Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

08 mai 2013 09h27 HE

Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 488 M$, ou 0,62 $ par action ordinaire, au premier trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 8 mai 2013) -

POINTS SAILLANTS

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

  • Bénéfice de 250 M$ au premier trimestre tenant compte de pertes hors trésorerie non réalisées à la valeur du marché
  • Bénéfice ajusté de 488 M$, ou 0,62 $ par action ordinaire, au premier trimestre
  • Hausse de 175 M$ (montant après impôts de 24 M$ attribuable à Enbridge) des coûts estimés par Enbridge Energy Partners, L.P. pour les travaux de restauration associés à la canalisation 6B
  • Poursuite de l'exécution du plan financier d'Enbridge avec l'émission de 600 M$ d'actions ordinaires et de 400 M$ US d'actions privilégiées rachetables cumulatives
  • Annonce par Enbridge d'un placement de 1,2 G$ dans des parts privilégiées d'Enbridge Energy Partners, L.P.
  • Obtention par Enbridge d'un projet de 0,3 G$ pour la prestation de services de terminal à la deuxième phase d'expansion de Surmont
  • Acquisition par Enbridge d'une participation de 50 % dans le projet éolien de Blackspring Ridge de 300 MW pour un investissement prévu de 0,3 G$
  • Consentement d'Enbridge d'investir 0,2 G$ dans un projet de prestation de services de pipeline et de terminal pour le projet proposé de sables bitumineux Hangingstone d'Athabasca Oil Corporation
  • Nomination du premier vice-président de la sécurité et de la fiabilité opérationnelle de l'entreprise, qui assurera la coordination centralisée de la sécurité et de la protection environnementale, priorités d'Enbridge
  • Entente de principe entre Enbridge et Energy Transfer Partners, L.P. pour l'aménagement conjoint d'un projet permettant l'accès au marché de raffinage du secteur est de la côte du golfe

Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - « Les entreprises d'Enbridge ont affiché une solide performance au premier trimestre, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société »). Nous sommes satisfaits d'être partis du bon pied, mais nous prévoyons une croissance plus modérée pour le reste de l'exercice, et maintenons notre objectif d'un bénéfice ajusté sur l'exercice dans la fourchette des 1,74 $ à 1,90 $ par action. Nous continuons à respecter les échéanciers et les budgets dans l'exécution d'un nombre record de projets de croissance garantis sur le plan commercial qui devraient poser les fondements de notre croissance au-delà de 2013. Au nombre de ceux-ci, dix projets verront au moins leur phase initiale mise en service d'ici à la fin de l'exercice. »

Exploitation

Les résultats des activités de base de la société sont restés solides au premier trimestre de 2013. Parmi les principaux faits saillants de l'exploitation, citons les débits élevés sur le réseau principal au Canada, puisque les approvisionnements de sables bitumineux vigoureux et les écarts importants des prix du pétrole brut entre les raffineurs canadiens et ceux du Midwest américain ont fait augmenter les volumes transportés sur de longues distances au sein du réseau d'Enbridge. Le bénéfice du secteur Oléoducs pour les trois premiers mois de l'exercice a également été appuyé par l'apport d'actifs récemment approuvés, dont les pipelines de Wood Buffalo et de Woodland entrés en service, ainsi que par l'apport de la participation de la société dans le réseau pipelinier Seaway pour le pétrole brut (« pipeline Seaway »), dont le service préliminaire a commencé en mai 2012 et qui a été agrandi en janvier 2013. Le secteur des services énergétiques, quant à lui, a connu des résultats favorables au cours du trimestre, compte tenu des occasions d'arbitrage attrayantes découlant des vastes écarts quant à l'emplacement et à la qualité du brut. Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a aussi contribué à la croissance globale du bénéfice d'un trimestre à l'autre; cependant, en raison du moment des produits et des coûts, les résultats annuels d'EGD devraient être comparables à ceux de l'exercice précédent.

