Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

31 juil. 2015 07h05 HE

Enbridge déclare, au deuxième trimestre, un bénéfice ajusté de 505 M$, ou 0,60 $ par action ordinaire, et des flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation de 808 M$, ou 0,96 $ par action

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 31 juillet 2015) -

POINTS SAILLANTS

(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

  • Bénéfice de 577 M$ au deuxième trimestre et de 194 M$ pour le semestre, compte tenu d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

  • Bénéfice ajusté de 505 M$ au deuxième trimestre et de 973 M$ pour le semestre, soit respectivement 0,60 $ et 1,15 $ par action ordinaire.

  • Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation de respectivement 808 M$ et de 1 610 M$ au deuxième trimestre et pour le semestre, soit respectivement 0,96 $ et 1,91 $ par action ordinaire.

  • Annonce par Enbridge d'indications d'une fourchette de flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation se situant entre 3,30 $ et 4,00 $ par action ordinaire pour 2015.

  • Conclusion d'une entente avec Enbridge Income Fund visant le transfert de l'entreprise d'oléoducs au Canada d'Enbridge et de ses actifs canadiens d'énergie renouvelable pour la contrepartie de 30,4 G$ plus des droits incitatifs et des droits de distribution au rendement provisoires.

  • Achèvement, depuis la fin de l'exercice 2014, d'environ 3 G$ de projets et autres projets en cours d'une valeur de 5 G$ devant être terminés d'ici à la fin de 2015.

  • Constatation, au deuxième trimestre, d'une perte de valeur de l'écart d'acquisition hors trésorerie de 440 M$ (perte de 167 M$ après impôts attribuable à Enbridge) se rapportant aux entreprises de gaz naturel et de liquides de gaz naturel d'Enbridge Energy Partners, L.P.

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé un bénéfice ajusté de 505 M$ ou 0,60 $ par action ordinaire au deuxième trimestre. Les flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») sont passés à 808 M$, ou 0,96 $ par action ordinaire, alors qu'ils s'établissaient à 516 M$, ou 0,63 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre de 2014.

« À mi-chemin dans l'exercice, nous sommes heureux de publier de solides résultats pour le deuxième trimestre et le semestre, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. La vigueur du bénéfice ajusté et la croissance des flux de trésorerie d'Enbridge témoignent de la robustesse de nos actifs essentiels et de l'exécution toujours réussie de notre programme de dépenses en immobilisations de croissance. Enbridge reste en excellente position pour réaliser son objectif de bénéfice ajusté pour l'exercice se situant entre 2,05 $ et 2,35 $ par action ».

À compter de la publication de ses résultats du deuxième trimestre, Enbridge utilise les FTDLE comme un indicateur des flux de trésorerie complémentaire pour évaluer la performance de ses entreprises. Enbridge a annoncé aujourd'hui que la fourchette cible des FTDLE pour l'exercice se situe entre 3,30 $ et 4,00 $ par action.

« L'adoption des FTDLE comme paramètre de déclaration et d'établissement de fourchette cible permettra de représenter plus clairement le potentiel de croissance des flux de trésorerie et des dividendes que devraient nous procurer notre modèle opérationnel fiable et notre programme de dépenses en immobilisations de croissance record, pour l'horizon de planification actuel et même au-delà », a expliqué M. Monaco.

« Pour l'avenir, nous restons centrés sur la mise en œuvre de notre plan stratégique et de nos principales priorités que sont la sécurité et la fiabilité opérationnelle, l'exécution de notre programme de dépenses en immobilisations de croissance record ainsi que la croissance et la diversification au-delà de 2018. Nous demeurons bien placés pour livrer de façon sécuritaire et fiable l'énergie dont ont besoin les Nord-Américains, tout en rehaussant la valeur que nous procurons à nos clients et actionnaires », a conclu M. Monaco.

