Enbridge Inc.

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Enbridge Inc.

07 nov. 2012 11h24 HE

Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 269 M$, ou 0,34 $ par action ordinaire, au troisième trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 7 nov. 2012) -

POINTS SAILLANTS

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

  • Bénéfice de 189 M$ au troisième trimestre et de 464 M$ pour la période de neuf mois tenant compte de pertes hors trésorerie non réalisées à la valeur du marché

  • Hausse de 13 % du bénéfice ajusté au troisième trimestre, qui se chiffre à 269 M$, et de 11 % pour la période de neuf mois, qui atteint 922 M$

  • Accession d'Al Monaco au poste de président et chef de la direction le 1er octobre 2012

  • Approbation par l'Energy Resources Conservation Board de l'Alberta du projet de prolongement du pipeline de Woodland d'une valeur de 1,0 G$ à 1,4 G$

  • Signature d'une entente de 0,2 G$ entre Enbridge et Suncor Energy Inc. pour l'agrandissement des installations du terminal d'Athabasca

  • Approbation par Enbridge d'un investissement de 0,6 G$ en vue de l'agrandissement de l'infrastructure de distribution de gaz naturel dans la région du Grand Toronto

  • Entente au sujet de services intermédiaires intervenue entre Enbridge et Encana Corporation pour la mise en valeur d'installations de collecte et de compression de gaz dans la région de l'arche de Peace River; report de la mise en service de l'étape 1 et de la construction de l'étape 2 du projet d'aménagement de l'usine à gaz de Cabin

  • Poursuite de l'exécution du plan financier d'Enbridge avec l'émission d'actions privilégiées pour un produit brut totalisant 850 M$

  • Poursuite de la stratégie d'Enbridge visant à se délester de véhicules à titre de promoteur avec une entente de cession d'actifs d'une valeur de 1,2 G$ à Enbridge Income Fund

  • Choix d'Enbridge pour construire une canalisation latérale dans le cadre du projet d'aménagement des installations de mise en valeur du pétrole Heidelberg au large de la côte du golfe du Mexique

Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - « Alors que 2012 tire à sa fin, avec un bénéfice ajusté de 922 M$, ou 1,20 $ par action, pour les neuf premiers mois de l'exercice et un solide quatrième trimestre en perspective, Enbridge maintient parfaitement le cap pour atteindre son objectif d'un bénéfice ajusté sur l'exercice qui se situerait entre 1,58 $ et 1,74 $ par action, mentionne M. Al Monaco, président et chef de la direction. Compte tenu de projets de croissance garantis sur le plan commercial d'une valeur actuelle de 18 G$, nous nous attendons à une solide croissance de 10 % par année du bénéfice moyen par action jusqu'en 2016. En outre, d'autres projets, non encore garantis mais fort probables, d'une valeur de 12 G$ porteraient la croissance du bénéfice par action sur les cinq prochains exercices à au moins 12 % et permettraient de poursuivre sur cet élan jusqu'à la fin de la décennie. »

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.

« L'Amérique du Nord connaît une transformation au chapitre de la production de pétrole brut et de gaz naturel, ce qui est à l'origine d'un besoin pour une importante nouvelle infrastructure énergétique. Enbridge se trouve au cœur de cette transformation et en position incomparable pour tirer profit des occasions nouvelles et émergentes de mise en valeur d'une telle infrastructure. Les projets ne manquent pas et nous nous attendons à ce que toute cette activité continue d'être à l'origine d'une croissance sans pareille dans l'industrie. Un éventail exceptionnel d'investissements attrayants allié à notre accès à des capitaux à faible coût sont les piliers sur lesquels repose notre perspective de croissance positive sur cinq ans. Au-delà de tout cela, notre confiance est de plus en plus grande lorsque nous parlons d'un rythme maintenu jusqu'à la fin de la décennie du fait des meilleurs rendements qui découlent d'occasions d'investissement garanties et de l'apport prévu de nos nouvelles plateformes de croissance comme le secteur intermédiaire au Canada et l'électricité. »

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 Inc. (« Enbridge » ou la société ») a mis en place pour atténuer les risques découlant de la fluctuation des taux d'intérêt et de change ainsi que des prix des marchandises. De telles incidences hors trésorerie à court terme sur le bénéfice constaté résultent 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.