Pour ce qui est des placements à titre de promoteur, le rendement stable des actifs du secteur Oléoducs au sein d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») a été annulé en partie par une baisse du bénéfice du secteur de collecte et de traitement de gaz, encore aux prises avec les bas prix du gaz naturel et des liquides du gaz naturel. En mars, EEP a fait l'objet d'une ordonnance (l'"ordonnance") de l'Environmental Protection Agency des Etats-Unis (« EPA ») visant des activités supplémentaires de confinement élargi et de récupération active du pétrole submergé lors du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B. Comme suite à l'ordonnance, EEP a comptabilisé au premier trimestre une charge additionnelle de 175 M$ US (montant après impôts de 24 M$ attribuable à Enbridge). L'apport d'Enbridge Income Fund (le « fonds ») sur un trimestre entier au premier trimestre correspond au bénéfice des actifs de stockage d'énergie renouvelable et de pétrole brut acquis par le fonds à la fin de 2012; cette augmentation a toutefois été compensée par la radiation unique d'un petit compte de report découlant de la réglementation.

Comme ce fut le cas au premier trimestre de 2013, le bénéfice de la société continuera de représenter les variations des incidences comptables évaluées à la valeur de marché non réalisée se rapportant au programme exhaustif de couverture économique à long terme qu'Enbridge a en place pour atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt, de change et de prix des marchandises. La société croit que le programme de couverture favorise la production de flux de trésorerie fiables et la capacité de maintenir la croissance des dividendes.

Croissance soutenue

Enbridge continue de relever les défis liés à l'accès au marché du pétrole brut, élément clé de sa stratégie de croissance.

« La progression de la demande en Amérique du Nord a entraîné une insuffisance de la capacité pipelinière vers les marchés appropriés. Nous avons reconnu il y a quelque temps déjà l'importance de réduire les goulots d'étranglement en transport, et nous avons cherché des solutions de concert avec notre clientèle, allant de l'amélioration de nos réseaux d'oléoducs à toute une série d'initiatives d'accès destinées à élargir les marchés actuels ou à ouvrir de nouveaux marchés lorsqu'elles seront mises en service pendant l'exercice en cours et le suivant, et elles devraient toutes être achevées d'ici 2016. Elles ajouteront une valeur substantielle pour nos clients et nos actionnaires », a affirmé M. Monaco.

Depuis le début de l'exercice, Enbridge a continué à alimenter son portefeuille de projets de croissance garantis sur le plan commercial, déjà solide.

Dans le secteur Oléoducs, Enbridge a annoncé de nouvelles ententes avec des expéditeurs régionaux de sables bitumineux pour la prestation de services associés au transport et aux installations. En mars, Enbridge a convenu d'investir 0,2 G$ selon une entente avec Athabasca Oil Corporation (« AOC ») pour la prestation de services de pipeline et de terminal dans le cadre du projet proposé de sables bitumineux Hangingstone d'AOC (« Hangingstone d'AOC »). Par la suite, Enbridge a annoncé en mai qu'elle avait conclu avec ConocoPhillips Canada Resources Corp. et Total E&P Canada Ltd. (« ConocoPhillips Surmont Partnership ») une entente afin d'agrandir les infrastructures existantes au terminal de Cheecham d'Enbridge pour faire face à la production accrue de bitume provenant de la deuxième phase d'expansion de Surmont.

« Enbridge collabore avec les producteurs albertains pour concevoir des solutions de transport innovantes et économiques, a ajouté M. Monaco. La portée et la souplesse de notre réseau régional de sables bitumineux actuel nous permettent de répondre aux besoins de nos clients à court terme et d'évoluer pour nous adapter à leur croissance future. »

Avec son partenaire de coentreprise Enterprise Products Partners, L.P., (« Enterprise »), Enbridge a aussi achevé l'ajout de stations de pompage le long du pipeline Seaway, ce qui accroît la capacité disponible provenant de la plaque tournante de Cushing, en Oklahoma, jusqu'à 400 000 barils par jour (« b/j ») selon le type de pétrole brut. Le débit réel du premier trimestre de 2013 a été limité en raison de contraintes relatives aux installations de réception de tiers. Une canalisation latérale ayant pour point de départ l'installation de stockage de Jones Creek de Seaway pour aboutir au terminal de pétrole brut ECHO à Houston (« terminal ECHO »), au Texas, devrait éliminer ces contraintes après son entrée en service, prévue pour le quatrième trimestre de 2013. Cependant, la capacité devrait aussi être limitée par l'accroissement des engagements d'achat de pétrole brut jusqu'à l'entrée en service du doublement du pipeline Seaway au premier trimestre de 2014.