Au deuxième trimestre, Enbridge a annoncé une entente visant le transfert de son entreprise d'oléoducs au Canada et de ses actifs canadiens d'énergie renouvelable à Enbridge Income Fund (le « fonds ») en contrepartie de parts du fonds et de ses filiales d'une valeur de 30,4 G$, plus des droits incitatifs et des droits de distribution au rendement provisoires (l'« opération »). L'opération est en bonne voie d'être conclue au troisième trimestre de 2015, sous réserve des approbations au titre de la réglementation et de la tenue d'un vote des actionnaires publics d'Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») à l'assemblée générale extraordinaire qui aura lieu le 20 août 2015.

L'opération constitue un élément clé de l'optimisation de la stratégie financière d'Enbridge, communiquée en décembre 2014, qui comprenait la majoration des dividendes au titre de la politique de distribution des dividendes de la société. Ensemble, ces mesures soutiennent la majoration de 33 % du dividende déjà annoncée (ayant pris effet le 1er mars 2015) et le taux de croissance du dividende par action prévu entre 14 % et 16 % jusqu'en 2018, que devraient favoriser des flux de trésorerie croissants provenant des entreprises existantes et une exécution réussie du programme de dépenses en immobilisations de croissance de 44 G$ de la société (pour son horizon de planification de cinq ans, soit de 2014 à 2018), dont 34 G$ sont garantis sur le plan commercial. En outre, on s'attend à ce que l'opération fournisse une autre source de financement pour les initiatives de croissance à l'échelle d'Enbridge et qu'elle accroisse la compétitivité de cette dernière dans le cadre de nouvelles occasions de croissance interne et d'acquisition d'actifs.

« Nous croyons que le transfert au fonds des activités du secteur Oléoducs au Canada sera dans l'intérêt des actionnaires d'Enbridge comme de ceux d'ENF, a ajouté M. Monaco. Du côté d'Enbridge, le plan d'optimisation devrait améliorer encore davantage notre capacité de profiter de nouvelles occasions d'investissement et permettre à la société de générer une croissance de premier plan dans l'industrie, au-delà de 2018. Nous anticipons que le changement de structure produira une valeur actionnariale encore plus grande, étant donné qu'il réduira le coût global des capitaux propres, permettant ainsi de diversifier encore davantage nos sources de financement et d'accélérer la croissance du dividende. Cela étant, notre modèle opérationnel, nos stratégies commerciales et notre approche disciplinée en matière d'aménagement d'infrastructures nous ont bien servis jusqu'ici, et ils demeureront donc inchangés. »

« Le transfert devrait aussi transformer le fonds en accroissant la valeur de ses actifs; il en découlera une source de croissance interne très fiable qui, croyons-nous, favorisera une hausse des dividendes d'ENF de 10 % à la clôture de l'opération, puis de 10 % annuellement jusqu'en 2019 », a précisé M. Monaco.

L'examen du transfert possible des actifs d'hydrocarbures liquides aux États-Unis d'Enbridge à Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») se poursuit. Cependant, à l'heure actuelle, la conjoncture sur le marché dans lequel évolue la société en commandite principale n'appuie pas un transfert de grande envergure. Les perspectives à plus long terme pour EEP demeurent solides, compte tenu de projets garantis sur le plan commercial d'une valeur de supérieure à 5 G$ qui entreront en service d'ici 2018 et des options de hausser sa participation économique dans les projets financés conjointement par Enbridge et EEP. EEP joue un rôle important dans la stratégie globale d'Enbridge et cette dernière continue d'appuyer EEP en cette période de forte croissance interne. Enbridge possède aux États-Unis un vaste portefeuille d'actifs d'hydrocarbures liquides qui cadrent bien avec EEP et continue d'évaluer les possibilités de générer de la valeur par des transferts sélectifs à EEP au fil de l'amélioration de la conjoncture.

Enbridge a continué à progresser de façon constante dans l'exécution de son programme de croissance et, depuis la fin de 2014, a mis en service, entièrement ou partiellement, huit projets d'une valeur cumulée d'environ 3 G$. La société prévoit que d'ici à la fin de 2015, elle mettra en service pour 5 G$ supplémentaires de projets, tandis qu'elle compte en achever d'autres d'une valeur de 26 G$ entre 2016 et 2018.

