Enbridge Inc.
TSX : ENB
NYSE : ENB

Enbridge Inc.

29 juil. 2009 08h23 HE

Enbridge est sur la bonne voie pour atteindre un taux de croissance supérieur à 20 % en 2009 et à 10 % jusqu'en 2013

Points saillants - Accroissement de 30 % du bénéfice ajusté du deuxième trimestre pour atteindre 195 M$ - Recul de 40 % des résultats du deuxième trimestre pour se chiffrer à 393 M$, ce qui reflète un important gain de cession constaté au cours de l'exercice précédent - Majoration de 19 % du bénéfice semestriel ajusté pour s'établir à 464 M$, soit 1,28 $ par action ordinaire - Majoration de 5 % du bénéfice semestriel pour s'établir à 951 M$, ou 2,62 $ par action ordinaire - La société Enbridge est choisie par Imperial Oil pour aménager le réseau de pipelines dans le cadre du projet de sables bitumineux de Kearl - Enbridge s'engage à financer deux tiers du tronçon américain du projet Alberta Clipper - Enbridge concrétise une occasion d'assurer une expansion de 500 M$ US de son réseau de pipelines extracôtiers - Enbridge et le projet d'aquifères salins en Alberta sont choisis pour négocier un financement du gouvernement de l'Alberta

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 29 juillet 2009) - Enbridge Inc. (TSX:ENB)(NYSE:ENB) "Au deuxième trimestre de 2009, Enbridge a continué d'afficher un rendement d'exploitation favorable à l'échelle de ses entreprises de liquides et de gaz naturel, mis en relief par les progrès marqués dans le cadre de nos projets de construction et par l'annonce d'un nouveau grand projet de sables bitumineux, a fait remarquer M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. Le bénéfice ajusté par action s'est chiffré à 1,28 $ pour les six premiers mois de l'exercice, ce qui devance nos attentes. Nous sommes maintenant sur la bonne voie pour atteindre la moitié supérieure de nos prévisions d'un bénéfice ajusté se situant entre 2,18 $ et 2,32 $ pour l'exercice complet, ce qui se traduit par un taux de croissance annuelle supérieur à 20 %."

"Nos prévisions à plus long terme, que confirment notre revue annuelle et la mise à jour de notre plan stratégique, laissent entrevoir que le bénéfice annuel par action demeurera supérieur à 10 % entre 2008 et 2013", a ajouté M. Daniel.

En juin 2009, Enbridge a annoncé une entente avec Imperial Oil Resources Ventures Limited et ExxonMobil Canada Properties visant le transport de bitume fluidifié du projet de Kearl dans la région des sables bitumineux d'Athabasca, dans le nord de l'Alberta, jusqu'à la région d'Edmonton, en Alberta. La première phase du nouveau pipeline est un tronçon d'une longueur de 140 kilomètres, qui s'étend depuis Kearl Lake jusqu'au terminal de Cheecham d'Enbridge.

Dans un autre communiqué diffusé aujourd'hui, Enbridge a annoncé qu'elle avait négocié des lettres d'intention avec Chevron Corp. afin de prolonger son système de pipelines extracôtiers dans la région centrale du golfe du Mexique. Conformément aux modalités des lettres d'intention, Enbridge propose de construire, de détenir et d'exploiter le réseau de collecte de Walker Ridge afin de fournir des services de collecte de gaz naturel aux projets en eaux très profondes éventuels de Jack, de St. Malo et de Big Foot.

M. Daniel a mentionné que "le réseau de collecte de Walker Ridge rehaussera l'entreprise de pipelines extracôtiers actuelle d'Enbridge et permettra de disposer d'une situation stratégique en vue des occasions de croissance future dans les régions très profondes du golfe du Mexique. L'obtention de cette occasion d'investissement dans un nouveau projet de pipeline extracôtier ainsi que des services de transport par pipeline pour le projet de sables bitumineux de Kearl, alliés à divers autres projets prometteurs dans les secteurs des oléoducs, du gaz et de l'énergie propre dans le cadre de nos activités permettent à Enbridge d'être bien placée pour maintenir un taux de croissance moyen de 10 % au delà de 2013."

