Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

09 nov. 2011 12h27 HE

Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 241 M$ (0,32 $ par action ordinaire) au troisième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 9 nov. 2011) -

POINTS SAILLANTS

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


--  Bénéfice de 4 M$ au troisième trimestre déduction faite des incidences
    d'ajustements comptables hors trésorerie non réalisés découlant de
    l'évaluation à la valeur du marché et de 656 M$ à ce jour sur l'exercice
    (0,87 $ par action ordinaire)

--  Bénéfice ajusté de 241 M$ pour le troisième trimestre et de 835 M$ pour
    la période de neuf mois, soit respectivement 0,32 $ et 1,11 $ par action
    ordinaire

--  Projet de 1,2 G$ pour le dédoublement du pipeline d'Athabasca visant à
    accroître la capacité dans le contexte d'une croissance de la production
    issue des sables bitumineux

--  Agrandissement de la canalisation 5 de la société en commandite et
    inversion d'un tronçon de la canalisation 9 de la société visant à
    élargir l'accès aux marchés de l'est pour le pétrole brut de l'ouest

--  Investissement de 1,1 G$ dans l'aménagement de l'usine à gaz de Cabin
    qui marque l'entrée dans le secteur intermédiaire de l'exploitation
    gazière au Canada

--  Projet de ligne de raccordement Montana-Alberta qui marque l'entrée dans
    le secteur du transport de l'électricité

--  Croissance des infrastructures d'énergie renouvelable au Québec avec
    l'investissement de 0,3 G$ dans le projet éolien de Lac-Alfred dans
    cette province

--  Transfert à Enbridge Income Fund d'actifs d'énergie renouvelable de 1,2
    G$ qui fournit une source intéressante de capitaux

Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - "Au troisième trimestre, mentionne M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction, le rendement d'Enbridge a poursuivi dans la voie d'une forte croissance et cette tendance devrait permettre, à la conclusion de l'exercice, d'avoir presque atteint ou même légèrement dépassé nos prévisions les plus optimistes d'un bénéfice ajusté par action se situant dans la fourchette de 1,38 $ à 1,48 $. Pour le trimestre et l'exercice à ce jour, nous avons par ailleurs réalisé une forte croissance des flux de trésorerie, ce qui rehausse davantage notre situation financière déjà solide. Ces flux de trésorerie supérieurs sont tirés de la vaste brochette de projets d'infrastructures énergétiques que nous avons menés à bien et mis en service au cours de la dernière année; et d'autres projets suivront."

"Compte tenu de projets de croissance de 10 G$ garantis et en cours ainsi que du très vaste éventail de possibilités de croissance, nous continuons de croire fermement que nous produirons un taux de croissance annuel moyen de 10 %, en termes de bénéfice ajusté par action, jusqu'au milieu de la présente décennie."

"Les résultats du troisième trimestre de 2011 rendent compte des incidences d'ajustements comptables hors trésorerie non réalisés découlant de l'évaluation à la valeur du marché, principalement en ce qui a trait au vaste programme de couverture économique à long terme adopté par Enbridge pour atténuer son exposition aux risques de change, notamment les risques inhérents à la nouvelle entente de tarification concurrentielle ("ETC"). De telles incidences hors trésorerie à court terme sur le bénéfice déclaré sont attribuables au programme de couverture d'Enbridge qui, à long terme, alimentera la croissance des flux de trésorerie et dividendes fiables de la société."

Au cours du troisième trimestre et au début du quatrième, Enbridge a annoncé plusieurs projets de croissance dans ses entreprises d'oléoducs ainsi que de transport et de traitement de gaz de même que des projets d'aménagement dans les secteurs de l'énergie renouvelable et du transport d'électricité.

Dans la région des sables bitumineux, le dédoublement du pipeline d'Athabasca, annoncé au début de septembre, vise à répondre au besoin de capacité supplémentaire compte tenu de la croissance de la production issue des sables bitumineux dans la région de Kirby. La capacité initiale du pipeline ainsi dédoublé sera d'environ 450 000 barils par jour ("b/j") et pourrait éventuellement être portée à 800 000 b/j. Le coût estimatif de ce projet est de 1,2 G$,

L'agrandissement de la canalisation 5 d'Enbridge Energy Partners ("EEP" ou la "société en commandite") et l'inversion du tronçon de la canalisation 9 d'Enbridge allant de Sarnia à Westover, annoncés au début d'octobre, élargiront l'accès aux raffineries de l'Ontario, au Canada, et de la région septentrionale du Midwest américain pour le pétrole brut léger produit dans l'Ouest canadien et aux Etats-Unis.