En juillet, Enbridge et EEP ont augmenté la capacité du réseau principal en portant celle du pipeline Alberta Clipper de 570 000 barils par jour (« b/j ») à 800 000 b/j par l'ajout de stations de pompage. Toujours en juillet, la société a achevé le projet de prolongement du pipeline Woodland vers le sud, du terminal de Cheecham d'Enbridge jusqu'à son terminal d'Edmonton, accroissant ainsi la capacité disponible aux expéditeurs de sables bitumineux.

M. Monaco a ainsi commenté les faibles prix du pétrole : « Compte tenu des cours actuels, un accès efficace, fiable et économique aux marchés clés est plus que jamais essentiel pour nos clients. La demande de capacité sur notre réseau principal demeure forte. Nous continuons à pratiquer des droits stables et concurrentiels, et nous travaillons sans relâche à optimiser la capacité de nos réseaux. Sans compter les nouveaux accroissements de capacité, nous avons pu ajouter quelque 350 000 b/j de capacité sur le réseau principal grâce à nos efforts d'optimisation à un coût minime pour les expéditeurs. »

« Nous continuons de faire progresser nos projets d'accès aux marchés garantis sur le plan commercial et nous évaluons d'autres occasions d'agrandir et de prolonger nos réseaux par le truchement de projets d'accroissement de capacité à faible coût », a dit M. Monaco.

En juin, la société a franchi une étape importante, celle de l'obtention d'un certificat de nécessité auprès de la Minnesota Public Utilities Commission pour le projet de pipeline Sandpiper. Tandis Enbridge entame le processus d'obtention d'un permis pour le tracé, elle continue de collaborer avec les organismes de réglementation et de délivrance de permis, les organismes publics, les fonctionnaires et le public.

En juin également, l'Office national de l'énergie (« ONÉ ») a accordé à Enbridge l'autorisation nécessaire à la mise en service du projet visant l'inversion de la canalisation 9B et l'accroissement de la capacité de la canalisation 9, et a rendu une ordonnance distincte exigeant que des essais hydrostatiques soient menés sur certains tronçons du pipeline. Enbridge a déposé son plan pour les essais hydrostatiques auprès de l'ONÉ le 23 juillet 2015, qui a été approuvé le 27 juillet 2015. Sous réserve des travaux techniques détaillés pour confirmer la portée des travaux et les échéanciers ainsi que du respect des exigences au titre des permis, la société prévoit que les essais hydrostatiques seront terminés d'ici la fin de 2015. La canalisation devrait être mise en service après l'examen des résultats des essais hydrostatiques par l'ONÉ. Une fois en service, la canalisation 9B, qui fait partie de l'initiative d'accès vers l'est d'Enbridge, devrait contribuer à donner aux raffineurs canadiens l'accès à des matières premières fiables, à préserver des emplois et à favoriser la sécurité énergétique du Canada.

EXPLOITATION - BÉNÉFICE

Au deuxième trimestre de 2015, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est chiffré à 505 M$ ou 0,60 $ par action ordinaire. La hausse du bénéfice ajusté a eu lieu au sein de diverses entreprises, témoignant de la robustesse des actifs de la société et de l'exécution réussie de son programme de croissance.