Information prospective

Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes sont décrits à la rubrique Énoncés prospectifs du présent communiqué.

Le 20 juillet 2009, Enbridge et une société qui lui est affiliée, Enbridge Energy Partners ("EEP"), ont annoncé qu'elles avaient conclu une entente de financement conjoint du tronçon américain du projet Alberta Clipper d'expansion du réseau principal. Enbridge financera les deux tiers du projet.

"Grâce au financement conjoint du tronçon américain du pipeline Alberta Clipper, le projet sera relutif tant pour Enbridge que pour EEP et il est reflété dans notre taux de croissance moyen prévu de plus de 10 % à moyen terme, a fait remarquer M. Daniel. Enbridge a amplement la capacité de financer cet engagement envers EEP, et la société dispose d'environ 1,5 G$ de capitaux supplémentaires pour tirer profit d'autres occasions pouvant se présenter."

Les initiatives de transport et de séquestration de dioxyde de carbone d'Enbridge ont marqué de grands progrès à la fin de juin 2009 avec l'annonce que le projet de centrale de Genesee, proposé conjointement avec EPCOR, et le projet d'aquifères salins en Alberta ("PASA") avaient été choisis pour participer à des négociations avec le gouvernement de l'Alberta dans le cadre du programme de 2 G$ de la province visant les projets de capture de carbone et stockage ("CCS") à grande échelle. Le projet Genesee a également reçu, en mars 2009, un financement dans le cadre de l'initiative écoENERGIE sur la technologie du gouvernement fédéral.

"Les projets de CCS ont le potentiel de transformer l'empreinte environnementale de notre comportement énergétique et ils pourraient même représenter l'un des meilleurs moyens pour le Canada de réduire ses émissions de gaz à effet de serre, a fait remarquer M. Daniel. Grâce à notre participation au projet Genesee, nous aurons la possibilité de tester en profondeur la technologie en matière de sécurité et d'efficacité, et de la partager avec nos homologues au sein de l'industrie."

"Bien que la tourmente économique persiste à l'échelle mondiale, Enbridge continue d'être très bien placée pour procurer une plus-value aux actionnaires en continuant d'accorder une grande importance à une croissance concrète soutenue, à un modèle d'entreprise à faible risque et à des distributions de fonds stables", a conclu M. Daniel

A l'occasion de sa réunion du 28 juillet 2009, le conseil d'administration d'Enbridge a annoncé la nomination, à titre d'administrateur, de Charlie W. Fisher, anciennement président et chef de la direction de Nexen Inc.

"Nous sommes ravis d'accueillir une personne du calibre Charlie Fisher au sein du conseil d'administration d'Enbridge, a fait remarquer M. Daniel. M. Fisher, qui possède plus de 30 années d'expérience au sein du secteur énergétique, fait preuve d'un grand engagement personnel envers la collectivité. C'est un grand leader qui fera un apport appréciable au conseil et à l'orientation future de la société."

Points saillants des projets au deuxième trimestre de 2009

Il y a lieu de consulter la section sur les faits nouveaux dans le rapport de gestion pour un complément d'information sur les projets de croissance d'Enbridge.

- La construction de l'oléoduc Alberta Clipper continue de se dérouler dans le respect du budget et du calendrier en prévision de sa mise en service d'ici la mi-2010. Le 20 juillet 2009, Enbridge a annoncé qu'elle allait financer les deux tiers du tronçon américain de 1,2 G$ US du projet Alberta Clipper en plus de financer intégralement le tronçon canadien.

