Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

07 mai 2014 07h15 HE

Enbridge déclare un bénéfice ajusté de 492 M$, ou 0,60 $ par action ordinaire, au premier trimestre

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 7 mai 2014) - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB) (NYSE:ENB)

POINTS SAILLANTS

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

  • Bénéfice de 390 M$ au premier trimestre tenant compte de gains et de pertes hors trésorerie non réalisés à la valeur du marché.
  • Bénéfice ajusté de 492 M$, ou 0,60 $ par action ordinaire, au premier trimestre.
  • Annonce par Enbridge Inc. et Enbridge Energy Partners, L.P. du projet de remplacement de la canalisation 3 au coût d'environ 7 G$ dans le cadre du programme d'investissement dans le réseau principal.
  • Poursuite de l'exécution du plan de financement à long terme d'Enbridge Inc. et capitaux d'environ 2,1 G$ mobilisés depuis la fin de l'exercice 2013 par le truchement de l'émission de titres d'emprunt et de titres privilégiés ainsi qu'accroissement des facilités de crédit bancaire d'utilisation générale de la société pour les porter à quelque 18,1 G$.

« Enbridge a affiché une solide performance au premier trimestre de 2014, ce qui témoigne des solides résultats d'exploitation de toutes nos entreprises, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. Le bénéfice ajusté du premier trimestre de 2014 s'est établi à 492 M$, ou 0,60 $ par action ordinaire. Forts du succès de notre programme de croissance interne, notamment les projets récemment mis en service et ceux qui seront achevés tout au long de 2014, nous sommes en bonne voie de réaliser notre objectif d'un bénéfice ajusté sur l'exercice se situant entre 1,84 $ et 2,04 $ par action ».

« Au cours du trimestre, nous avons enrichi notre portefeuille de projets garantis sur le plan commercial pour répondre à la demande soutenue d'infrastructures énergétiques sécuritaires et fiables, a poursuivi M. Monaco. En mars, nous avons annoncé le projet le plus colossal de l'histoire d'Enbridge, le remplacement de la canalisation 3, au coût de 7 G$. C'est une initiative clé pour la société, puisqu'elle vise des améliorations majeures à notre réseau principal d'oléoducs et offrira des avantages considérables à nos clients. Non seulement la fiabilité du débit sur notre réseau se trouvera accrue pour assurer un meilleur service sur les principaux marchés, mais ce projet cadre parfaitement avec notre priorité numéro un : la sécurité et la fiabilité opérationnelle. »

Les investissements dans le réseau régional des sables bitumineux et les actifs de production d'énergie renouvelable ont aussi contribué au portefeuille de croissance de la société au premier trimestre. En janvier, Enbridge a annoncé un agrandissement de 0,2 G$ du terminal de Sunday Creek qui améliorera le service dans la région des sables bitumineux, ainsi qu'un investissement de quelque 0,2 G$ US dans le projet éolien de Keechi de 110 mégawatts (« MW ») situé dans le comté de Jack, au Texas.

« Grâce à notre portefeuille de projets de croissance garantis sur le plan commercial totalisant le montant record de 36 G$ et à des projets d'une valeur additionnelle de 5 G$ devant être garantis et mis en service d'ici 2017, il est assez clair que nous maintiendrons le taux de croissance annuel moyen du bénéfice par action entre 10 et 12 % jusqu'en 2017. Notre éventail de projets internes garantis donne aussi confiance en notre capacité de générer une croissance du bénéfice par action parmi les plus fortes du secteur bien au-delà de 2017. »

Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR

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

À propos de la priorité accordée à l'exécution des projets de la société, M. Monaco a commenté : « En 2014 et 2015, nous devrions mettre en service plus de 18 G$ de projets d'accroissement de la capacité et d'élargissement de l'accès aux marchés pour nos clients. Depuis 2008, nous avons mis plus de 40 projets en service représentant des capitaux d'environ 18 G$. Nous continuons de faire fond sur notre expertise confirmée en gestion de projet, notre expérience en estimation des coûts, notre faculté de prévoir les défis et notre qualité d'exécution sur le terrain.