Au sein du secteur Oléoducs, le débit sur le réseau principal au Canada est demeuré fort, bien qu'au deuxième trimestre de 2015, la croissance du débit ait été restreinte par des travaux d'entretien d'une usine albertaine en amont. De plus, la vigueur du dollar américain, comparativement au dollar canadien, a eu un effet positif sur le bénéfice du réseau principal au Canada, étant donné que le tarif international conjoint (« TIC ») et ses composantes sont fixés en dollars américains. La société couvre en grande partie le risque de change du bénéfice sur le réseau principal au Canada, et la couverture du taux de change effectif entre la devise américaine et le dollar canadien a été supérieure au premier semestre de 2015 à celle de la période correspondante de 2014. La hausse du bénéfice a été annulée en partie par des droits repères résiduels inférieurs d'un trimestre à l'autre sur le réseau principal au Canada, bien que l'incidence de ce facteur ait été moins importante au deuxième trimestre de 2015, étant donné qu'à compter du 1er avril 2015, les droits ont augmenté de 0,10 $ US le baril pour passer à 1,63 $ US le baril. La variation des droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada se fait à l'inverse de celle des droits sur le réseau de Lakehead, qui ont été supérieurs en raison du recouvrement de coûts supplémentaires liés aux projets de croissance d'EEP. Les nouvelles surcharges tarifaires liées à l'expansion des réseaux, dont la surcharge sur l'agrandissement pipelinier entre Edmonton et Hardisty achevé en avril 2015 ont également atténué l'incidence de droits repères résiduels plus faibles aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada. Le bénéfice du secteur Oléoducs a également continué d'être représentatif du bénéfice inférieur du pipeline Southern Lights au premier semestre de 2015. La majeure partie de l'avantage économique provenant du pipeline Southern Lights se reflète maintenant dans le bénéfice du fonds, après la souscription et l'achat par le fonds, en novembre 2014, de parts de catégorie A de certaines filiales d'Enbridge, qui procurent des flux de trésorerie déterminés provenant du pipeline Southern Lights.

Pour ce qui est du secteur Placements à titre de promoteur, EEP et le fonds ont poursuivi leur croissance au deuxième trimestre de 2015. Le bénéfice ajusté d'EEP rend compte de l'accroissement des volumes et des droits de son entreprise de liquides ainsi que des nouveaux actifs mis en service en 2014 et en 2015, le plus important étant le remplacement et l'accroissement de capacité de la canalisation 6B. Au résultat d'EEP a également contribué le bénéfice supplémentaire provenant de l'acquisition de la participation de 66,7 % dans le pipeline Alberta Clipper, anciennement détenue par Enbridge. Les activités liées au gaz naturel et aux liquides de gaz naturel (« LGN ») d'EEP, que cette dernière détient directement et indirectement par le truchement de Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »), filiale en propriété partielle, ont encore affiché des volumes inférieurs en raison de la réduction des programmes de forage des producteurs causée par le recul prolongé des prix des marchandises. La hausse du bénéfice du fonds est attribuable au transfert de participations d'Enbridge dans des gazoducs et des pipelines de diluants ainsi qu'aux distributions sur les parts privilégiées supérieures reçues du fonds.

Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a enregistré d'excellents résultats au deuxième trimestre de 2015, qui rendent compte de l'approbation, en mai 2015, des tarifs de distribution définitifs pour 2015 par la Commission de l'énergie de l'Ontario. Les tarifs approuvés étaient supérieurs aux tarifs provisoires qu'appliquait EGD pendant le premier semestre de 2015. L'écart de revenus entre les tarifs provisoires et les tarifs définitifs pour 2015 a été constaté par EGD au deuxième trimestre de 2015. EGD commencera à recouvrer cet écart auprès des clients au troisième trimestre de 2015.

Dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, la hausse du bénéfice ajusté des services énergétiques illustre la demande de raffinage soutenue pour le pétrole brut entraînant des occasions additionnelles de gestion des réservoirs, de même que l'absence de pertes réalisées, au premier trimestre de 2014, sur certains contrats financiers ayant pour objet de couvrir la valeur de la capacité de transport engagée, mais qui n'étaient pas efficaces à ce titre.

Au sein des Activités non sectorielles, le bénéfice ajusté a aussi subi l'incidence de la hausse des dividendes sur les actions privilégiées, de même que de l'accroissement des charges d'intérêts dans divers secteurs de la société, ce qui reflétait les nouvelles actions privilégiées et les titres d'emprunt pour financer le programme de croissance de la société.

L'analyse du bénéfice ajusté ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés dans le cadre du programme de couverture économique à long terme de la société, la perte de valeur de l'écart d'acquisition, les incidences fiscales associées au transfert d'actifs entre des sociétés sous contrôle commun d'Enbridge, les gains à la vente d'actifs et de placements non essentiels ainsi que des charges et règlements des compagnies d'assurance liés à des déversements de pétrole brut. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR ».