- La construction du pipeline de diluants Southern Lights continue de se dérouler dans le respect du calendrier et du budget en vue d'une mise en service vers la fin de 2010. Le nouveau pipeline de pétrole brut corrosif léger ("pipeline LSr") allant de Cromer au Manitoba, à Clearbrook, au Minnesota ainsi que les modifications à la canalisation 2 existante ont été achevés et mis en service au premier trimestre de 2009. La construction du deuxième tronçon américain du nouveau pipeline de diluants entre Delavan, au Wisconsin et Streator, en Illinois, a elle aussi été menée à bien pendant le premier trimestre de 2009.

- Le 29 juillet 2009, Enbridge a annoncé qu'elle avait négocié des lettres d'intention avec Chevron Corp. donnant lieu à l'expansion de son réseau de pipelines extracôtiers dans la région centrale du golfe du Mexique. Conformément aux modalités des lettres d'intention, Enbridge propose de construire, de détenir et d'exploiter le réseau de collecte de Walker Ridge afin de fournir des services de collecte de gaz naturel aux projets en eaux très profondes éventuels de Jack, de St. Malo et Big Foot. Le réseau de collecte de Walker Ridge devrait inclure environ 306 kilomètres (190 milles) de canalisations d'un diamètre de 8 pouces, de 10 pouces et(ou) de 12 pouces à des profondeurs allant jusqu'à 7 000 pieds et aura une capacité de 100 millions de pieds cubes par jour. Le coût estimatif du réseau est évalué à environ 500 M$ US, sous réserve de l'évaluation finale de la portée et des estimations de coûts définitives.

- Le 22 juin 2009, Enbridge a annoncé que la société avait été choisie par les filiales d'Imperial et d'ExxonMobil pour assurer le transport de la production de la mine de sables bitumineux de Kearl jusqu'aux carrefours de pétrole brut dans la région d'Edmonton, en Alberta. Les étapes de construction du pipeline correspondront à celles de l'agrandissement de la mine, et la première de ces étapes vise la construction d'un nouveau pipeline, de la mine jusqu'au terminal de Cheecham, ainsi que le transport sur le pipeline Waupisoo existant d'Enbridge de Cheecham jusqu'à la région d'Edmonton. Les installations de cette étape du projet devraient entrer en exploitation en 2012. Les coûts estimatifs du pipeline et des installations connexes dépendront de la portée définitive du projet, des études techniques détaillées et du processus d'approbation.

- En mai 2009, Enbridge a mené à terme un appel de soumissions non exécutoires fructueux pour le pipeline LaCrosse. Ce gazoduc interétatique proposé transporterait entre 1,0 et 1,8 milliard de pieds cubes par jour depuis Carthage, au Texas, jusqu'à la paroisse de Washington, dans le sud-est de la Louisiane. Enbridge va de l'avant avec les plans d'aménagement de ce projet de gazoduc interétatique qui pourrait relier jusqu'à 12 pipelines, selon l'intérêt des expéditeurs. En outre, Enbridge étudie la possibilité de prolonger le pipeline jusqu'au poste 10 de Florida Gas Transmission près de Wiggins, au Mississipi. Le projet proposé devrait être mené à terme au début de 2012.

- Le 30 juin 2009, le gouvernement de l'Alberta a annoncé que la proposition d'EPCOR/Enbridge pour une centrale avec gazéification intégrée à cycle combiné ("GICC") permettant la capture de carbone à Genesee constituait un des trois projets choisis pour la négociation de lettres d'intention dans le cadre du programme de 2 G$ de la province visant les projets de CCS à grande échelle. Le projet de Genesee serait le premier en Amérique du Nord à être à l'origine d'une centrale thermique avec GICC d'envergure commerciale ne produisant presque pas d'émissions compte tenu de la capture du carbone, de sa compression et de son stockage. Chaque jour, 3 300 tonnes de carbone pourraient éventuellement être capturées, soit 1,2 million de tonnes d'émissions de CO2 par année. Il incomberait à Enbridge de transporter le CO2 ainsi capturé à Genesee en vue de son utilisation dans le cadre de processus de récupération assistée d'hydrocarbures ou de son stockage permanent dans des aquifères salins à grande profondeur. Le PASA serait alors responsable de la séquestration dans les aquifères salins en question.