« En outre, nous nous employons à consolider nos relations avec les parties prenantes aux projets et à gagner leur confiance. En mars dernier, le feu vert qu'a donné l'Office national de l'énergie aux projets d'inversion et de prolongement de la canalisation 9B a été dans une large mesure attribuable aux grands efforts déployés pour faire participer les collectivités le long des emprises et à l'intégration de la rétroaction des parties prenantes, qui s'est traduite par le renforcement de la sécurité du projet. »

Le financement du plan de croissance demeure également une priorité absolue pour Enbridge, qui continue d'accroître le financement et les liquidités. Depuis la fin de 2013, la société a émis pour 275 M$ d'actions privilégiées et environ 1,8 G$ de billets à moyen terme. La société a par ailleurs accru ses facilités de crédit d'utilisation générale de quelque 0,5 G$. L'émission de titres d'emprunt comprenait une émission de 130 M$ assortie d'une échéance de 50 ans, rareté sur le marché canadien des titres d'emprunt. De plus, Enbridge a émis pour 300 M$ de billets à moyen terme de trois ans à taux d'intérêt nominal de 1,9 %, soit le taux le plus bas jamais fixé par une société émettrice canadienne.

« Notre accès continu aux marchés boursiers et des titres d'emprunt témoigne de la confiance qu'accordent les investisseurs à Enbridge, de notre capacité d'exécuter notre programme de croissance record et de la fiabilité de notre modèle de gestion », a conclu M. Monaco.

Résultats d'exploitation

Enbridge a affiché de solides résultats au premier trimestre de 2014, et la société est en bonne voie d'atteindre son objectif pour le bénéfice ajusté par action sur l'exercice. Le rendement du secteur Oléoducs a légèrement reculé par rapport à l'exercice précédent, la croissance des volumes sur le réseau principal au Canada - tributaires des approvisionnements forts en provenance de l'Ouest - ayant été neutralisée par la baisse des droits et l'absence de produits de la canalisation 9B. Dans le cadre du programme d'accès vers l'Est d'Enbridge, les travaux d'inversion et de prolongement ont cours, et la canalisation 9B devrait être remise en service plus tard cette année. L'accroissement des volumes sur le réseau principal d'Athabasca et l'apport des projets de croissance, dont les installations de mélange de bitume de Suncor achevées en 2013, ont suscité une faible croissance du bénéfice sur le réseau régional des sables bitumineux.

Au sein des entités dont Enbridge est le promoteur, Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») et Enbridge Income Fund (le « fonds ») ont tous deux bien commencé l'exercice 2014. Le bénéfice ajusté d'EEP reflète une augmentation du débit et des droits à l'égard de la majeure partie de ses activités liées aux hydrocarbures liquides. La hausse du bénéfice ajusté s'explique également par les actifs nouvellement mis en service par EEP, en particulier au titre du programme d'agrandissement dans la région de Bakken et du programme d'accès à la région de Bakken, qui rehaussent la capacité de collecte de pétrole brut du réseau du Dakota du Nord. Le fonds a aussi bénéficié de l'apport positif pour sa portion du programme d'agrandissement dans la région de Bakken ainsi que des plus fortes ressources éoliennes et solaires dans son portefeuille d'actifs d'énergie renouvelable.

Au premier trimestre de 2014, les résultats d'Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») ont continué de contribuer à la fiabilité du modèle de gestion. Une légère augmentation de la clientèle s'est vue neutralisée par la hausse des charges. EGD pratique actuellement des droits provisoires en attendant que la Commission de l'énergie de l'Ontario procède à l'examen d'un nouveau mécanisme adapté de réglementation incitative quinquennal.

Le bénéfice ajusté du secteur des services énergétiques n'a pas atteint au premier trimestre de 2014 le niveau exceptionnellement élevé du premier trimestre de 2013. Le bénéfice ajusté a subi le contrecoup du rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et des conditions moins favorables sur certains marchés physiques ainsi que des pertes réalisées sur des contrats financiers conclus pour couvrir la valeur de la capacité de transport physique engagée, mais qui se sont révélés inefficaces à ce titre. Ce recul a été partiellement annulé par des écarts favorables liés à l'emplacement des actifs de gaz naturel qu'ont suscité des conditions météorologiques hivernales anormales.

L'analyse du bénéfice ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés découlant du programme de couverture à long terme de la société, les gains issus de l'aliénation de placements ou d'actifs nos essentiels ainsi que les coûts et les recouvrements des compagnies d'assurance relativement aux déversements de pétrole brut. Se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR.