EXPLOITATION - FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Les FTDLE se sont chiffrés à 808 M$ ou 0,96 $ par action ordinaire, pour le trimestre clos le 30 juin 2015, contre 516 M$ ou 0,63 $ par action ordinaire, pour le trimestre clos le 30 juin 2014. Pour le semestre clos le 30 juin 2015, les FTDLE ont été de 1 610 M$ ou 1,91 $ par action ordinaire, comparativement à 1 287 M$ ou 1,57 $ par action ordinaire, pour le semestre clos le 30 juin 2014.

La croissance des FTDLE de la société a été solide d'un trimestre à l'autre et d'un semestre à l'autre, grâce aux mêmes facteurs ayant influé sur le bénéfice ajusté des diverses entreprises de la société, dont il est question ci-dessus. De plus, l'important programme de croissance entrepris il y a quelques années permettra à la société de se positionner pour assurer sa croissance dans l'avenir, profiter de nouvelles occasions et faire progresser les FTDLE.

La réduction des investissements de maintien en 2015 comparativement aux périodes correspondantes de 2014 a également contribué à l'accroissement des FTDLE d'une période à l'autre. Au cours des dernières années, la société a fait, dans le cadre de son programme d'investissements de maintien, d'importants investissements pour le soutien et l'entretien continu du réseau de pipelines existants et pour le maintien des fonctions de service des biens existants. Le recul des investissements de maintien d'une période à l'autre s'explique par l'achèvement de certains programmes d'entretien en 2014. La société prévoit continuer d'investir dans son programme d'investissements de maintien pour assurer la sécurité et la fiabilité de son exploitation.

La hausse des FTDLE d'une période à l'autre a été annulée en partie par les distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et Enbridge Energy Management, L.L.C. et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le fonds. Pour le trimestre et le semestre de 2015 à l'étude, les distributions ont été supérieures à celles des périodes correspondantes de 2014. Par ailleurs, les dividendes sur les actions privilégiées versés par la société se sont accrus d'une période à l'autre puisque des actions privilégiées ont été émises en 2014 pour financer le programme de croissance de la société. Enfin, les FTDLE ont été ajustés pour tenir compte de l'incidence sur les liquidités de certains facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation dont il est question à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR - Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR ».

APERÇU DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2015

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

  • Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a baissé, passant de 756 M$ au deuxième trimestre de 2014 à 577 M$ au deuxième trimestre de 2015. La société a affiché une solide croissance du bénéfice d'un trimestre à l'autre; toutefois, un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation ont influé sur la transparence et la comparabilité des résultats d'exploitation de la société, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. La société dispose d'un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt et de change et au risque lié au prix des marchandises. Les variations des incidences comptables évaluées à la valeur de marché non réalisée de ce programme se traduisent par une volatilité des bénéfices à court terme, mais la société estime qu'elle sera en mesure de soutenir la croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes à long terme sur laquelle repose la proposition de valeur aux investisseurs. Une perte de valeur de l'écart d'acquisition de 440 M$ (perte de 167 M$ après impôts attribuable à Enbridge) liée aux entreprises de gaz naturel et de LGN d'EEP a influé sur la comparabilité des résultats d'un trimestre à l'autre. En raison du déclin prolongé des prix des produits de base, la réduction du nombre de programmes de forage prévus par les producteurs a influé négativement sur les volumes prévus pour les réseaux de gaz naturel et de LGN d'EEP, que cette dernière détient directement et indirectement par l'intermédiaire de MEP, filiale en propriété partielle. Le bénéfice a par ailleurs subi le contrecoup de l'incidence fiscale du transfert d'actifs entre des entités sous contrôle commun d'Enbridge. Le gain intersociétés réalisé à la suite de ce transfert a été éliminé aux fins comptables. Cependant, puisque cette opération visait la vente d'actifs, toutes les conséquences fiscales sont demeurées intégrées aux résultats consolidés, donnant lieu à une charge de 39 M$ au deuxième trimestre de 2015.