Déclaration des dividendes

Le 28 juillet 2009, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré des dividendes trimestriels de 0,37 $ par action ordinaire et de 0,34375 $ par action privilégiée de série A. Dans les deux cas, les dividendes sont payables le 1er septembre 2009 aux actionnaires inscrits le 17 août 2009.



RESULTATS CONSOLIDES

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(en M$ CA, sauf les montants -----------------------------------------
par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 96,9 76,3 187,9 152,4
Gazoducs 18,8 8,9 35,0 27,1
Placements à titre de promoteur 42,9 22,0 74,3 53,1
Distribution de gaz et services 20,5 (15,7) 154,5 138,1
Activités internationales (1,8) 577,9 332,8 594,2
Activités non sectorielles 215,7 (11,7) 166,6 (55,9)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 393,0 657,7 951,1 909,0
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire 1,08 1,83 2,62 2,53
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 1,08 1,81 2,61 2,51
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Pour le trimestre terminé le 30 juin 2009, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 393,0 M$ (1,08 $ par action ordinaire), contre 657,7 M$ (1,83 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de 2008. Au deuxième trimestre de 2008, la société avait inscrit un gain après impôts de 556,1 M$ réalisé à la vente de sa participation dans Compañía Logística de Hidrocarburos CLH, S.A. ("CLH"). Déduction faite de ce gain, le bénéfice pour le trimestre terminé le 30 juin 2009 a été supérieur de 291,4 M$ à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. Cette augmentation rend compte de l'accroissement de l'apport d'Enbridge Energy Partners ("EEP"), de la provision pour les fonds utilisés durant la période de construction dans le secteur Oléoducs et des gains non réalisés liés à la juste valeur des instruments financiers visant la gestion du risque associé aux fluctuations du prix des marchandises, des taux de change et des taux d'intérêt.

Pour le semestre terminé le 30 juin 2009, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 951,1 M$ (2,62 $ par action ordinaire), contre 909,0 M$ (2,53 $ par action ordinaire) pour la période correspondante de 2008. Le bénéfice du semestre terminé le 30 juin 2009 comprend un montant de 329,0 M$ attribuable à la vente de l'investissement de la société dans Oleoducto Central S.A. ("OCENSA") et un autre de 24,9 M$ découlant de la vente de NetThruPut ("NTP"). Le bénéfice du semestre terminé le 30 juin 2008 comprenait 556,1 M$ lié à la vente de l'investissement de la société dans CLH. A l'exclusion des cessions précitées, le bénéfice du semestre terminé le 30 juin 2009 est de 244,3 M$ plus élevé que celui du semestre correspondant de 2008 et l'augmentation est le résultat de facteurs semblables à ceux expliquant la hausse du bénéfice trimestriel.

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 et ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et est davantage transparente. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer des objectifs, d'évaluer le rendement de la société et d'établir le versement de dividendes visé par celle-ci. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) dans les informations sectorielles et consolidées ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR") 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. Il y a lieu de consulter la section sur les rapprochements des mesures non conformes aux PCGR pour un rapprochement entre ces mesures et les PCGR.



BENEFICE AJUSTE

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(en M$ CA, sauf les montants -----------------------------------------
par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 96,9 76,3 193,9 152,4
Gazoducs 17,3 11,2 33,5 26,6
Placements à titre de promoteur 39,2 26,1 71,1 50,1
Distribution de gaz et services 35,6 28,6 165,8 149,8
Activités internationales (1,8) 19,0 3,8 38,1
Activités non sectorielles 7,3 (11,7) (4,2) (28,6)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 194,5 149,5 463,9 388,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté par action
ordinaire 0,54 0,42 1,28 1,08
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Le bénéfice ajusté a atteint 194,5 M$ (0,54 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 30 juin 2009 et 463,9 M$ (1,28 $ par action ordinaire) pour le semestre terminé à cette même date, contre 149,5 M$ (0,42 $ par action ordinaire) et 388,4 M$ (1,08 $ par action ordinaire) respectivement pour le trimestre et le semestre correspondants de 2008.