« Enbridge continue de faire progresser ses initiatives visant à offrir aux producteurs de nouvelles options d'accès aux marchés en mettant l'accent sur une plus grande capacité vers les meilleurs marchés, a ajouté M. Monaco. Avec la capacité accrue du pipeline Seaway actuel entre Cushing et la côte ouest du golfe, maintenant opérationnel et desservant les raffineries de la région de Houston, nous nous concentrons, avec notre partenaire Enterprise, sur la mise en service du doublement du pipeline Seaway, qui ajoutera 450 000 b/j de capacité. Nous sommes ravis de l'avance sur l'échéancier de ce projet, qui devrait maintenant être achevé au premier trimestre de 2014.

« En outre, nous avons annoncé en février 2013 un nouveau projet qui créera la première option de transport par pipeline du milieu du continent vers le marché de la côte est du golfe. De concert avec notre partenaire de coentreprise Energy Transfer Partners, L.P., nous poursuivons le développement du projet de pipeline donnant accès au pétrole brut de la côte est du golfe, qui vise l'inversion et la réaffectation d'un gazoduc sous-utilisé. Il est essentiel de tirer profit de l'infrastructure existante pour réduire l'empreinte écologique de notre secteur d'activité et offrir des solutions plus rapides et moins coûteuses que la construction de nouvelles infrastructures. »

En janvier 2013, la société a annoncé une autre expansion de son réseau principal, et au Canada et aux États-Unis. Une capacité additionnelle de 230 000 b/j est donc offerte aux producteurs tandis qu'augmentent les approvisionnements de pétrole brut en Amérique du Nord.

La région de Bakken demeure un point de mire pour Enbridge. Le programme d'agrandissement dans la région de Bakken est entré en service en mars 2013, au moment où commençait l'exploitation de l'installation ferroviaire de Berthold, dans le Dakota du Nord.

En avril 2013, EEP a annoncé des plans de construction de l'usine de traitement du gaz naturel cryogénique de Beckville, qui portera la capacité de traitement d'EEP à environ 820 millions de pieds cubes par jour (« Mpi3/j ») dans les zones schisteuses de Cotton Valley et de Haynesville.

« L'exécution des projets est l'une de nos grandes priorités; il s'agit d'une compétence essentielle qu'il est indispensable de maintenir et de renforcer si nous voulons atteindre nos objectifs de croissance, a précisé M. Monaco. Pour la majeure partie des 33 projets en cours, nous respectons ou devançons l'échéancier, et nous sommes dans les limites ou en deçà du budget. »

Dans le cadre de l'élargissement de sa plateforme de production d'énergie renouvelable, Enbridge a annoncé en avril l'obtention d'une participation de 50 % dans l'aménagement du projet éolien Blackspring Ridge (« Blackspring Ridge »).

« Blackspring Ridge, projet éolien le plus important de l'Ouest canadien, accroîtra considérablement notre capacité de production d'énergie verte et renforcera ainsi notre position de second producteur d'énergie éolienne au Canada, a ajouté M. Monaco. Le site bénéficie d'une excellente ressource éolienne et d'un accès au transport, et le prix de l'électricité est en grande partie fixé par des contrats à long terme pour la vente au consortium d'électricité de l'Alberta. Ces investissements présentent non seulement un excellent profil risque-avantage, mais en développant nos actifs d'énergie renouvelable, nous serons en mesure de respecter - et même de surpasser - notre engagement en matière de neutralisation de l'empreinte écologique, qui consiste à produire un kilowatt d'énergie renouvelable pour chaque kilowatt additionnel d'énergie consommé par nos installations. L'acquisition de Blackspring Ridge porte la participation globale d'Enbridge dans des actifs de production d'énergie renouvelable à concurrence de 1 600 mégawatts. »

En mai, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une entente prévoyant un investissement de 1,2 G$ dans des parts privilégiées émises par EEP afin de réduire le financement de tiers requis par cette dernière pour fournir sa part au programme de croissance interne de la société. Parallèlement à cette émission, EEP a également annoncé qu'elle entend exercer, aux termes de chacune des ententes de financement conjoint du projet d'accès vers l'est et de l'agrandissement du réseau principal de Lakehead, son option de réduire sa participation économique et le financement associé à ces projets respectifs pour les ramener de 40 % à 25 % d'ici la date limite du 30 juin 2013. EEP conservera l'option d'accroître sa participation économique à concurrence de 40 % dans les deux projets au cours de la période d'un an qui suivra la date de mise en service finale des projets.