Le pipeline Wrangler, rendu public vers la fin de septembre 2011, est un projet de coentreprise envisagé avec Enterprise Product Partners qui permettrait d'acheminer du pétrole brut du carrefour engorgé de Cushing, en Oklahoma, jusqu'au complexe de raffinage sur la côte texane du golfe du Mexique. Enbridge travaille également à l'élaboration d'une proposition visant le projet de Flanagan sud pour accroître la capacité à partir de son terminal à Flanagan, en Illinois, jusqu'à Cushing, en Oklahoma.

Au cours du trimestre, Enbridge a déposé auprès de l'Office national de l'énergie des ententes commerciales qui définissent les modalités des services de transport à long terme tant pour le pipeline proposé d'exportation de pétrole brut de Northern Gateway que pour celui visant l'importation de condensat. "Le soutien commercial à l'endroit du projet de la part des producteurs pétroliers au Canada tout comme des marchés asiatiques, commente M. Daniel, rehausse l'importance du projet en sol canadien, qui facilite l'accès aux marchés mondiaux et aux prix internationaux pour la ressource non renouvelable la plus précieuse du pays."

Au début d'octobre, Enbridge a annoncé le franchissement d'une première étape importante dans l'exécution de sa stratégie visant à s'assurer une position de force dans le secteur intermédiaire de l'exploitation gazière au Canada en faisant l'acquisition d'une participation majoritaire dans l'aménagement de l'usine à gaz de Cabin en contrepartie de quelque 900 M$. Enbridge a par la suite fait l'acquisition d'une participation supplémentaire de 13,3 % dans ce projet d'aménagement au début de novembre, ce qui porte sa participation totale à 71,0 % et son investissement à près de 1,1 G$.

M. Daniel précise : "L'infrastructure gazière du secteur intermédiaire dans l'Ouest canadien offre d'excellentes possibilités de croissance compte tenu du caractère positif des facteurs fondamentaux liés au gaz et aux liquides de gaz naturel. Notre investissement dans l'aménagement de l'usine à gaz de Cabin établit notre présence dans le prolifique gisement gazier de Horn River. Les étapes 1 et 2 de Cabin devraient produire un rendement attrayant à faible risque et cadrent parfaitement avec le modèle commercial fiable d'Enbridge. A cet investissement se greffent d'autres possibilités de croissance dans le contexte d'aménagements futurs aux étapes 3 à 6."

L'entreprise de production et nouvelles lignes de transport d'électricité d'Enbridge a elle aussi franchi une étape importante au cours du trimestre. En septembre, Enbridge a célébré la mise en service du premier projet éolien de la société aux Etats-Unis, soit celui de 250 mégawatts de Cedar Point, en avance sur le calendrier de production établi et à moindre coût que prévu. Au début d'octobre, Enbridge a conclu l'acquisition du projet de ligne de raccordement Montana-Alberta ("LRMA").

M. Daniel poursuit : "Le transport d'électricité représente une occasion attrayante pour Enbridge, compte tenu de la solidité des facteurs fondamentaux et des possibilités de croissance dans ce secteur, et l'acquisition du projet de LRMA constitue un point d'entrée de premier choix. Les facteurs fondamentaux en question évoluent autour de la différence du prix de l'électricité entre le Montana et l'Alberta, des contrats conclus pour toute l'électricité à transporter, et des faibles coûts d'agrandissements éventuels. C'est sur cette base que nous prévoyons poursuivre notre croissance dans le secteur du transport de l'électricité."

L'annonce, au début de novembre, de l'investissement d'Enbridge dans le projet éolien de Lac-Alfred au Québec a rehaussé par plus de 1 150 mégawatts les participations de la société dans de la capacité de production d'énergie renouvelable et de remplacement. "Le projet de Lac-Alfred marque l'entrée d'Enbridge dans le secteur éolien au Québec et fait progresser notre stratégie d'investissement dans des infrastructures d'énergie renouvelable dans le cadre d'une plate-forme de production d'électricité durable caractérisée par de solides rendements, des flux de trésorerie stables et des avantages pour l'environnement", a affirmé M. Daniel.