APERÇU DU PREMIER TRIMESTRE DE 2014

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

  • Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires est passé de 250 M$ au premier trimestre de 2013 à 390 M$ au premier trimestre de 2014. Le bénéfice de la société a progressé d'un trimestre à l'autre, mais un certain nombre de facteurs inhabituels non récurrents ou hors exploitation ont influé sur la comparabilité des résultats de la société, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. La société a un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt et de change, et au risque lié au prix des marchandises. Les variations des incidences comptables évaluées à la valeur de marché non réalisée de ce programme se traduisent par des bénéfices à court terme volatils, mais la société estime qu'elle sera en mesure de soutenir une croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes à long terme. Au nombre des autres facteurs non récurrents ayant influé sur les résultats du premier trimestre de 2014, on note un gain après impôts de 43 M$ constaté à la cession d'actifs non essentiels d'Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») et un gain après impôts de 14 M$ découlant de la vente de l'investissement dans des technologies de remplacement et émergentes au sein du secteur Activités non sectorielles. Enfin, au premier trimestre de 2013, la société a constaté un montant de 175 M$ US (montant après impôts de 24 M$ attribuable à Enbridge) associé à une ordonnance de l'Environmental Protection Agency des États-Unis en rapport avec le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B.
  • Le bénéfice ajusté d'Enbridge a atteint 492 M$ pour le premier trimestre de 2014, contre 488 M$ pour le premier trimestre de 2013. Dans le secteur Oléoducs, le bénéfice ajusté a diminué légèrement d'un trimestre à l'autre en raison de l'apport inférieur du réseau principal au Canada et du réseau pipelinier Seaway pour le pétrole brut, baisse annulée en partie par l'augmentation du bénéfice du réseau régional des sables bitumineux. La diminution des droits repères résiduels sur le réseau principal au Canada aux termes du tarif international conjoint et l'absence de produits provenant de la canalisation 9B sont partiellement annulées par la hausse du débit. Pour ce qui est du secteur Distribution de gaz, le bénéfice ajusté d'EGD a accusé un recul principalement en raison du moment d'un ajustement du coût du transport de gaz visant le premier trimestre de 2013 qui a été constaté au deuxième semestre de 2013. Exclusion faite de l'incidence de l'ajustement au titre du transport de gaz, le bénéfice ajusté d'EGD pour le premier trimestre de 2014 était comparable à celui de la période correspondante de 2013. Les résultats du secteur des services énergétiques ont diminué au premier trimestre de 2014 comparativement aux résultats exceptionnellement solides au premier trimestre de 2013, et ce, principalement en raison du rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée ainsi que des pertes réalisées au premier trimestre de 2014 au titre de certains contrats financiers qui visaient à couvrir la valeur de la capacité de transport engagée, mais qui se sont révélés inefficaces à ce titre. Cette baisse a été contrée en partie par la hausse du bénéfice ajusté attribuable aux écarts liés à l'emplacement du gaz naturel plus favorables compte tenu des conditions météorologiques hivernales anormales. Au sein des entités dont la société est le promoteur, EEP et le fonds, les résultats d'exploitation tirés des actifs essentiels ont été solides au premier trimestre de 2014. Le bénéfice ajusté d'EEP reflète un débit et des droits supérieurs pour les principaux oléoducs d'EEP, les apports d'actifs récemment mis en service et l'investissement d'Enbridge dans des parts privilégiées d'EEP en mai 2013. Ont particulièrement influé positivement sur le bénéfice ajusté du fonds les plus fortes ressources éoliennes et solaires dont ont profité la majeure partie des actifs d'énergie renouvelable du fonds, les résultats supérieurs liés à des actifs récemment mis en service et l'absence d'une charge en rapport avec la radiation d'un solde réglementaire reporté au premier trimestre de 2013.