« Ce montage financier et l'exercice de l'option de financement conjoint permettront à EEP de financer ses projets de croissance de 8,5 G$ avec le plus d'efficience et de flexibilité, ce qui profitera à la fois à EEP et à Enbridge », a conclu M. Monaco.

En janvier, Enbridge a renouvelé son attachement à la sécurité et à la fiabilité opérationnelles en nommant un nouveau premier vice-président qui assurera la coordination centralisée de ces priorités à l'échelle de la société.

« Notre objectif absolu consiste à être le chef de file de l'industrie quant à la fiabilité et à l'intégrité de nos pipelines et installations ainsi qu'à la protection de l'environnement, a précisé M. Monaco. Notre position de chef de file de ces domaines nous permet de réaliser tout le reste, y compris de soutenir la croissance future de notre société. »

« Nos trois principales priorités - la sécurité et la fiabilité opérationnelle, l'exécution de notre stratégie et la poursuite de notre croissance au-delà de 2016 - resteront le moteur de nos décisions et de nos actions pour les années qui viennent, conclut M. Monaco. Grâce à notre solide proposition de valeur, nous sommes bien placés pour croître et pénétrer de nouveaux marchés, ce qui nous permettra de créer de la valeur pour nos clients et actionnaires. Nous sommes convaincus de pouvoir maintenir notre croissance de premier plan au sein de notre secteur d'activité. »

APERÇU DES RÉSULTATS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2013

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. Nous voulons en outre attirer votre attention sur la note 2 afférente aux états financiers consolidés au 31 mars 2013 et pour le trimestre clos à cette date, « Révision des états financiers de périodes antérieures », qui traite d'une révision hors trésorerie des états financiers comparatifs. L'analyse présentée ci-après est fondée sur les états financiers révisés pour le trimestre clos le 31 mars 2012.

  • Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a diminué, passant de 261 M$ au premier trimestre de 2012 à 250 M$ au premier trimestre de 2013. La société a enregistré une forte croissance du bénéfice d'exploitation d'un trimestre à l'autre. L'incidence positive de cette croissance a toutefois été plus que réduite par plusieurs 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. Le bénéfice pour le trimestre clos le 31 mars 2013 a également été touché négativement par des charges additionnelles de 175 M$ US (montant après impôts de 24 M$ attribuable à Enbridge) liées à l'ordonnance de mesures supplémentaires de nettoyage du déversement de pétrole brut de la canalisation 6B en 2010. Parmi les points saillants du premier trimestre de 2013, citons de forts volumes sur plusieurs oléoducs et la contribution de nouveaux actifs récemment mis en service, dont le pipeline Seaway, ainsi que de solides résultats d'EGD et des services énergétiques.

  • Pour le premier trimestre de 2013, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est établi à 488 M$, comparativement à 373 M$ à la période correspondante de 2012. Ce résultat représente la hausse des débits et droits, plus particulièrement des droits résiduels aux termes du tarif international conjoint plus élevés sur le réseau principal au Canada. La demande de brut canadien avec escompte provenant des raffineurs du Midwest américain est demeurée forte et a entraîné la hausse du transport sur de longues distances. Ont aussi participé à l'augmentation du bénéfice ajusté : de plus forts volumes contractuels; de nouveaux actifs entrés en service à la fin de 2012 sur le réseau régional des sables bitumineux; un trimestre complet d'exploitation du pipeline Seaway dans lequel Enbridge détient une participation de 50 %; et de plus importants apports de la part d'EGD et des services énergétiques. Toutefois, l'augmentation du bénéfice ajusté a été en partie neutralisée par la hausse des dividendes versés sur les actions privilégiées liés à l'émission d'actions privilégiées en vue du financement des projets de croissance garantis sur le plan commercial.