En octobre, Enbridge a transféré un portefeuille d'actifs d'énergie renouvelable à Enbridge Income Fund (le "fonds") en contrepartie de 1,2 G$. Ce transfert a rehaussé la trésorerie distribuable du fonds tout en procurant à Enbridge une source de capitaux à un coût plus faible pour le financement de ces actifs.

M. Daniel a indiqué que les perspectives d'avenir de la société continuent d'être encourageantes.

"L'éventail de possibilités, variées à souhait, qui s'offrent à la société n'aura jamais été aussi vaste, fait remarquer M. Daniel. Les possibilités de croissance des réseaux d'oléoducs sont des plus nombreuses, il est permis d'être très optimiste pour ce qui est des gazoducs et du traitement du gaz naturel, surtout en raison des gisements schisteux, les occasions de croissance se succèdent à l'intérieur de notre portefeuille d'énergies renouvelables et de remplacement, et le secteur de transport d'électricité progresse à vive allure.

"A l'origine de cette croissance se trouvent un solide bilan et une souplesse financière nous permettant de tirer profit des occasions ainsi offertes, sans oublier une attention sans bornes à la sécurité et à l'intégrité opérationnelles quelle que soit l'activité, quel que soit l'actif."

APERCU DU TROISIEME TRIMESTRE DE 2011

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, disponible également sur le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.


--  Le bénéfice du troisième trimestre de 2011, à 4 M$, a accusé un recul
    comparativement au chiffre inscrit pour le troisième trimestre de 2010,
    principalement en raison de la constatation de pertes nettes non
    réalisées sur la juste valeur d'instruments financiers dérivés ayant
    servi principalement à gérer l'exposition à long terme aux risques de
    change, y compris les risques inhérents à l'entente de tarification
    concurrentielle ("ETC") entrée en vigueur le 1er juillet 2011.

--  Après ajustement du bénéfice pour tenir compte des éléments non
    récurrents ou hors exploitation, notamment une charge de 8 M$, déduction
    faite des règlements des compagnies d'assurance, associée à la fuite de
    pétrole de la canalisation 6B ainsi que des gains et des pertes non
    réalisés sur la juste valeur d'instruments financiers dérivés, le
    bénéfice ajusté du troisième trimestre de 2011 a atteint 241 M$,
    comparativement à 196 M$ au trimestre correspondant de l'exercice
    précédent. Le bénéfice ajusté a profité de la croissance du bénéfice du
    réseau principal au Canada et du réseau régional des sables bitumineux
    ainsi que de forts apports des services énergétiques compte tenu de
    l'amélioration des possibilités de marges en matière de
    commercialisation de pétrole brut. Enbridge Energy Partners, L.P.
    ("EEP") a aussi été à l'origine d'un apport positif au bénéfice ajusté
    par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison
    de l'accroissement des volumes de l'entreprise de gaz naturel, et aussi
    de l'incidence de nouveaux actifs entrés en service et de l'acquisition
    du réseau d'Elk City en septembre 2010.

--  Le 3 novembre 2011, Enbridge a annoncé une entente conclue avec EDF EN
    Canada Inc. aux termes de laquelle Enbridge investira près de 0,3 G$
    pour acquérir une participation de 50 % dans le projet éolien de Lac-
    Alfred de 300 mégawatts ("MW") et en devenir co-propriétaire. Ce projet
    éolien, situé à 400 kilomètres ("250 milles") au nord-est de Québec dans
    la région du Bas-Saint-Laurent, comptera 150 éoliennes. Les travaux de
    construction seront réalisés conformément à une entente d'ingénierie,
    d'approvisionnement et de construction à prix fixe clé en main en deux
    étapes : la première étape s'est amorcée en juin 2011 et devrait se
    terminer en décembre 2012, alors que la deuxième étape devrait s'achever
    en décembre 2013. Hydro-Québec achètera l'électricité produite aux
    termes d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans et construira la
    ligne de transport d'électricité de 30 kilomètres qui reliera le parc
    éolien de Lac-Alfred au réseau conformément à une entente
    d'interconnexion.