M. Monaco est devenu président et chef de la direction le 1er octobre 2012, succédant à M. Patrick D. Daniel, qui a pris sa retraite. Au début d'octobre, M. Monaco et l'équipe de direction d'Enbridge ont présenté à la communauté financière le plan stratégique et les perspectives de croissance de la société, mettant en lumière les trois points prioritaires du plan.

« Tout en haut de la liste se trouvent la sécurité, la fiabilité et la durabilité environnementale de nos réseaux, relate M. Monaco. Nous avons pris l'engagement d'être des chefs de file de l'industrie dans ces domaines. Ensuite, nous visons l'exécution de l'ensemble de nos projets de croissance en respectant les délais et les budgets prévus, produisant ainsi une valeur ajoutée pour nos clients et permettant une croissance importante du bénéfice et des dividendes pour nos actionnaires. L'atteinte de cet objectif dépend en grande partie du maintien d'un bilan solide. Confiants comme nous le sommes de notre taux de croissance à moyen terme, notre troisième but est de prolonger cette croissance au-delà de 2016 en nous fondant sur de nouvelles plateformes commerciales à se greffer à celles qui existent déjà. »

Au cours du troisième trimestre de 2012, Enbridge a continué de déployer son éventail d'occasions de croissance. Dans le secteur Oléoducs, elle a reçu l'approbation voulue des organismes de réglementation pour la construction du projet de prolongement du pipeline de Woodland, une canalisation d'un diamètre de 36 pouces et d'une longueur de 385 kilomètres (228 milles) qui constituera un doublement du pipeline de Waupisoo existant d'Enbridge. Il est estimé que le projet de prolongement du pipeline de Woodland nécessitera, sous réserve de l'approbation des dispositions commerciales définitives, un investissement d'environ 1,0 G$ à 1,4 G$ pour une capacité initiale de 400 000 barils par jour (« b/j ») pouvant ensuite être portée à 800 000 b/j. Enbridge a aussi annoncé la conclusion d'une entente de 0,2 G$ visant l'agrandissement de l'infrastructure existante à son terminal d'Athabasca afin de pouvoir accueillir davantage de bitume provenant des installations de mise en valeur Firebag 3 et 4 de Suncor Energy Inc. (« Suncor »).

M. Monaco poursuit : « Compte tenu de son échelle et de sa portée, l'infrastructure dont nous disposons actuellement nous permet de proposer aux producteurs des régions de Bakken et des sables bitumineux des solutions rentables d'installations terminales et de transport régional en temps opportun. Nous continuons par ailleurs de travailler en étroite collaboration avec nos clients afin de répondre à leurs besoins en vue d'un accès à de nouveaux marchés en aval, notamment dans le contexte de nos programmes d'accès à la côte américaine du golfe du Mexique et d'accès vers l'est, ainsi qu'afin d'améliorer la connectivité entre les marchés, ce qui aidera à comprimer les importants escomptes de prix qui existent en Amérique du Nord. »

En septembre, les audiences de la commission d'examen conjoint (« CEC ») sur le projet pipelinier Northern Gateway sont arrivées à l'étape des questions en bonne et due forme permettant le contre- interrogatoire des intervenants inscrits et du groupe de spécialistes de Northern Gateway, devant répondre sous serment et en public afin de faire toute la lumière sur le projet.