  • Au premier trimestre de 2013, la société a modifié sa politique au sujet de certaines opérations liées à la constatation d'un actif réglementaire égal au montant cumulatif de la dotation à l'amortissement non encore recouvré dans les droits mais devant être recouvré dans les droits futurs aux termes des contrats à long terme pertinents conclus avec des expéditeurs et approuvés par les organismes de réglementation fédéraux. Ce traitement comptable historique avait été adopté par la société pour la première fois en 1999. Les auditeurs de la société, PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l. (« PwC ») était en accord avec ce traitement. Les directives de l'ASC 980-340 (antérieurement FAS 92) avaient été réputées ne pas s'appliquer aux circonstances de la société étant donné le haut niveau d'assurance quant au recouvrement de l'actif réglementaire conféré par les contrats à long terme. La direction a appliqué cette politique systématiquement entre 1999 et 2012.

    En avril 2013, la direction a été informée que l'opinion prédominante parmi les autorités comptables est désormais que la FAS 92 représente une interdiction générale de la constatation de tels actifs réglementaires. La société a dressé ses états financiers pour le trimestre clos le 31 mars 2013 selon la méthode désormais considérée comme étant appropriée par la direction et ses auditeurs, PwC, et elle appliquera cette méthode à l'avenir. Les états financiers des périodes antérieures ont été révisés pour permettre une comparabilité systématique. La nouvelle méthode n'a aucune incidence sur les flux de trésorerie, passés ou futurs, et les révisions aux données historiques ne sont pas importantes.

  • Le 8 mai 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une entente prévoyant un investissement de 1,2 G$ dans des parts privilégiées émises par EEP. EEP affectera le produit au financement d'une partie de ses projets de croissance garantis sur le plan commercial, au remboursement de billets de trésorerie et à d'autres fins générales. Les parts privilégiées, dont le prix est établi à 25 $ la part (valeur nominale), comporteront un taux de rendement fixe de 7,5 % qui sera révisé tous les cinq ans. Conformément aux modalités des parts privilégiées, des distributions en trésorerie trimestrielles ne seront pas versées au cours des huit premiers trimestres, mais elles seront ajoutées à la valeur de rachat. Les distributions en trésorerie trimestrielles seront versées à compter du neuvième trimestre et les distributions reportées seront payables à la date du cinquième anniversaire ou au moment du rachat des parts. Les parts privilégiées seront rachetables au gré d'EEP à la date du cinquième anniversaire de leur émission et tous les cinq ans par la suite à leur valeur nominale, majorée des distributions reportées. Le rachat par anticipation peut avoir lieu dans certaines circonstances, notamment le rachat des parts privilégiées au moyen du produit net de l'émission de titres par EEP, la vente d'actifs ou l'émission de titres d'emprunt, pour des montants égaux. Si les parts privilégiées n'ont pas été rachetées entièrement à la date du cinquième anniversaire de leur émission, les distributions reportées seront alors versées. Par ailleurs, à compter du 1er juin 2016 et à la seule discrétion d'Enbridge, les parts privilégiées peuvent être converties en environ 43,2 millions de parts ordinaires d'EEP.

  • Par ailleurs, le 8 mai 2013, EEP a annoncé qu'elle entendait exercer l'option de réduire son financement de chacun des projets d'accès vers l'est et de prolongement de la canalisation principale du réseau de Lakehead et la participation économique qui y est rattachée pour les ramener de 40 % à 25 % avant la date limite du 30 juin. Ces projets sont financés conjointement par Enbridge et EEP. EEP conserve l'option d'accroître sa participation économique d'au plus 15 % dans les deux projets au cours de la période d'un an qui suivra la date de mise en service finale des projets.

  • Le 7 mai 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu avec ConocoPhillips Surmont Partnership une entente de service pour des installations terminales afin d'agrandir les infrastructures existantes au terminal de Cheecham d'Enbridge pour faire face à la production accrue de bitume provenant de la deuxième phase d'expansion de Surmont. La société construira deux nouveaux réservoirs de mélange de 450 000 barils et convertira un réservoir de mélange existant pour les diluants, installera des collecteurs pour la réception et la distribution afin de faciliter les transferts au pipeline Wapisoo et améliorera l'équipement de mesure connexe. L'expansion devrait entrer en service en deux étapes entre le quatrième trimestre de 2014 et le premier trimestre de 2015, à un coût d'environ 0,3 G$.