  • Le bénéfice ajusté d'Enbridge est passé à 328 M$ au deuxième trimestre de 2014 à 505 M$ au deuxième trimestre de 2015, et les FTDLE se sont appréciés, passant de 516 M$ au deuxième trimestre de 2014 à 808 M$ au deuxième trimestre de 2015, comme il a été mentionné plus haut.

  • Le 19 juin 2015, Enbridge a annoncé la conclusion d'une entente avec le fonds et ENF visant le transfert au fonds de son entreprise d'oléoducs au Canada, détenue par Pipelines Enbridge Inc. (« EPI ») et Enbridge Pipelines Athabasca Inc. (« EPAI »), et de ses actifs canadiens d'énergie renouvelable pour une contrepartie à payer à la clôture de 30,4 G$ plus certains droits de distribution incitatifs et droits liés au rendement. La contrepartie à recevoir par Enbridge à la clôture sera de 18,7 G$ en parts dans la structure du fonds, soit des parts du fonds d'une valeur de 3 G$ et des parts d'une valeur de 15,7 G$ d'Enbridge Income Partners, L.P., filiale indirecte actuellement détenue par le fonds. Le fonds prendra également en charge la dette d'EPI et d'EPAI qui s'établit à environ 11,7 G$. De plus, une tranche de la contrepartie sera versée à Enbridge progressivement sous forme de parts assorties de droits de distribution au rendement provisoires (« DDRP »). Les DDRP sont conçus pour permettre à Enbridge de bénéficier de la valeur croissante de la croissance garantie intégrée dans les entreprises transférées; cependant, les flux de trésorerie tirés de ce mécanisme incitatif seront reportés (jusqu'à ce que les parts puissent être converties en parts génératrices de trésorerie d'une nouvelle catégorie quatre années après leur émission).

L'opération est une pierre d'angle de l'optimisation de la stratégie financière d'Enbridge annoncée en décembre 2014, qui prévoit l'augmentation du montant cible des dividendes versés par la société. Elle fait progresser la stratégie visant les entités dont la société est le promoteur et appuie la majoration de 33 % du dividende, à compter du 1er mars 2015, déjà annoncée par Enbridge. L'opération devrait procurer à Enbridge une autre source de financement pour ses projets de croissance à l'échelle de l'entreprise et elle rehausse son caractère concurrentiel en ce qui a trait aux nouvelles occasions de croissance interne et d'acquisition d'actifs.

Parallèlement à l'exécution de l'opération, Enbridge a commencé à utiliser un indicateur des flux de trésorerie complémentaires, les FTDLE, dans le cours normal de l'établissement des données trimestrielles sur la performance financière et les indications à ce titre. Les FTDLE servent à évaluer le rendement de l'entreprise de base de la société et de ses projets de croissance prévus ainsi que ses perspectives à l'égard des dividendes. La société exprime désormais sa fourchette de distribution des dividendes en tant que pourcentage des FTDLE plutôt que du bénéfice ajusté.

L'opération est assujettie aux approbations d'usage au titre de la réglementation et au vote des actionnaires publics d'ENF, qui devrait avoir lieu le 20 août 2015. La clôture de l'opération devrait suivre peu après l'obtention des approbations requises, qui comprennent celles de la Bourse de Toronto, du Bureau de la concurrence et de Transports Canada.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 28 juillet 2015, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants. Tous les dividendes sont payables le 1er septembre 2015 aux actionnaires inscrits le 14 août 2015.

Actions ordinaires 0,46500 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B 0,25000 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série L 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série N 0,25000 $
Actions privilégiées, série P 0,25000 $
Actions privilégiées, série R 0,25000 $
Actions privilégiées, série 1 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3 0,25000 $
Actions privilégiées, série 5 0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7 0,27500 $
Actions privilégiées, série 9 0,27500 $
Actions privilégiées, série 11 0,27500 $
Actions privilégiées, série 13 0,27500 $
Actions privilégiées, série 15 0,27500 $

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le vendredi 31 juillet 2015 à 9 h, heure avancée de l'Est (7 h, heure avancée des Rocheuses), pour discuter des résultats du deuxième trimestre de 2015. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-708-4539 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6396 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 40109122#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/bsrynhpr/lan/en. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise jusqu'au 7 août 2015 en composant sans frais le 1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 40109122#).