  • Le 3 mars 2014, Enbridge et EEP ont annoncé qu'elles avaient reçu l'appui des expéditeurs pour un investissement d'environ 7 G$ dans leur réseau principal au Canada et aux États-Unis reliant Edmonton, en Alberta, et Superior, au Wisconsin (collectivement, le « programme L3R »). Le volet canadien du programme de remplacement de la canalisation 3 (le « programme L3R au Canada ») constituera un complément aux programmes d'intégrité actuels au moyen du remplacement de tronçons d'une longueur d'environ 1 084 kilomètres (673 milles) de la canalisation 3 actuelle entre Hardisty, en Alberta, et Gretna, au Manitoba. EEP entreprendra le volet américain du programme de remplacement de la canalisation 3 (le « programme L3R aux États-Unis ») qui prévoit le remplacement de tronçons d'une longueur d'environ 576 kilomètres (358 milles) entre Neche, au Dakota du Nord, et Superior. Le programme L3R n'augmentera pas la capacité globale du réseau principal, mais il rehaussera la sécurité et la fiabilité opérationnelle du réseau, conférera davantage de souplesse à la société et lui permettra d'optimiser le débit. Le programme L3R devrait permettre d'atteindre un débit de 760 000 barils par jour, soit l'équivalent d'un pipeline d'un diamètre de 34 pouces. Sous réserve de la détermination des coûts estimatifs définitifs et de l'obtention des approbations réglementaires et autres, le programme L3R au Canada et le programme L3R aux États-Unis devraient être achevés pendant la seconde moitié de 2017 à un coût en capital estimatif d'environ respectivement 4,2 G$ et 2,6 G$ US. Le coût du programme L3R au Canada sera recouvré au moyen d'un mécanisme de surcharge de tarification de 15 ans aux termes de l'entente de tarification concurrentielle. EEP recouvrera les coûts par le truchement de son mécanisme de surcharge sur les installations sur la durée initiale de l'entente, soit 15 ans. Aux fins de la surcharge de tarification, l'entente stipule un recouvrement du capital sur 30 ans en fonction de la méthode du coût du service. Le programme L3R aux États-Unis sera financé conjointement par Enbridge et EEP, à des taux de participation qui n'ont pas encore été déterminés.
  • Le 29 janvier 2014, Enbridge a annoncé qu'elle allait construire des installations additionnelles à son terminal de Sunday Creek, situé dans la région de Christina Lake, dans le nord de l'Alberta, afin de soutenir la croissance de la production provenant du projet de sables bitumineux de Christina Lake exploité par Cenovus Energy Inc. et détenu conjointement avec ConocoPhillips Canada Resources Corp. L'agrandissement comprend l'aménagement d'un nouveau site adjacent au terminal actuel, la construction d'un réservoir d'une capacité de 350 000 barils ainsi que les canalisations, les pompes et les appareils de mesure s'y rattachant, de même que les travaux de génie civil en vue de la construction du futur réservoir. Le coût estimatif de l'expansion est d'environ 0,2 G$ et la date de mise en service est prévue pour la fin de 2015.
  • Le 6 janvier 2014, Enbridge a annoncé la conclusion d'une entente avec Renewable Energy Systems Americas Inc. (« RES Americas ») visant la propriété et l'exploitation du projet éolien de Keechi de 110 MW, situé dans le comté de Jack, au Texas, contre un investissement d'environ 0,2 G$ US. RES Americas assure la construction du parc éolien aux termes d'une entente d'ingénierie-approvisionnement-construction à prix fixe. La construction du projet a été entreprise en décembre 2013 et devrait être achevée en 2015. Le projet de Keechi acheminera la totalité de l'électricité générée sur le marché de l'Electric Reliability Council of Texas, Inc. aux termes d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans conclue avec Microsoft Corporation.
  • Depuis la fin de 2013, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
    • Le 22 avril 2014, par l'entremise de sa filiale EGD, Enbridge a émis pour 300 M$ de billets à moyen terme de trois ans.
    • Le 28 mars 2014, Enbridge a émis pour 130 M$ de billets à moyen terme de 50 ans.
    • Le 13 mars 2014, Enbridge a réalisé une offre de 11 millions d'actions privilégiées rachetables à dividende cumulatif de série 9 pour un produit brut de 275 M$.
    • Le 11 mars, 2014 Enbridge a émis des billets à moyen terme : 500 M$ à échéance de trois ans, 400 M$ à échéance de sept ans et 500 M$ à échéance de 30 ans.
    • Au premier trimestre de 2014, Enbridge a accru ses facilités de crédit d'utilisation générale à l'échelle de la société pour les faire passer à environ 18,1 G$.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 23 avril 2014, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er juin 2014 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2014.