Suivent les facteurs à l'origine de la hausse du bénéfice ajusté pour le trimestre et le semestre.

- Provision pour les fonds utilisés durant la période de construction du pipeline Southern Lights et, sur le réseau Enbridge, du projet Alberta Clipper ainsi que de la canalisation 4 jusqu'en avril 2009 alors que cette canalisation est entrée en service.

- Augmentation de l'apport d'EEP en raison de la hausse des volumes de gaz et de pétrole brut livrés, des surcharges tarifaires pour les agrandissements récents, de l'accroissement de la participation de la société et de taux de change favorables.

- Relèvement du bénéfice ajusté des services énergétiques en raison de la progression des volumes et de l'incidence de la réalisation de marges de stockage et de transport favorables, marges qui, dans certains cas, avaient auparavant été "gelées".

- Baisse des taux d'intérêts et intérêts débiteurs favorables en résultant dans le secteur Activités non sectorielles.

Ces hausses ont été partiellement contrebalancées par la baisse du bénéfice du secteur Activités internationales, laquelle s'explique par la vente d'OCENSA au premier trimestre de 2009 et de CLH au deuxième trimestre de 2008.



Oléoducs

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Réseau Enbridge 65,5 49,8 124,0 101,5
Réseau Athabasca 16,6 15,4 33,3 28,8
Pipeline Spearhead 2,4 2,2 5,7 5,4
Pipeline Olympic 1,9 2,4 4,2 4,8
Pipeline Southern Lights 12,2 4,2 27,5 8,9
Pipelines d'amenée et autres (1,7) 2,3 (0,8) 3,0
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 96,9 76,3 193,9 152,4
----------------------------------------------------------------------------
Réseau Athabasca - coûts de
correction de fuites - - (6,0) -
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 96,9 76,3 187,9 152,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Certains pipelines réglementés peuvent constater dans les résultats une provision pour les fonds utilisés durant la période de construction. Ces montants contribueront au bénéfice pendant la période de forte croissance de la société et ils seront perçus par le truchement de la tarification une fois les pipelines en service. Dans le cas du réseau Enbridge, l'incidence sur le bénéfice de la provision pour les fonds utilisés durant la période de construction a été de 15,3 M$ (4,0 M$ en 2008) pour le trimestre terminé le 30 juin 2009 et de 30,4 M$ (6,2 M$ en 2008) pour le semestre terminé à cette même date. Pour ce qui est du pipeline Southern Lights, cette incidence a été de 8,7 M$ (4,2 M$ en 2008) pour le trimestre et de 19,7 M$ (8,9 M$ en 2008) pour le semestre.

- Le bénéfice du réseau Enbridge comprend la provision pour les fonds utilisés durant la période de construction du projet Alberta Clipper ainsi que de la canalisation 4 jusqu'en avril 2009 alors que cette canalisation est entrée en service. Ces incidences positives ont été partiellement contrebalancées par l'accroissement des frais de main-d'oeuvre et des coûts liés à l'intégrité des pipelines. Pour le trimestre terminé le 30 juin 2009, le bénéfice tient également compte de la hausse des droits découlant de l'élargissement de la base tarifaire attribuable au projet de prolongement de la canalisation 4.

- La hausse du bénéfice ajusté du réseau Athabasca pour le premier semestre de 2009, comparativement à la période correspondante de 2008, rend compte des apports du pipeline Waupisoo, entré en service en juin 2008, ainsi que de l'incidence positive de l'agrandissement des installations de terminal.