M. Monaco précise : « Le processus prévu au titre de la réglementation vise à prendre en compte tous les points de vue et à traiter des préoccupations soulevées. L'ensemble des plans et des hypothèses de Northern Gateway, qu'ils soient de nature environnementale, sociale ou économique, fait l'objet de vérifications détaillées. Nous continuons de croire que la CEC conclura que Northern Gateway est dans l'intérêt national du Canada. »

En octobre, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une entente au sujet de services intermédiaires avec Encana Corporation (« Encana ») pour la mise en valeur d'installations de collecte et de compression de gaz dans la région de l'arche de Peace River (« APR ») dans le nord-ouest de l'Alberta. Elle a aussi annoncé qu'elle avait convenu, de concert avec les autres partenaires du projet de mise en valeur de l'usine à gaz de Cabin (« Cabin ») de reporter la mise en service de l'étape 1 et la construction de l'étape 2 de Cabin. À compter de décembre 2012, Enbridge s'attend à commencer à toucher des droits pour son investissement à ce jour dans Cabin, notamment pour les dépenses déjà effectuées à l'égard de l'étape 2 des installations de l'usine.

« Nous prévoyons que notre investissement dans Cabin et l'APR surpassera le niveau précédent des immobilisations dans les étapes 1 et 2 de Cabin, constate M. Monaco. Il est tout aussi financièrement attrayant sur le plan commercial que notre investissement d'origine dans Cabin. »

Le 6 novembre 2012, Enbridge a annoncé qu'elle avait été choisie par Anadarko Petroleum Corporation (« Anadarko ») pour construire, détenir et exploiter un pipeline de pétrole brut dans le golfe du Mexique servant à relier les installations de mise en valeur Heidelberg proposées, exploitées par Anadarko, au réseau pipelinier existant d'une tierce partie. La construction du pipeline, qui devrait entrer en service d'ici 2016, est assujettie à la conclusion des ententes définitives et à l'approbation des co-propriétaires du projet.

« Enbridge possède une forte présence dans la région du golfe aux États-Unis, et la société transporte près de 40 % de la production de gaz naturel en eaux profondes. La canalisation latérale de Heidelberg sera notre deuxième pipeline de pétrole brut dans le golfe du Mexique et rehaussera la diversification de notre entreprise extracôtière », a affirmé M. Monaco.

Dans le secteur Distribution de gaz naturel, Enbridge a rendu public un investissement pouvant atteindre 0,6 G$ pour l'agrandissement du réseau de distribution de gaz naturel d'Enbridge Gas Distribution (« EGD ») dans la région du Grand Toronto (« RGT »), compte tenu de la croissance que connaît la RGT et pour continuer d'assurer des services de livraison de gaz naturel sûrs et fiables aux clients actuels et futurs.

« Le projet que nous proposons dans la RGT rend compte de l'évolution des sources d'approvisionnement en gaz, renchérit M. Monaco, et représente la plus importante amélioration à notre réseau de distribution en 20 ans. Le projet nous permettra de parer à la croissance actuelle et future des besoins de nos clients, de faire preuve d'une plus grande adaptabilité afin d'éviter d'incommoder les clients en raison d'interruptions des approvisionnements physiques, et aussi de faire profiter nos clients d'une diversification des sources d'approvisionnement. »

Au cours du troisième trimestre, Enbridge a continué d'augmenter ses liquidités dans l'optique de son plan de financement quinquennal en émettant des actions privilégiées d'une valeur de 850 M$ et 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.

M. Monaco ajoute : « Nous sommes le plus grand émetteur d'actions privilégiées à taux révisable alors que nous en avons émis pour 2,3 G$ au cours du présent exercice, et pour 3,3 G$ depuis juillet 2011. Avec un taux de rendement de 4 %, il s'agit d'une attrayante source de capitaux à très faible coût. »

Enbridge n'a pas non plus délaissé sa stratégie sur les véhicules à titre de promoteur alors que le 25 octobre 2012 elle a rendu publique une entente avec Enbridge Income Fund (le « fonds ») en vue de céder au fonds un groupe d'actifs de stockage de pétrole brut, d'énergie éolienne et d'énergie solaire d'une valeur de 1,2 G$. La cession est assujettie à l'obtention de l'approbation des actionnaires publics d'Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») à une assemblée qui se tiendra le 7 décembre 2012, ainsi qu'à la conclusion d'une offre publique de reçus de souscription d'ENF d'une valeur de 222 M$.