  • Le 30 avril 2013, EEP a annoncé des plans de construction d'une usine de traitement du gaz naturel cryogénique près de Beckville (l'« installation de Beckville »), dans le comté de Panola, au Texas, à un coût approximatif de 0,1 G$ US. L'installation de Beckville offrira une capacité supplémentaire de traitement aux clients actuels et futurs dans la zone schisteuse de Cotton Valley, où se trouve le réseau d'East Texas d'EEP. L'installation de Beckville comporte une capacité prévue de 150 Mpi3/j et la construction de l'usine et des installations connexes devrait s'amorcer vers la fin de 2013, avec une date de mise en service prévue pour 2015.

  • Le 8 avril 2013, Enbridge a acquis une participation de 50 % dans le projet éolien de Blackspring Ridge de 300 MW, situé à 50 kilomètres (31 milles) au nord de Lethbridge, en Alberta, dans le comté de Vulcan. Le projet sera construit aux termes d'un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction à prix fixe, et il devrait être réalisé d'ici le milieu de 2014. Les crédits d'énergie renouvelable produits par Blackspring Ridge sont impartis à Pacific Gas and Electric Company dans le cadre d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans. L'électricité sera vendue au consortium d'électricité de l'Alberta, à des prix fixes compte tenu de 75 % de la production au moyen de contrats à long terme. L'investissement total de la société dans le projet devrait s'élever à environ 0,3 G$ US.

  • Le 1er avril 2013, le fonds a annoncé en être venu à un règlement (le « règlement ») avec un groupe d'expéditeurs quant aux nouveaux droits sur le réseau de Westspur. Conformément au Règlement, les droits sur le réseau de Westspur seront fixés et augmentés annuellement selon un indice d'inflation préétabli, en fonction d'un débit à l'intérieur d'une plage de volumes semblables à ceux récemment transportés sur le réseau de Westspur. Le règlement a entraîné la radiation d'environ 12 M$ déduction faite des impôts (4 M$ déduction faite des impôts attribuables à Enbridge) au premier trimestre de 2013 relativement à un actif réglementaire reporté qui ne devrait pas être perçu aux termes du règlement. À la demande de certains expéditeurs qui n'avaient pas signé le règlement, l'Office national de l'énergie n'a pas supprimé les droits provisoires antérieurs et a déclaré que les nouveaux droits étaient provisoires eux aussi. En date du 7 mai 2013, le fonds continuait de collaborer avec les expéditeurs en vue de résoudre cette question.

  • Le 21 mars 2013, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une entente avec AOC visant la prestation de services de pipeline et de terminal dans le cadre du projet Hangingstone d'AOC proposé en Alberta. Sous réserve de la conclusion définitive de la portée, la phase I du projet visera la construction d'un nouveau pipeline de 47 kilomètres (29 milles) et de 16 pouces de diamètre entre le site d'Hangingstone et le terminal de Cheecham existant d'Enbridge ainsi que des modifications connexes aux installations de Cheecham. La phase I offrira une capacité initiale de 16 000 b/j. La phase 2, qui doit faire l'objet des approbations commerciales, permettrait de transporter jusqu'à 60 000 b/j additionnels, portant la capacité totale du pipeline à 76 000 b/j. Sous réserve de l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation et autres, les installations de la phase I devraient être mises en service en 2015 à un coût estimatif d'environ 0,2 G$.

  • Le 14 mars 2013, EEP a reçu une lettre de l'EPA lui ordonnant d'entreprendre des activités supplémentaires de confinement élargi et de récupération active du pétrole submergé lors du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B en juillet 2010, au Michigan. EEP estime les charges additionnelles liées à cette ordonnance à environ 175 M$ US (montant de 24 M$ après impôts attribuable à Enbridge). L'estimation est supérieure au total des coûts estimés de 820 M$ US (montant après impôts de 137 M$ attribuable à Enbridge) se rapportant à la fuite de la canalisation 6B constatés au 31 décembre 2012, à l'exclusion des amendes et des pénalités. Les coûts réels engagés pourraient différer du montant estimatif précité, étant donné qu'EEP est à revoir son plan de travail avec l'EPA et d'autres organismes de réglementation pour s'assurer qu'il est conforme à leurs exigences. Au cours du trimestre terminé le 31 mars 2013, EEP n'a recouvré aucun montant lié à ses réclamations d'assurance.