Après un exposé du président et chef de la direction et du chef des finances de la société, il y aura une période de questions et réponses à l'intention des analystes en placements. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.

Enbridge, société canadienne, est un chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord et a figuré au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde au cours des sept dernières années. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde. La société est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. En tant que producteur d'électricité, Enbridge possède des participations dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de 2 200 mégawatts (« MW ») (capacité nette de 1 600 MW) et accroît sa participation dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2015. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter le www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent une information ou des déclarations financières prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) prévu(e) par action; les FTDLE prévus; les FTDLE par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; l'incidence et le calendrier prévus du plan de restructuration des activités canadiennes (ou l'« opération ») ou les attentes à cet égard; la politique de versement des dividendes et les attentes à ce titre; les indications quant au bénéfice ajusté par action; les indications quant aux FTDLE; le respect des conditions de clôture et l'obtention des consentements et approbations requis pour réaliser l'opération.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change prévus; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; la date et les modalités prévues de l'opération; le moment de la réalisation de l'opération, le respect de toutes les conditions de clôture ainsi que l'obtention des consentements et approbations des organismes de réglementation, des actionnaires et des tierces parties en ce qui a trait à l'opération; l'incidence de l'opération et de la politique en matière de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'investissement; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTDLE futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs.

Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont ils constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, 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 (la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE et les montants connexes par action, l'incidence de l'opération sur les résultats d'Enbridge 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 le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet de l'opération, de la politique révisée sur les dividendes, des indications quant au bénéfice ajusté, des indications quant aux FTDLE, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, des modifications apportées aux lois fiscales et des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises, et de l'offre et 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 autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice (à la perte) ajusté(e)s et aux FTDLE. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires, ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents, inhabituels ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché. Les éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.

Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des actifs et des passifs réglementaires et des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et les dépenses en investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

La direction est d'avis que la présentation d'informations sur le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE fournit des renseignements utiles aux investisseurs et aux actionnaires puisqu'elle contribue à rehausser la transparence et la valeur prévisionnelle. La direction se sert du bénéfice (de la perte) ajusté(e) afin de fixer les objectifs de la société et d'évaluer le rendement de cette dernière. La direction a également recours aux FTDLE pour évaluer la performance de la société et pour déterminer le versement de dividendes ciblé. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) pour chacun des secteurs et les FTDLE sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR et ne sont pas considérés comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. Les tableaux dans la présente section résument le rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.