« Les placements à titre de promoteur d'Enbridge procurent à la société une source supplémentaire de capitaux propres en vue d'ajouter à ses immobilisations ou de consolider sa dette, signale M. Monaco. Avec cette cession, Enbridge recevra un produit initial net au comptant de 222 M$ découlant de l'opération, et un montant supplémentaire de 582 M$ lorsque le fonds disposera de nouveaux titres d'emprunt à terme afin de rembourser un prêt de financement provisoire accordé par Enbridge pour cette opération. »

APERÇU DU TROISIÈME 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.

  • Pour le troisième trimestre de 2012, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 189 M$, une augmentation par rapport au trimestre correspondant de 2011. Cette hausse rend principalement compte d'une réduction importante des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments financiers dérivés constatées au troisième trimestre de 2012 comparativement à 2011. Les réductions les plus marquées ont été enregistrées à l'égard des instruments financiers dérivés relativement aux positions de gestion du risque de change. Elles ont été en partie contrebalancées par une augmentation des pertes non réalisées associées à la réévaluation d'instruments financiers dérivés servant à gérer le risque lié à la rentabilité des opérations de transport et de stockage. La poursuite d'un rendement favorable découlant de la hausse des volumes sur un certain nombre d'oléoducs a elle aussi contribué au relèvement du bénéfice.

  • Le bénéfice ajusté d'Enbridge au troisième trimestre s'est accru de 13 % pour atteindre 269 M$, surtout en raison de plus grands apports du réseau principal au Canada et du pipeline Spearhead, qui ont tous deux bénéficié de forts volumes, et aussi en raison de l'apport de la participation de 50 % de la société dans le pipeline Seaway depuis l'inversion réalisée en mai 2012, partiellement neutralisés par un recul du bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick et une augmentation des frais nets des activités non sectorielles.

  • Le 6 novembre 2012, Enbridge a anoncé qu'elle construira, détiendra et exploitera un pipeline de pétrole brut dans le golfe du Mexique servant à relier les installations de mise en valeur Heidelberg proposées, exploitées par Anadarko, au réseau pipelinier d'une tierce partie. La canalisation latérale de Heidelberg, d'un diamètre de 20 pouces et d'une longueur de près de 55 kilomètres (34 milles), aura pour point de départ Green Canyon Block 860, à environ 320 kilomètres (200 milles) au sud-ouest de La Nouvelle-Orléans et sera située à une profondeur d'environ 1 600 mètres (5-300 pieds). Sous réserve de la conclusion des ententes définitives et de l'approbation du projet par Anadarko et les co-propriétaires du projet, la canalisation latérale devrait entrer en service d'ici 2016.

  • Le 25 octobre 2012, ENF et le fonds ont annoncé avoir conclu une entente avec Enbridge au titre de laquelle cette dernière céderait au fonds cinq entités, comprenant des installations de stockage de pétrole brut en Alberta et des actifs d'énergie renouvelable en Ontario. L'entente envisage la cession du terminal affermé de Hardisty, des installations souterraines de stockage de Hardisty, du projet éolien de Greenwich et des projets d'énergie solaire d'Amherstburg et de Tilbury pour une contrepartie totale d'environ 1,2 G$, montant qui serait payé en partie au moyen de l'émission de nouvelles parts de fiducie ordinaires du fonds à ENF et de parts privilégiées supplémentaires d'Enbridge Commercial Trust à Enbridge. Au titre de l'entente, Enbridge a convenu d'accorder un prêt de financement provisoire au fonds pour le solde du montant à payer. L'opération est assujettie à l'obtention de toutes les approbations requises qui, au-delà de celles prévues au titre de la réglementation, comprennent celle des actionnaires minoritaires d'ENF. Le cas échéant et sur remboursement du prêt de financement provisoire, l'opération devrait donner à Enbridge un montant net de 0,8 G$ pour financer son important programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance.