  • Le 15 février 2013, Enbridge a annoncé la conclusion d'un accord avec Energy Transfer Partners, L.P. (« Energy Transfer ») au sujet des conditions générales de l'aménagement conjoint d'un projet permettant l'accès au marché de raffinage du secteur de la côte du golfe depuis la plaque tournante de Patoka, en Illinois. Sous réserve de l'approbation de la Federal Energy Regulatory Commission, le projet prévoit la conversion de certains tronçons d'un gazoduc actuellement en exploitation dans le cadre du réseau de gazoducs de Trunkline Gas Company, LLC, une filiale en propriété exclusive d'Energy Transfer et d'Energy Transfer Equity, L.P. Après la conversion, la capacité du pipeline devrait être de l'ordre de 420 000 b/j à 660 000 b/j , selon le type de brut transporté et les engagements reçus dans le cadre d'un appel de soumissions. La mise en service est prévue pour le début de 2015. Enbridge et Energy Transfer détiendraient chacune une participation de 50 % dans le projet. La participation d'Enbridge à ce projet est assujettie à l'obtention d'engagements minimaux dans le cadre d'un appel de soumissions et à la diligence raisonnable au sujet du coût de conversion. Selon le niveau des engagements et l'établissement de la portée et des dépenses en immobilisations estimatives, Enbridge prévoit un investissement entre 1,2 G$ US et 1,7 G$ US.

  • Le 11 janvier 2013, Enbridge et son partenaire Enterprise ont annoncé l'achèvement des stations de pompage et des modifications destinées à accroître la capacité disponible du pipeline pour les expéditeurs de quelque 150 000 b/j pour la porter à environ 400 000 b/j selon le type de pétrole brut. À ce jour en 2013, le débit réel a été limité en raison de contraintes relatives aux installations de réception de tiers. Une canalisation latérale ayant pour point de départ l'installation de stockage de Jones Creek de Seaway et aboutissant au terminal ECHO à Houston, au Texas, devrait éliminer ces contraintes après son entrée en service, prévue pour le quatrième trimestre de 2013. Toutefois, on s'attend à une capacité limitée en raison de plus nombreux engagements d'achat de brut lourd jusqu'à ce que le doublement du pipeline Seaway entre en service au premier trimestre de 2014.

  • Le 4 janvier 2013, Enbridge a annoncé un nouvel agrandissement du réseau principal au Canada entre Hardisty, en Alberta, et un point à la frontière canado-américaine situé près de Gretna, au Manitoba, à un coût estimatif de 0,4 G$, ainsi qu'un nouvel agrandissement du réseau de Lakehead, qui appartient à EEP, entre Neche, au Dakota du Nord, et Superior, au Wisconsin, à un coût estimatif de 0,2 G$ US. Sous réserve de l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation, les agrandissements prévoient l'ajout d'une puissance de pompage suffisante pour augmenter de 230 000 b/j la capacité à la fois du réseau principal au Canada et du réseau de Lakehead, dans le contexte d'une entrée en service prévue pour 2015. L'annonce ainsi faite s'est greffée à celle effectuée en mai 2012 par la société relativement à un projet d'accroissement de la capacité de 120 000 b/j des mêmes tronçons du réseau principal au Canada et du réseau de Lakehead, à un coût approximatif respectivement de 0,2 G$ et de 0,2 G$ US avec une entrée en service prévue au milieu de 2014.
  • Depuis la fin de 2012, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
    • En mai 2013, une filiale d'Enbridge a obtenu une facilité de crédit renouvelable de 500 M$ US, portant à 14,4 G$ les facilités de crédit d'utilisation générale à l'échelle de la société.
    • Le 16 avril 2013, Enbridge a réalisé une offre de 13 millions d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 600 M$.
    • Le 27 mars 2013, Enbridge a réalisé une offre de 16 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 1 pour un produit brut de 400 M$ US.
    • Le 1er mars 2013, Enbridge Energy Management, L.L.C. (« EEM ») a mené à terme l'émission de 10,4 millions d'actions cotées pour un produit net d'environ 273 M$ US. EEM a par la suite investi le produit net dans un nombre équivalent d'i-units d'EEP.
    • Le 26 février 2013, Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») a mené à terme l'émission de 3,8 millions d'actions ordinaires pour un produit brut de 96 M$. ENF a par la suite investi le produit pour acheter des parts ordinaires du fonds.
    • En février 2013, EEP a augmenté sa facilité de crédit de 364 jours pour la porter à 1,1 G$.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 23 avril 2013, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er juin 2013 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2013.