- La hausse du bénéfice du pipeline Southern Lights rend compte du maintien de la provision pour les fonds utilisés durant la période de construction dans le contexte d'une croissance du capital de base, ainsi que du bénéfice du pipeline LSr, entré en service au premier trimestre de 2009.

- Le recul du bénéfice des pipelines d'amenée et autres est principalement dû à la poussée des coûts d'expansion commerciale.

Le bénéfice du secteur Oléoducs a subi le contrecoup de dépenses après impôts de 6,0 M$ attribuables à des travaux de nettoyage et aux coûts de colmatage d'une soupape, au terminal de Cheecham appartenant à Enbridge, en janvier 2009.



Gazoducs

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Pipeline Alliance (US) 6,6 5,9 13,1 11,9
Pipeline Vector 3,6 3,0 9,3 7,0
Enbridge Offshore Pipelines
("Offshore") 7,1 2,3 11,1 7,7
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 17,3 11,2 33,5 26,6
---------------------------------------------------------------------------
Pipeline Alliance (US) -
règlement lié à un expéditeur - - - 2,8
Offshore - produit d'assurance
de biens après les ouragans
de 2008 1,5 - 1,5 -
Offshore - coûts des réparations
après les ouragans de 2005 - (2,3) - (2,3)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 18,8 8,9 35,0 27,1
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- Le bénéfice ajusté du pipeline Vector a repris de l'aplomb en 2009 du fait de l'augmentation de la demande commerciale et de l'incidence du raffermissement du dollar américain.

- Le bénéfice ajusté d'Offshore pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2009 comprend un produit d'assurance de 3,8 M$, qui représente un remboursement partiel pour les pertes de produits subies en raison de l'interruption de l'exploitation et les dépenses engagées après l'ouragan Ike qui avait sévi en 2008. Le bénéfice du deuxième trimestre incluait également l'apport de Shenzi depuis avril 2009, date d'entrée en service de ce projet.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Gazoducs.

- Le bénéfice du semestre terminé le 30 juin 2008 tient compte du produit de 2,8 M$ reçu par Alliance pour le règlement d'une demande d'indemnisation visant un ancien expéditeur qui avait répudié ses engagements de capacité.

- Le bénéfice du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2009 comprend un produit d'assurance de 1,5 M$ obtenu pour le remplacement d'infrastructures endommagées au passage d'ouragans en 2008.

- Au deuxième trimestre de 2008, Offshore avait engagé des coûts supplémentaires de 2,3 M$ relativement aux ouragans de 2005.



Placements à titre de promoteur

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Energy Partners 27,3 15,0 48,1 28,7
Enbridge Income Fund ("EIF") 11,9 11,1 23,0 21,4
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 39,2 26,1 71,1 50,1
----------------------------------------------------------------------------
EEP - gains (pertes) non
réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés 3,7 (4,1) 0,1 (2,8)
EEP - correction de la
facturation pour le réseau
Lakehead - - 3,1 -
EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de
catégorie A - - - 4,5
EIF - règlement d'Alliance
Canada lié à un expéditeur - - - 1,3
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 42,9 22,0 74,3 53,1
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- Le bénéfice ajusté d'EEP a augmenté en raison de l'élargissement de la participation de la société dans EEP après la souscription de parts de catégorie A en décembre 2008, d'un accroissement de l'apport attribuable à une augmentation des volumes de gaz et de pétrole brut livrés ainsi qu'à des surcharges tarifaires suivant les agrandissements récents, du relèvement des primes de rendement et du raffermissement du dollar américain.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur pour les trimestres et les semestres terminés les 30 juin 2009 et 2008.

- Le bénéfice d'EEP rend compte de la révision de la juste valeur non réalisée des instruments financiers dérivés au cours de chacune des périodes.

- Le bénéfice d'EEP rend compte d'une correction à la facturation au réseau Lakehead, d'un montant net de 3,1 M$ pour Enbridge, en rapport avec des services fournis au cours de périodes antérieures.