  • Le 22 octobre 2012, la société a convenu, une fois que les ententes définitives seront éventuellement finalisées, de faire l'acquisition auprès d'Encana de certaines installations de collecte et de compression de gaz sulfureux. Ces installations, qui sont soit en service, soit en construction, sont situées dans la région de l'APR, dans le nord-ouest de l'Alberta. La conclusion de l'opération est prévue en décembre 2012. Une fois les travaux de construction terminés en 2013, l'investissement d'Enbridge dans la mise en valeur du gaz de l'APR devrait être d'environ 0,3 G$. En outre, Enbridge travaille de concert avec Encana exclusivement à la délimitation d'installations en vue d'une mise en valeur d'autres grandes installations du secteur intermédiaire dans la région de l'APR, où le gaz est à forte teneur en liquides et où une croissance importante est attendue au cours des années à venir. Les modalités financières de la mise en valeur de l'APR devraient correspondre à celles précédemment convenues pour la mise en valeur de Cabin. Enbridge s'est par ailleurs entendue avec ses partenaires de Cabin afin de reporter l'entrée en service de l'étape 1 de l'usine et les travaux de construction prévus à l'étape 2.

  • Le 27 septembre 2012, Enbridge a annoncé qu'elle avait obtenu l'approbation de l'Energy Resources Conservation Board de l'Alberta visant la construction du projet de prolongement du pipeline de Woodland. Le projet nécessitera la construction d'un pipeline d'un diamètre de 36 pouces sur quelque 385 kilomètres (228 milles) à partir du terminal du réseau régional des sables bitumineux de Cheecham appartenant à Enbridge jusqu'à son terminal au carrefour d'Edmonton, sur le réseau principal. Il s'agira d'un doublement du pipeline de Waupisoo existant d'Enbridge. Il est prévu que le projet nécessitera un investissement total d'environ 1,0 G$ à 1,4 G$ pour une capacité initiale de 400 000 b/j pouvant ensuite être portée à 800 000 b/j. L'investissement estimatif demeure assujetti à la finalisation de la portée du projet et au calcul de coûts estimatifs définitifs. La nouvelle canalisation devrait permettre de répondre aux besoins découlant de la croissance de la production prévue à partir du projet de sables bitumineux de Kearl, et elle est aussi requise compte tenu des besoins d'autres projets actuellement reliés ou devant être reliés au réseau régional des sables bitumineux d'Enbridge. Enbridge n'a pas encore obtenu une approbation commerciale définitive de la part des expéditeurs en vue de mettre le projet en chantier, mais elle prévoit l'obtenir de manière à permettre une entrée en service en 2015. Les frais de mise en valeur engagés préalablement à la construction sont assumés par les expéditeurs en attendant l'approbation définitive sur le plan commercial.

  • Toujours le 27 septembre 2012, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une entente avec Suncor visant l'agrandissement de l'infrastructure existante au terminal d'Athabasca d'Enbridge afin d'accueillir une quantité accrue de bitume provenant des installations de mise en valeur Firebag 3 et 4 de Suncor. D'un coût approximatif de 0,2 G$, l'agrandissement devrait entrer en service au deuxième trimestre de 2013. Enbridge construira un nouveau réservoir d'une capacité de 350 000 barils en plus d'ajouter à l'infrastructure, notamment avec de nouvelles pompes d'appoint, de nouveaux compteurs et des modifications aux tuyaux et collecteurs en place. Suncor a convenu de soutenir l'investissement d'Enbridge dans ces installations au moyen d'une entente de services à long terme au titre de laquelle Enbridge recouvre tous les frais d'exploitation, un rendement sur les capitaux propres et tout le capital investi.