Actions ordinaires 0,35000 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B 0,25000 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série L 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série N 0,25000 $
Actions privilégiées, série P 0,25000 $
Actions privilégiées, série R 0,25000 $
Actions privilégiées, série 1 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3 0,25000 $
Actions privilégiées, série 5 0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7 0,27500 $
Actions privilégiées, série 91 0,24110 $
(1) Les premiers dividendes déclarés pour les actions privilégiées de série 9 comprennent les dividendes courus à partir du 13 mars 2014, date d'émission des actions. Le dividende trimestriel régulier de 0,275 $par action entrera en vigueur le 1er septembre 2014.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 7 mai 2014 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du premier trimestre de 2014. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-708-4540 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6397 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 36975702#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://www.media-server.com/m/p/8cn6j46m. 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 Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise jusqu'au 14 mai 2014 en composant sans frais le 1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 36975702#.

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., société canadienne, est un chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord et a figuré au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde au cours des six dernières années. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde. La société est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. En tant que producteur d'électricité, Enbridge possède des participations dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de 1 800 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 s'est classée au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 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, consulter www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à 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 à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent des informations ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée); le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs et les coûts prévus concernant la correction de fuites et les éventuels recouvrements 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 invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable, les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations de projets par les clients et les organismes de réglementation, le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société, les dates prévues de mise en service 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 renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs, dont ils constituent la base.

Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur l'économie 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 prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et les montants connexes par action, 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 le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; et l'incidence des conditions météorologiques et de l'approbation par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers de construction.

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

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice 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 inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pour des données consolidées ou sectorielles. Ces facteurs, désignés comme éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché dans le rapport de gestion. Les éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. 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 cette dernière. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et le bénéfice ajusté (la perte ajustée) de chacun des secteurs ne constituent pas une mesure ayant une valeur normalisée selon les PCGR des États-Unis et ne sont pas considérés comme des mesures de calcul conformes aux PCGR; par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

RAPPROCHEMENTS NON CONFORMES AUX PCGR
Trimestres clos
les 31 mars
2014 2013
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 390 250
Éléments d'ajustement :
Oléoducs
Réseau principal au Canada - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés 172 72
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage 2 -
Distribution de gaz
EGD - températures supérieures (inférieures) à la normale (33 ) 6
Gazoducs, traitement et services énergétiques
Services énergétiques - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés (136 ) 30
Offshore - gain à la vente d'actifs non essentiels (43 ) -
Autres - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés 1 -
Placements à titre de promoteur
EEP - coûts de correction de déversement - 24
EEP - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés - 1
Activités non sectorielles
Noverco - variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés 4 (1 )
Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés
149

105
Autres activités non sectorielles - gain à la vente d'un placement (14 ) -
Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers - (4 )
Autres activités non sectorielles - incidence de la modification du taux d'imposition - 5
Bénéfice ajusté 492 488
POINTS SAILLANTS
Trimestres clos
le 31 mars
2014 2013
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 44 147
Distribution de gaz 136 107
Gazoducs, traitement et services énergétiques 191 29
Placements à titre de promoteur 84 42
Activités non sectorielles (111 ) (75 )
Bénéfice des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 344 250
Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques 46 -
390 250
Bénéfice par action ordinaire 0,48 0,32
Bénéfice dilué par action ordinaire 0,47 0,31
Bénéfice ajusté1
Oléoducs 218 219
Distribution de gaz 103 113
Gazoducs, traitement et services énergétiques 59 59
Placements à titre de promoteur 84 67
Activités non sectorielles 28 30
492 488
Bénéfice ajusté par action ordinaire 0,60 0,62
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 333 793
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (2 743 ) (1 643 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 2 465 420
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 291 254
Dividendes payés par action ordinaire 0,3500 0,3150
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 820 789
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation
830

801
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada2 1 904 1 783
Réseau régional des sables bitumineux3 671 462
Pipeline Spearhead 184 165
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 212 181
Nombre de clients actifs (en milliers)4 2 076 2 042
Degrés-jours de chauffage5
Chiffres réels 2 206 1 798
Prévisions fondées sur la température normale 1 777 1 871
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit
quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Alliance Pipeline US 1 728 1 632
Pipeline Vector 1 783 1 720
Enbridge Offshore Pipelines 1 371 1 452
1 Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite 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 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.
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.

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