- Le bénéfice d'EEP pour le semestre terminé le 30 juin 2008 rend compte des gains de dilution constatés parce qu'Enbridge n'a pas participé pleinement à l'émission de parts de catégorie A par EEP. La participation d'Enbridge dans EEP a diminué pour passer de 15,1 % à 14,6 % en raison de l'émission ayant eu lieu au premier trimestre de 2008. En décembre 2008, Enbridge a acheté 16,3 millions de parts ordinaires de catégorie A d'EEP, ce qui a fait passer sa participation à 27,0 %.

- Le bénéfice d'EIF pour le semestre terminé le 30 juin 2008 comprenait le règlement de 1,3 M$ reçu d'un ancien expéditeur d'Alliance Canada qui avait répudié ses engagements de capacité.



Distribution de gaz et services

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Gas Distribution ("EGD") 16,1 10,9 93,4 95,6
Noverco 0,7 0,2 15,2 16,0
Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick 4,3 3,5 8,5 6,7
Autres distributeurs de gaz 0,8 0,5 7,4 6,2
Services énergétiques 7,2 4,1 30,4 13,5
Aux Sable 7,9 10,0 13,5 13,4
Autres (1,4) (0,6) (2,6) (1,6)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 35,6 28,6 165,8 149,8
----------------------------------------------------------------------------
EGD - températures inférieures
(supérieures) à la normale (0,5) (3,8) 14,0 9,9
EGD - intérêts créditeurs sur
le remboursement de TPS - - 6,7 -
Services énergétiques - pertes
non réalisées liées à la juste
valeur, montant net (3,3) (35,2) (11,2) (35,2)
Aux Sable - gains (pertes) non
réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés (11,3) (5,3) (18,1) 13,6
Autres - adoption d'une nouvelle
norme comptable - - (2,7) -
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) 20,5 (15,7) 154,5 138,1
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- La poussée du bénéfice ajusté d'EGD au deuxième trimestre de 2009 comparativement au trimestre correspondant de 2008 est surtout attribuable à l'élargissement de la base de clients et à une baisse des intérêts débiteurs, deux facteurs en partie neutralisés par le relèvement des frais d'exploitation et du partage de bénéfice accumulé estimatif avec les clients selon les modalités de la réglementation incitative actuelle. La diminution du bénéfice ajusté d'EGD à ce jour au cours de l'exercice par rapport au précédent est surtout due à des différences d'échelonnement touchant la facturation des frais fixes aux clients, différences auxquelles fait partiellement contrepoids la baisse des intérêts débiteurs. Ainsi qu'en faisaient initialement état les résultats du premier trimestre de 2008, et conformément aux changements progressifs sur cinq ans prévus dans les modalités de la réglementation incitative, les frais fixes facturés par client d'EGD ont augmenté alors que les frais unitaires sur le volume consommé ont affiché une baisse correspondante. Ces changements modifient le profil de bénéfice trimestriel d'EGD par rapport à l'exercice précédent, mais ils n'ont pas d'incidence sur le bénéfice de l'exercice complet puisque les produits d'exploitation sont décalés des trimestres d'hiver où les températures sont plus froides aux trimestres d'été où les températures sont plus chaudes.

- La hausse est attribuable à l'accroissement des volumes et à l'incidence de la réalisation de marges de stockage et de transport favorables, marges qui, dans certains cas, avaient auparavant été "gelées".

- Le bénéfice ajusté pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2009 rend compte d'une gestion favorable des risques liés aux marges de fractionnement et du bénéfice tiré du mécanisme de partage des gains compte tenu des fortes marges de fractionnement, même si inférieures à celles constatées au trimestre de l'exercice précédent.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Distribution de gaz et services.

- Pour chaque période, le bénéfice d'EGD est ajusté de manière à tenir compte des conditions météorologiques.

- Le bénéfice d'EGD pour le semestre terminé le 30 juin 2009 comprend des intérêts créditeurs de 6,7 M$ liés au recouvrement de montants excédentaires de TPS versés à l'Agence du revenu du Canada.