  • Le 6 septembre 2012, Enbridge a annoncé des plans d'agrandissement du réseau de distribution de gaz naturel d'EGD dans la RGT afin de répondre aux besoins découlant de la croissance que connaît la RGT et afin aussi de continuer d'assurer des services de livraison de gaz naturel sûrs et fiables aux clients actuels et futurs. Le projet envisagé dans la RGT, d'un coût prévu à concurrence de 0,6 G$ consistera en deux tronçons de pipelines et installations connexes visant à améliorer le réseau de distribution existant qui achemine du gaz naturel à plusieurs municipalités en Ontario. Sous réserve de l'approbation de la Commission de l'énergie de l'Ontario, la mise en chantier est prévue pour 2014 et la date d'achèvement des travaux au début de 2016.

  • Le 27 juillet 2012, un déversement de pétrole a été constaté sur la canalisation 14 du réseau de Lakehead d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») près de Grand Marsh, au Wisconsin. Le volume estimatif du déversement de pétrole était de quelque 1 200 barils. EEP 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 ordonnance modificatrice. L'ordonnance exigeait qu'EEP prenne des mesures correctives -ce qui a déjà été fait dans certains cas et est toujours en cours dans d'autres- dans le cadre d'un plan global pour son réseau de Lakehead. Un aspect important de l'ordonnance visait l'embauchage d'un tiers indépendant spécialiste des pipelines pour examiner et évaluer le programme d'intégrité d'EEP dans son ensemble. Au troisième trimestre de 2012, les services d'un spécialiste tiers indépendant ont été retenus par contrat et le travail est en cours. À la remise en service de la canalisation 14 le 7 août 2012, la PHMSA a limité la pression d'exploitation à 80 % de ce qu'elle était juste avant l'incident. Ces restrictions resteront en vigueur jusqu'à ce qu'EEP démontre l'élimination de la cause fondamentale de l'incident.

    EEP a mis à jour les coûts estimatifs avancés pour les travaux de réparation et de remise en état associés à ce déversement de pétrole brut, qu'elle évalue actuellement à environ 12 M$ US (montant après impôts de 2 M$ attribuable à Enbridge), y compris un montant approximatif de 2 M$ US en perte de produits d'exploitation, et à l'exclusion des amendes et des pénalités. 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. EEP présentera des demandes d'indemnisation au titre de la police d'assurance multirisque d'Enbridge, mais ne prévoit pas de règlement éventuel important.

  • Le 2 juillet 2012, EEP a reçu un avis d'enfreinte probable au règlement de la PHMSA, au sujet du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B du 26 juillet 2010, qui a été à l'origine du paiement d'une sanction civile de 3,7 M$ US au troisième trimestre de 2012. EEP a inclus ce montant dans le coût estimatif total du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B, qui est ainsi passé de 785 M$ US (montant après impôts de 131 M$ attribuable à Enbridge) au 30 juin 2012 à 810 M$ US (montant après impôts de 136 M$ attribuable à Enbridge) au 30 septembre 2012. Par ailleurs, le 10 juillet 2012, le National Transportation Safety Board a présenté les résultats de son enquête sur le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B et a par la suite rendu public son rapport final le 26 juillet 2012. Le 3 octobre 2012, EEP a reçu une lettre de l'Environmental Protection Agency (« EPA ») au sujet d'une ordonnance proposée à l'égard de la possibilité d'un confinement élargi et d'une récupération active du pétrole submergé. EEP tente avec l'EPA d'éclaircir certains points de l'ordonnance proposée et discute de la portée que devraient avoir de telles activités. EEP n'a donc pas inclus d'importants frais supplémentaires liés à cette ordonnance proposée dans le total des coûts comptabilisés au titre de l'incident et il n'est pas possible de fournir une estimation à l'heure actuelle.

  • Depuis la fin du deuxième trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :

    • Le 25 septembre 2012, EEP a mené à terme l'émission de 16,1 millions de parts ordinaires de catégorie A pour un produit net d'environ 447 M$ US.
    • Le 13 septembre 2012, Enbridge a réalisé une offre de 16 millions d'actions privilégiées rachetables cumulatives de série P pour un produit brut total de 400 M$.
    • Le 18 juillet 2012, Enbridge a émis une obligation de 100 M$ 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 réalisé une offre de 18 millions d'actions privilégiées rachetables cumulatives de série N 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 11,6 G$ les facilités de crédit d'utilisation générale à la grandeur d'Enbridge.