Actions ordinaires 0,31500 $
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 11 0,18080 $ US
1 Il s'agit du premier dividende déclaré pour les actions privilégiées de série 1.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 8 mai 2013 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du premier trimestre de 2013. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-447-0521 en Amérique du Nord ou le 1-847-413-3238 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 34629096. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse www.enbridge.com/Q1. Elle sera aussi reprise sur le Web et en baladodiffusion 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 15 mai 2013 en composant sans frais le1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 34629096.

Après des exposés 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 de placements. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.

Enbridge Inc. est un chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord et figure au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde des cinq dernières années. 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 plus de 1 600 mégawatts et accroît sa participation dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 10 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des employeurs les plus écologiques du Canada et se classe au palmarès des 100 meilleurs employeurs pour 2013. Enbridge fait partie des indices de durabilité Dow Jones (échelle mondiale et Amérique du Nord) pour 2012-2013. 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 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, 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'évaluation 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 prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté prévu (la perte ajustée prévue); le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté prévu (la perte ajustée prévue) par action; les flux de trésorerie futurs prévus; 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, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie verte, les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie verte, 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 et les organismes de réglementation, 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, de LGN et d'énergie verte, 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 (la perte) ou le bénéfice ajusté (la perte) prévu(e) 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, de l'augmentation des taux d'imposition, 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 attribuable aux porteurs d'actions ordinaires, et ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation 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 dans le rapport de gestion. 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.

RAPPROCHEMENTS NON CONFORMES AUX PCGR
Trimestres clos
les 31 mars
2013 2012
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 250 261
Éléments d'ajustement :
Oléoducs
Réseau principal au Canada - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 72 (27 )
Réseau principal au Canada - ajustement de la tarification de la canalisation 9 - (6 )
Distribution de gaz
EGD - températures supérieures à la normale 6 24
Gazoducs, traitement et services énergétiques
Aux Sable - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - (7 )
Services énergétiques - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés 30 154
Placements à titre de promoteur
EEP - coûts de correction de fuites 24 -
EEP - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés 1 -
EEP - Coûts d'enquêtes sur la commercialisation et le transport par camion de LGN - 1
Activités non sectorielles
Noverco - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (1 ) -
Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites - 12
Autres activités non sectorielles - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 105 (10 )
Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers (4 ) (29 )
Autres activités non sectorielles - différences/modifications des taux d'imposition 5 -
Bénéfice ajusté 488 373
POINTS SAILLANTS
Trimestres clos
les 31 mars
2013 2012
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires1
Oléoducs 147 183
Distribution de gaz 107 78
Gazoducs, traitement et services énergétiques 29 (106 )
Placements à titre de promoteur 42 66
Activités non sectorielles (75 ) 40
250 261
Résultat par action ordinaire1 0,32 0,34
Résultat dilué par action ordinaire1 0,31 0,34
Bénéfice ajusté1,2
Oléoducs 219 150
Distribution de gaz 113 102
Gazoducs, traitement et services énergétiques 59 41
Placements à titre de promoteur 67 67
Activités non sectorielles 30 13
488 373
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,62 0,49
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 793 648
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (1 643 ) (928 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 420 663
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 254 221
Dividendes payés par action ordinaire 0,3150 0,2825
Actions en circulation(en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 789 757
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 801 769
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada3 1 783 1 687
Réseau régional des sables bitumineux4 462 333
Pipeline Spearhead 165 144
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 181 161
Nombre de clients actifs (en milliers)5 2 042 2 001
Degrés-jours de chauffage6
Chiffres réels 1 798 1 490
Prévisions fondées sur la température normale 1 871 1 770
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour))
Alliance Pipeline US 1 632 1 632
Pipeline Vector 1 720 1 754
Enbridge Offshore Pipelines 1 452 1 501
(1) Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et le bénéfice ajusté ainsi que les montants par action ordinaire correspondants pour le trimestre clos le 31 mars 2012 ont été révisés. Voir la note 2 afférente aux états financiers consolidés du 31 mars 2013.
(2) 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 par les PCGR.
(3) Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, soit à destination des États-Unis et de l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
(4) 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) 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