RAPPROCHEMENTS DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Trimestres clos les Semestres clos les
30 juin 30 juin
2015 2014 2015 2014
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 577 756 194 1 146
Ajustements1:
Variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés2 (296 ) (430 ) 681 (240 )
Perte de valeur de l'écart d'acquisition 167 167
Droits de rattrapage (12 ) (2 ) (8 ) -
Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance 6 1 (3 ) 1
Températures supérieures (inférieures) à la normale 6 (4 ) (27 ) (37 )
Gains à la vente d'actifs et de placements non essentiels (9 ) - (9 ) (57 )
Pertes de valeur d'actifs 3 - 3 -
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 9 3 12 3
Impôt sur des gains intersociétés à la vente d'actifs 39 - 39 -
Incidence de la modification du taux d'imposition (1 ) - (7 ) -
Ajustement hors période - - (71 ) -
Autres 16 4 2 4
Bénéfice ajusté 505 328 973 820
1 Le tableau présente les ajustements en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces ajustements pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur dans le rapport de gestion.
2 Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées après déduction des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Trimestres clos les Semestres clos les
30 juin 30 juin
2015 2014 2015 2014
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation - actifités poursuivies 1 350 812 2 860 1 126
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 (94 ) 127 (230 ) 997
1 256 939 2 630 2 123
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (166 ) (130 ) (324 ) (260 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (26 ) (19 ) (53 ) (37 )
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (57 ) (142 ) (111 )
Investissements de maintien2 (164 ) (219 ) (316 ) (399 )
Ajustements importants3 (21 ) 2 (185 ) (29 )
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (FTDLE) 808 516 1 610 1 287
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,96 0,63 1,91 1,57
1 Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des actifs et des passifs réglementaires ainsi que des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements.
2 Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (exclusion faite du remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile. Aux fins des FTDLE, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits d'exploitation ou les fonctions de service des biens existants.
3 Les postes d'ajustements importants pour le trimestre clos le 30 juin 2015 comprennent des coûts de normalisation météorologique de 6 M$((4) M$en 2014), des coûts d'aménagement de projets et de transaction de 5 M$(3 M$en 2014) et d'autres éléments de néant (3 M$en 2014). Les postes d'ajustements importants pour le semestre clos le 30 juin 2015 comprennent des coûts de normalisation météorologique de (27) M$((37) M$en 2014), des coûts d'aménagement de projets et de transaction de 7 M$(3 M$en 2014) et d'autres éléments de néant (5 M$en 2014). Les postes d'ajustements importants du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2015 comprennent de plus des montants de (32) M$(néant en 2014) et de (165) M$(néant en 2014) au titre de pertes réalisées à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels se trouve un gain compensatoire approximatif réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE.

POINTS SAILLANTS

Trimestres clos les Semestres clos les
30 juin 30 juin
2015 2014 2015 2014
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 409 431 (13 ) 475
Distribution de gaz 39 19 178 155
Gazoducs, traitement et services énergétiques 54 107 70 298
Placements à titre de promoteur (36 ) 87 95 171
Activités non sectorielles 111 112 (136 ) 1
Bénéfice des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 577 756 194 1 100
Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques - - - 46
577 756 194 1 146
Bénéfice par action ordinaire 0,68 0,92 0,23 1,39
Bénéfice dilué par action ordinaire 0,67 0,91 0,23 1,38
Bénéfice ajusté1
Oléoducs 240 220 432 438
Distribution de gaz 45 15 151 118
Gazoducs, traitement et services énergétiques 74 27 115 86
Placements à titre de promoteur 139 96 266 180
Activités non sectorielles 7 (30 ) 9 (2 )
505 328 973 820
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,60 0,40 1,15 1,00
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 1 350 812 2 860 1 145
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (2 025 ) (2 886 ) (3 891 ) (5 629 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 686 2 490 911 4 955
Flux de trésorerie liés à l'exploitation disponibles2
Flux de trésorerie liés à l'exploitation disponibles 808 516 1 610 1 287
Flux de trésorerie liés à l'exploitation disponibles par action ordinaire 0,96 0,63 1,91 1,57
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 399 293 795 584
Dividendes payés par action ordinaire 0,465 0,350 0,930 0,700
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 846 824 843 822
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 858 834 856 832
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada3 2 073 1 968 2 141 1 936
Réseau régional des sables bitumineux4 799 690 810 680
Pipeline Spearhead 153 196 152 190
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 68 76 285 288
Nombre de clients actifs (en milliers)5 2 099 2 071 2 099 2 071
Degrés-jours de chauffage6
Chiffres réels 429 493 2 661 2 699
Prévisions fondées sur la température normale 466 461 2 250 2 238
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)







Pipeline Vector 1 365 1 326 1 609 1 553
Enbridge Offshore Pipelines 1 400 1 590 1 275 1 477
1 Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR.
2 Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des actifs et des passifs réglementaires et des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et les dépenses en investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR.
3 Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, qui aboutissent aux États-Unis ou dans l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
4 Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline de Waupisoo, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
5 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
6 Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs et des références à des mesures non conformes aux PCGR. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes ainsi que des rapprochements sont décrits respectivement aux rubriques « Information prospective » et « Mesures non conformes aux PCGR » du présent communiqué.

Renseignements