DÉCLARATION DES DIVIDENDES

Le 24 octobre 2012, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er décembre 2012 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 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 H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série L 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série N1 0,37530 $
Actions privilégiées, série P2 0,21640 $
1 Il s'agit du premier dividende déclaré pour les actions privilégiées de série N.
2 Il s'agit du premier dividende déclaré pour les actions privilégiées de série P.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 7 novembre 2012 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2012. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-213- 4850 ou, sans frais, le 1-888-679-8038, et le code d'accès 82312523. 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 14 novembre 2012 en composant sans frais le1-888-286-8010, ou le 617-801-6888, et le code d'accès 34744052.

Après des exposés 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 consulter, 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. 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 presque 1 000 mégawatts et accroît sa participation dans les énergies éolienne, solaire et géothermique ainsi que dans les piles à combustible hybrides. Enbridge compte un effectif de plus de 10 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis, et la société est classée au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada en 2013. Enbridge est incluse dans les indices Dow Jones mondial et nord-américain 2012-2013 axés sur la durabilité, en plus d'être partie constituante de l'indice FTSE4Good 2012-2013. Par ailleurs, Enbridge figure sur l'indice 2012 de leadership en matière de communication d'information sur le carbone. Enbridge Energy Partners, L.P., société affiliée aux États-Unis, fait partie des 100 sociétés les plus dignes de confiance en Amérique. 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 contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n 'en fait partie.

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 la date estimative 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, 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 ordinaires (bénéfice (perte)), et ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation uniques ou inhabituels des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, appelés éléments d'ajustement, 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

Trimestres clos
les 30 septembre
Périodes de neuf
mois clos
les 30 septembre
2012 2011 2012 2011
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 280 (31 ) 590 302
Distribution de gaz (18 ) (4 ) 80 138
Gazoducs, traitement et services énergétiques (201 ) 46 (426 ) 149
Placements à titre de promoteur 80 61 211 180
Activités non sectorielles 48 (77 ) 9 (108 )
189 (5 ) 464 661
Résultat par action ordinaire 0,24 (0,01 ) 0,60 0,88
Résultat dilué par action ordinaire 0,24 (0,01 ) 0,59 0,87
Bénéfice ajusté1
Oléoducs 191 150 501 410
Distribution de gaz (18 ) (4 ) 113 125
Gazoducs, traitement et services énergétiques 36 41 117 122
Placements à titre de promoteur 69 61 196 170
Activités non sectorielles (9 ) (9 ) (5 ) -
269 239 922 827
Bénéfice ajusté par action ordinaire 0,34 0,32 1,20 1,10
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 740 689 2 372 2 548
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (1 619 ) (917 ) (4 022 ) (2 403 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 1 949 766 2 670 595
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 225 191 668 569
Dividendes par action ordinaire 0,2825 0,2450 0,8475 0,7350
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 780 750 769 751
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinairesen circulation
792

761

781

760
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada2 1 617 1 565 1 654 1 541
Réseau régional des sables bitumineux3 387 360 390 327
Pipeline Spearhead 155 56 157 91
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 45 43 272 311
Nombre de clients actifs (en milliers)4 2 007 1 973 2 007 1 973
Degrés-jours de chauffage5
Chiffres réels 83 55 1 989 2 506
Prévisions fondées sur la température normale 80 82 2 328 2 379
Gazoducs, traitement et services énergétiques -
Débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Alliance Pipeline US 1 448 1 495 1 555 1 562
Pipeline Vector 1 384 1 359 1 519 1 500
Enbridge Offshore Pipelines 1 508 1 509 1 537 1 664
1 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.
2 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.
3 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.
4 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
5 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