--  En octobre 2011, la société a annoncé qu'elle avait conclu une entente
    avec Encana Corporation, laquelle agissait au nom de certains
    copropriétaires dans le contexte de l'aménagement de l'usine à gaz de
    Cabin ("Cabin"), au titre de laquelle Enbridge détiendra une
    participation majoritaire à l'égard de cet aménagement, à 60 kilomètres
    (37 milles) au nord-est de Fort Nelson, en Colombie-Britannique, dans le
    bassin de Horn River. Aux termes de l'entente d'achat et de vente
    d'actifs, Enbridge fera l'acquisition d'une participation de 57,7 % dans
    les étapes 1 et 2 de l'aménagement de Cabin devant permettre le
    traitement d'un volume global de 800 millions de pieds cubes par jour
    (Mpi3/j) de gaz naturel. 

    La première étape de l'aménagement prévoit une capacité de traitement de
    400 Mpi3/j de gaz naturel. L'usine est en chantier et devrait entrer en
    service au troisième trimestre de 2012. La deuxième étape, qui ajoutera
    400 Mpi3/j à la capacité de traitement, a reçu l'aval des producteurs et
    a obtenu les approbations requises au titre de la réglementation en vue
    d'une entrée en service prévue au troisième trimestre de 2014. Des
    engagements de la part des producteurs de Horn River ont été obtenus
    pour la capacité totale des étapes 1 et 2. Les producteurs de Horn River
    peuvent demander à la société une expansion de Cabin à concurrence de
    quatre étapes supplémentaires.

    Le 2 novembre 2011, la société a annoncé qu'elle avait conclu une
    entente en vue d'acquérir une participation supplémentaire dans Cabin,
    portant ainsi la participation d'Enbridge à 71,0 %. A la conclusion des
    étapes 1 et 2, l'investissement total de la société devrait s'élever à
    quelque 1,1 G$.

--  Le 28 octobre 2011, EEP a annoncé le programme d'accès de Bakken, soit
    une série de projets totalisant près de 0,1 G$ US, qui représente une
    expansion dans le secteur amont en complément du projet d'agrandissement
    de Bakken. Ce programme d'agrandissement permettra de rehausser de 100
    000 b/j la capacité de collecte du réseau du Dakota du Nord. Il prévoit
    l'accroissement de la capacité des pipelines, la construction de
    nouveaux réservoirs de stockage et l'ajout d'installations donnant accès
    aux camions à de multiples endroits dans l'ouest du Dakota du Nord. Son
    entrée en service est prévue d'ici le début de 2013.

--  Le 21 octobre 2011, Enbridge a achevé le transfert à Enbridge Income
    Fund (le "fonds") du projet éolien en Ontario, du projet d'énergie
    solaire de Sarnia et du projet éolien de Talbot en contrepartie d'un
    prix total de 1,2 G$. L'opération a été financée par le fonds au moyen
    d'une combinaison d'emprunts et de capitaux propres, notamment
    l'émission de nouvelles parts de fiducie ordinaires du fonds à Enbridge
    Income Fund Holdings Inc. et à Enbridge. La participation économique
    totale d'Enbridge dans le fonds a été ramenée de 72 % à 69 % à la
    réalisation de l'opération et du financement connexe.

--  Le 13 octobre 2011, Enbridge a annoncé l'acquisition de toutes les
    actions ordinaires en circulation de Tonbridge Power Inc. ("Tonbridge")
    en contrepartie de 20 M$. Enbridge a remboursé une dette de quelque 50
    M$ engagée par Tonbridge dans le cadre de l'aménagement du projet de
    ligne de raccordement Montana-Alberta ("LRMA") et injectera des fonds
    supplémentaires en vue de la réalisation de la première étape de 300 MW
    de la LRMA ainsi que d'un agrandissement à concurrence de 550 MW. Au
    total, le coût prévu pour réaliser les deux étapes de la LRMA est de
    quelque 0,3 G$, et pour environ la moitié, ce montant est financé par la
    voie d'un prêt de 30 ans accordé par la Western Area Power
    Administration du Département de l'Energie des Etats-Unis.

