M$. L'incidence de cette charge a été constatée en tant qu'événement postérieur à la date du bilan dans les états financiers consolidés de la société préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et déposés le 2 mai 2012.

Le 26 avril 2012, la société, Enbridge Energy Distribution Inc. (« EEDI ») et EGNB ont intenté des poursuites en justice contre la province du Nouveau-Brunswick devant la Cour du Banc de la Reine du Nouveau-Brunswick, alléguant des dommages s'élevant à 650 M$ en raison des manquements continus par la province aux termes de l'accord de franchise général signé avec Enbridge en 1999. De plus, le 2 mai 2012, la société, EEDI et EGNB ont déposé un avis de demande auprès de la Cour du Banc de la Reine du Nouveau-Brunswick, sollicitant du tribunal qu'il frappe de nullité le règlement sur les taux et la tarification. La demande a été entendue par le tribunal le 24 juillet 2012, mais aucune décision n'a encore été rendue. Rien ne dit que ces mesures seront fructueuses ou qu'elles seront à l'origine d'un quelconque recouvrement.

  • Depuis la fin du premier trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
    • Le 18 juillet 2012, Enbridge a émis une obligation de 100 M$ échéant dans 100 ans par l'entremise de sa filiale Pipelines Enbridge Inc. Ce n'est que la deuxième fois qu'une telle obligation est émise par une société canadienne.
    • Le 17 juillet 2012, Enbridge a conclu un appel à l'épargne pour ses actions privilégiées rachetables cumulatives de série N. Compte tenu d'une forte demande de la part des investisseurs, l'offre est passée à 18 millions d'actions pour un produit brut total de 450 M$.
    • Le 6 juillet 2012, une nouvelle facilité de crédit de 675 M$ US a été consentie à EEP, portant à 11,7 G$ les facilités de crédit d'utilisation générale à la grandeur d'Enbridge.
    • Le 8 juin 2012, la société a mené à terme un appel public à l'épargne pour 9,83 millions d'actions ordinaires et un produit brut d'environ 400 M$.
    • Le 23 mai 2012, Enbridge a conclu un appel à l'épargne pour ses actions privilégiées rachetables cumulatives de série L. Compte tenu d'une forte demande de la part des investisseurs, l'offre est passée à 16 millions d'actions pour un produit brut total de 400 M$ US.
    • Le 19 avril 2012, Enbridge a annoncé la clôture de l'émission de huit millions d'actions privilégiées rachetables cumulatives de série J pour un produit brut total de 200 M$ US.

DÉCLARATION DES DIVIDENDES

Le 1er août 2012, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er septembre 2012 aux actionnaires inscrits le 15 août 2012.

Actions ordinaires 0,28250 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B 0,25000 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H1 0,42470 $
Actions privilégiées, série J2 0,36990 $ US
Actions privilégiées, série L3 0,27670 $ US
  1. Il s'agit du premier dividende déclaré pour les actions privilégiées de série H.
  2. Il s'agit du premier dividende déclaré pour les actions privilégiées de série J.
  3. Il s'agit du premier dividende déclaré pour les actions privilégiées de série L.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le jeudi 2 août 2012 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses) pour discuter des résultats du deuxième trimestre de 2012. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-597-5313 ou, sans frais, le 1-866-362-4666, et le code d'accès 40728322. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations/Events.aspx. Elle sera aussi reprise sur le Web et en balladodiffusion 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 jusqu'au 9 août 2012 en composant sans frais le1-888-286-8010, ou le 617-801-6888, et le code d'accès 46996724.

Après des exposés du chef de la direction, du président 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, à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx, des états financiers intermédiaires non audités et du rapport de gestion, qui renferment des notes et des informations supplémentaires.

Enbridge Inc., société canadienne, est un chef de file du secteur du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord, et à l'échelle mondiale une des 100 premières entreprises championnes du développement durable. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. Enbridge compte un effectif de plus de 7 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis, et la société est classée au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada et des employeurs les plus respectueux de l'environnement du Canada. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information : www.enbridge.com. Aucune information présentée dans le site Web d'Enbridge, liée à ce site, ou qui y est incorporée ou en fait autrement partie, n'est intégrée au présent communiqué.

Information prospective

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

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont priés de 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 (« LGN »), les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des LGN, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations de projets par les clients, le maintien du soutien et l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société, les dates prévues de mise en service et les conditions météorologiques. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel et de LGN, et au prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont ils constituent la base.

Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte commercial dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macro-économiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le bénéfice ou le bénéfice ajusté prévu et les montants par action correspondants ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets en construction, y compris les dates estimatives de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux de construction pour les pipelines, l'incidence de l'inflation et du cours du change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'incidence de l'approbation par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers des travaux.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises et de l'offre et de la demande pour les marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par la loi, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ni de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans ce communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tous les énoncés prospectifs ultérieurs, communiqués par écrit ou de façon verbale et attribuables à Enbridge ou à des personnes agissant en son nom, sont dans leur totalité conditionnels aux mises en garde qui précèdent.

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 ordinaire, 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 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 PCGR des États-Unis et n'est pas considéré comme une mesure de calcul conforme aux PCGR; par conséquent, cette mesure ne saurait être comparée aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

POINTS SAILLANTS

Semestres clos Semestres clos
les 30 juin les 30 juin
2012 2011 2012 2011
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 119 197 310 333
Distribution de gaz 20 40 98 142
Gazoducs, traitement et services énergétiques (114 ) 77 (225 ) 103
Placements à titre de promoteur 65 64 131 119
Activités non sectorielles (79 ) (76 ) (39 ) (31 )
11 302 275 666
Résultat par action ordinaire1 0,01 0,40 0,36 0,89
Résultat dilué par action ordinaire1 0,01 0,40 0,35 0,88
Bénéfice ajusté2
Oléoducs 152 124 310 260
Distribution de gaz 29 38 131 129
Gazoducs, traitement et services énergétiques 45 42 81 81
Placements à titre de promoteur 60 56 127 109
Activités non sectorielles (9 ) (2 ) 4 9
277 258 653 588
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,36 0,34 0,86 0,78
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 984 696 1 632 1 859
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (1 475 ) (839 ) (2 403 ) (1 486 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 58 130 721 (171 )
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 217 190 438 378
Dividendes par action ordinaire1 0,2825 0,2450 0,5650 0,4900
Actions en circulation(en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation1 770 752 763 750
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation1 783 762 775 760
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada3 1 659 1 459 1 673 1 532
Réseau régional des sables bitumineux4 298 291 315 310
Pipeline Spearhead 175 57 160 108
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 66 75 227 268
Nombre de clients actifs (en milliers)5 2 001 1 971 2 001 1 971
Degrés-jours de chauffage6
Chiffres réels 416 485 1 906 2 451
Prévisions fondées sur la température normale 478 495 2 248 2 297
Gazoducs, traitement et services énergétiques -
Débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Alliance Pipeline US 1 536 1 519 1 582 1 601
Pipeline Vector 1 423 1 395 1 588 1 572
Enbridge Offshore Pipelines 1 602 1 732 1 552 1 741
  1. Tous les chiffres correspondants ont été retraités pour tenir compte de la division d'actions, le 25 mai 2011, à raison de deux pour une.
  2. Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs récurrents ou hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite par les PCGR.
  3. Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, soit à destination des États-Unis et de l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
  4. Se limite au volume du réseau principal d'Athabasca et du pipeline de Waupisoo et ne comprend pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
  5. Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
  6. La mesure des degrés-jours de chauffage en est une de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

Renseignements