    La LRMA est un projet qui prévoit l'aménagement d'une ligne de transport
    d'électricité d'une longueur de 345 kilomètres (215 milles) allant de
    Great Falls, au Montana, jusqu'à Lethbridge, en Alberta, conçue de
    manière à tirer avantage d'une croissance de l'offre d'électricité au
    Montana alliée à une demande énergétique soutenue en Alberta. Les permis
    requis pour la première étape de la LRMA ont été obtenus et le projet,
    dont l'entrée en service est prévue pour le milieu de 2012, a mené à la
    signature de contrats d'achat ferme pour la totalité de la capacité
    initiale du réseau du sud vers le nord.

--  Le 3 octobre 2011, Enbridge et EEP ont annoncé deux projets en vue de
    l'élargissement de l'accès aux raffineries de l'Ontario et de la région
    septentrionale du Midwest américain pour le pétrole brut léger produit
    dans l'Ouest canadien et aux Etats-Unis. Un projet prévoit
    l'agrandissement de la canalisation 5 d'EEP servant au transport de
    pétrole brut léger entre Superior, au Wisconsin, et Sarnia, en Ontario,
    de manière à en accroître la capacité de 50 000 barils par jour ("b/j")
    à un coût approximatif total de 0,1 G$. Pour l'autre, qui lui est
    complémentaire, Enbridge prévoit l'inversion d'une partie de la
    canalisation 9 dans l'ouest de l'Ontario afin de permettre
    l'acheminement de pétrole brut vers l'est, de Sarnia jusqu'à Westover,
    en Ontario, destination ultime possible, à un coût approximatif de 20
    M$. Sous réserve de l'obtention des approbations requises au titre de la
    réglementation, les deux projets devraient entrer en service vers la fin
    de 2012.

--  Le 30 septembre 2011, Enbridge a réalisé un appel public à l'épargne de
    500 M$ visant des actions privilégiées de série B rachetables à
    dividende cumulatif. Le produit sera affecté à des dépenses en
    immobilisations, au remboursement de la dette et à d'autres fins
    générales de la société.

--  Le 29 septembre 2011, Enbridge et Enterprise Product Partners, L.P.
    ("Enterprise") ont annoncé des plans d'aménagement d'un nouveau pipeline
    devant servir à acheminer du pétrole brut de l'installation d'Enbridge à
    Cushing, en Oklahoma, jusqu'au complexe de raffinage sur la côte texane
    du golfe du Mexique. D'une longueur de 800 kilomètres (500 milles) et
    d'un diamètre de 36 pouces, le pipeline Wrangler aurait une capacité
    initiale pouvant atteindre 800 000 b/j et devrait entrer en service vers
    le milieu de 2013. Un appel de soumissions pour le projet a été lancé en
    octobre 2011.

--  Le 27 septembre 2011, Alliance Pipeline US a rendu publics des plans
    d'aménagement d'une canalisation latérale de gaz naturel et des
    installations connexes pour relier la production de l'usine de
    traitement du gisement Hess Tioga dans la région de Bakken du Dakota du
    Nord au réseau principal d'Alliance près de Sherwood, dans ce même Etat.
    Elle a signé une entente préalable avec Hess Corporation ("Hess") comme
    expéditeur de premier plan sur la canalisation latérale de Tioga. Aux
    Sable Liquid Products ("Aux Sable") et Hess ont conclu une entente
    concomitante pour la prestation de services en rapport avec les liquides
    de gaz naturel ("LGN"). D'une longueur de 124 kilomètres (77 milles), la
    canalisation latérale de Tioga facilitera l'acheminement de gaz naturel
    riche en liquides et à forte teneur énergétique jusqu'aux installations
    de traitement de liquides de gaz naturel ("LGN") détenues par Aux Sable
    au point d'aboutissement du réseau principal d'Alliance. La capacité
    nominale initiale du pipeline sera d'environ 120 Mpi3/j et pourrait être
    augmentée en fonction de la demande des expéditeurs. Sous réserve de
    l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation et
    autrement, le pipeline devrait entrer en service d'ici le troisième
    trimestre de 2013.

--  Le 12 septembre 2011, Enbridge a annoncé des plans en vue du
    dédoublement du tronçon sud de son pipeline d'Athabasca, de Kirby Lake,
    en Alberta, jusqu'au carrefour du pétrole brut de Hardisty, dans cette
    même province, pour répondre au besoin de capacité supplémentaire compte
    tenu de la croissance anticipée de la production issue des sables
    bitumineux dans la région de Kirby Lake. Le projet de dédoublement, d'un
    coût estimatif d'environ 1,2 G$, comprend un pipeline d'un diamètre de
    36 pouces sur une distance de 345 kilomètres (210 milles) à l'intérieur
    de l'emprise existante du pipeline d'Athabasca. La capacité initiale du
    pipeline dédoublé sera d'environ 450 000 b/j et pourrait être portée
    jusqu'à 800 000 b/j. Sous réserve de l'obtention des approbations
    réglementaires et autres, la canalisation devrait commencer à accepter
    des produits pour le transport d'ici le début de 2015, puis passer à
    pleine capacité en 2016.

--  Le 6 septembre 2011, EEP a annoncé une coentreprise avec Enterprise et
    Anadarko Petroleum Corporation visant la conception et la construction
    d'un nouveau pipeline de LGN ainsi que de deux nouveaux réseaux de
    collecte de LGN qui seront construits et exploités par EEP. EEP
    investira environ 0,4 G$ US dans le pipeline Texas Express ("PTE"),
    d'une longueur approximative de 935 kilomètres (580 milles) à partir de
    Skellytown, au Texas, pour aboutir aux installations de fractionnement
    et de stockage de LGN à Mount Belvieu, dans ce même Etat. La capacité
    initiale du PTE sera d'environ 280 000 b/j et pourra être portée à
    quelque 400 000 b/j. Un des deux nouveaux réseaux de collecte de LGN
    reliera le PTE aux usines de traitement de gaz naturel dans la zone de
    production d'Anadarko/Granite Wash, parties nord du Texas et ouest de
    l'Oklahoma. Le second reliera le PTE aux usines de traitement de la zone
    schisteuse de Barnett dans le centre texan. Sous réserve de l'obtention
    des approbations requises au titre de la réglementation, le pipeline et
    les nouveaux réseaux de collecte devraient entrer en service au deuxième
    trimestre de 2013.

--  Le 24 août 2011, Enbridge a annoncé qu'Enbridge Northern Gateway
    Pipelines avait déposé auprès de l'Office national de l'énergie des
    ententes commerciales à l'égard de services de transport à long terme
    garantis tant pour le pipeline proposé d'exportation de pétrole brut que
    pour celui visant l'importation de condensat. Après négociations avec
    producteurs canadiens et marchés asiatiques, les parties, dont les noms
    sont confidentiels, ont convenu de modalités commerciales dans le
    contexte d'une utilisation à long terme des installations.

--  Le 8 août 2011, EEP a rendu publics des plans visant la construction
    d'une usine de traitement supplémentaire et d'autres installations sur
    son réseau d'Anadarko, à un coût approximatif de 0,2 G$ US. L'usine
    d'Ajax a une capacité prévue de 150 Mpi3/j et devrait entrer en service
    au début de 2013.

DECLARATION DES DIVIDENDES

Le 28 octobre 2011, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré des dividendes trimestriels de 0,245 $ par action ordinaire et de 0,34375 $ par action privilégiée de série A. Dans les deux cas, les dividendes sont payables le 1er décembre 2011 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2011.

CONFERENCE TELEPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 9 novembre 2011 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2011. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le +857-350-1666 ou, sans frais, le 1-866-804-6920, et le code d'accès 74708687. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx. Elle sera aussi reprise sur le Web et en ballabodiffusion 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 16 novembre 2011 en composant sans frais le1-888-286-8010 ou le +617-801-6888, et le code d'accès 54567900.

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

Il est possible de prendre connaissance, sur le site Web d'Enbridge, 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 Etats-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires, et accroît ses participations dans des technologies d'énergie verte et renouvelable, notamment l'énergie éolienne et solaire, les piles à combustible hybrides et la séquestration du dioxyde de carbone. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'Etat de New York. Enbridge compte un effectif d'environ 6 400 personnes, principalement au Canada et aux Etats-Unis, et la société est classée au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada et des employeurs des 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.

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, les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et les coûts de la main-d'oeuvre 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 portant sur l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel et le 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 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'oeuvre 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'oeuvre 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 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 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 principes comptables généralement reconnus ("PCGR") du Canada 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                                                            
                                                           Périodes de neuf 
                                        Trimestres clos         mois closes 
                                       les 30 septembre    les 30 septembre 
                                    ----------------------------------------
                                         2011      2010      2011      2010 
----------------------------------------------------------------------------
(non audités, en millions de dollars                                        
 canadiens, sauf les données par                                            
 action)                                                                    
Bénéfice attribuable aux porteurs                                           
 d'actions ordinaires                                                       
 Oléoducs                                 (31)      128       302       395 
 Distribution de gaz                       (2)       (5)      142        95 
 Gazoducs, traitement et services                                           
  énergétiques                             51        19       136        89 
 Placements à titre de promoteur           63       (28)      185        81 
 Activités non sectorielles               (77)       43      (109)      (23)
----------------------------------------------------------------------------
                                            4       157       656       637 
 Résultat par action ordinaire(1)        0,01      0,21      0,87      0,86 
 Résultat dilué par action                                                  
  ordinaire(1)                           0,01      0,21      0,86      0,85 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté(2)                                                          
 Oléoducs                                 150       128       410       395 
 Distribution de gaz                       (2)       (5)      129       113 
 Gazoducs, traitement et services                                           
  énergétiques                             39        31       122        92 
 Placements à titre de promoteur           63        59       175       161 
 Activités non sectorielles                (9)      (17)       (1)      (15)
----------------------------------------------------------------------------
                                          241       196       835       746 
 Bénéfice ajusté par action                                                 
  ordinaire(1)                           0,32      0,26      1,11      1,01 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données sur les flux de trésorerie                                          
 Flux de trésorerie liés aux                                                
  activités d'exploitation                719       319     2 251      1476 
 Flux de trésorerie liés aux                                                
  activités d'investissement             (751)     (741)   (1 838)    (1928)
 Flux de trésorerie liés aux                                                
  activités de financement                289       490       (89)      597 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes                                                                  
 Dividendes déclarés sur les actions                                        
  ordinaires                              191       163       569       485 
 Dividendes par action ordinaire(1)     0,245    0,2125     0,735    0,6375 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions en circulation(en millions)                                         
 Nombre moyen pondéré d'actions                                             
  ordinaires en circulation(1)            750       743       751       739 
 Nombre moyen pondéré dilué                                                 
  d'actions ordinaires en                                                   
  circulation(1)                          761       751       760       746 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données d'exploitation                                                      
Oléoducs - livraisons moyennes (en                                          
 milliers de barils par jour)                                               
 Réseau principal au Canada(3)          2 337      2178     2 243      2141 
 Réseau régional des sables                                                 
  bitumineux(4)                           345       307       322       279 
 Pipeline Spearhead                        56       142        91       139 
Distribution de gaz - Enbridge Gas                                          
 Distribution                                                               
 Volumes (en milliards de pieds                                             
  cubes)                                   43        45       311       277 
 Nombre de clients actifs (en                                               
  milliers)(5)                          1 973      1942     1 973      1942 
 Degrés-jours de chauffage(6)                                               
  Chiffres réels                           55        79     2 506      2151 
  Prévisions fondées sur la                                                 
   température normale                     82        83     2 379      2336 
Gazoducs, traitement et services                                            
 énergétiques -                                                             
 Débit quotidien moyen (en millions                                         
  de pieds cubes par jour)                                                  
  Alliance Pipeline US                  1 495      1551     1 562      1604 
  Pipeline Vector                       1 359      1329     1 500      1399 
  Enbridge Offshore Pipelines           1 509      1998     1 664      1983 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

(1) Les chiffres correspondants ont été retraités pour tenir compte de la   
    division, le 25 mai 2011, d'actions à raison de deux pour une.          
(2) Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs      
    d'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 du réseau         
    principal au Canada dans l'Ouest canadien et au réseau de Lakehead à la 
    frontière avec les Etats-Unis, ainsi que les canalisations 8 et 9 dans  
    l'Est du pays.                                                          
(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'Enbridge Gas Distribution 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'Enbridge Gas Distribution. 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

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.

Renseignements