- En 2009 et en 2008, le bénéfice des services énergétiques rend compte de pertes non réalisées liées à la juste valeur compte tenu de la réévaluation des stocks et aussi de la réévaluation d'instruments dérivés financiers se recoupant en grande partie et servant à assurer la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage. Au cours du premier trimestre de 2009, la société a adopté la méthode de la juste valeur pour les stocks détenus par ses entreprises de commercialisation de marchandises.

- Le bénéfice d'Aux Sable rend compte de changements non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés servant à la gestion du risque dans le contexte des marges de fractionnement positives à l'égard des volumes de traitement de gaz naturel. A l'instar des services énergétiques, les pertes hors trésorerie constatées ici découlent de la réévaluation des instruments dérivés financiers qui servent à assurer la rentabilité des contrats à terme.

- Par ailleurs, il est rendu compte de la passation en charges d'un montant de 2,7 M$ sous forme de coûts d'expansion reportés en raison d'une modification aux normes comptables entrée en vigueur le 1er janvier 2009.



Activités internationales

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
OCENSA - 7,7 6,6 15,4
CLH - 12,7 - 24,7
Autres (1,8) (1,4) (2,8) (2,0)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) ajusté (1,8) 19,0 3,8 38,1
----------------------------------------------------------------------------
OCENSA - gain à la vente de
l'investissement - - 329,0 -
CLH - gain à la vente de
l'investissement - 556,1 - 556,1
CLH - gains non réalisés liés à
la juste valeur d'instruments
dérivés - 2,8 - -
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) (1,8) 577,9 332,8 594,2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- Le recul du bénéfice (de la perte) ajusté pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2009, en comparaison des mêmes périodes de 2008, est le résultat de la vente de CLH en juin 2008 et d'OCENSA en mars 2009.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Activités internationales.

- Le 17 mars 2009, la société a vendu son investissement dans OCENSA, un oléoduc d'exportation de brut en Colombie, en contrepartie d'un produit de 511,8 M$ (402,4 M$ US) à l'origine d'un gain de 329,0 M$.

- Le 17 juin 2008, la société avait conclu la vente de son investissement dans CLH, ce qui a donné lieu à un gain de 556,1 M$ après impôts.

- Le bénéfice de CLH pour le deuxième trimestre de 2008 comprenait un gain sur la juste valeur non réalisée d'instruments financiers dérivés visant la gestion des risques liés aux taux de change.



Activités non sectorielles

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) ajusté 7,3 (11,7) (4,2) (28,6)
----------------------------------------------------------------------------
Gains non réalisés liés à la
juste valeur d'instruments
dérivés 115,0 - 71,5 -
Gains de change non réalisés à
la conversion de prêts
intersociétés en devises 68,5 - 68,5 -
Gain à la vente de
l'investissement dans NTP 24,9 - 24,9 -
Incidence des modifications
fiscales sur les EIPD - - 5,9 -
Gain à la vente d'un avion de
la société - - - 4,9
Décision fiscale au sujet d'un
pipeline aux Etats-Unis - - - (32,2)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) 215,7 (11,7) 166,6 (55,9)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- Cette progression est le résultat de la baisse des taux d'intérêt effectifs en 2009 par rapport à ceux de 2008. Dans une moindre mesure, un certain nombre d'autres facteurs y ont aussi contribué, dont les gains de change réalisés sur les soldes résiduels de trésorerie en dollars américains compte tenu du raffermissement de cette devise.

Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Activités non sectorielles.

- Le bénéfice du trimestre et du semestre terminés le 30 juin 2009 comprend des gains liés à la juste valeur non réalisée au moment de la réévaluation d'instruments financiers dérivés compte tenu de positions de gestion de risques à terme. La société a conclu des contrats de change dérivés vers la fin de 2008 et au début de 2009 afin de réduire au minimum la volatilité du bénéfice futur en dollars américains. D'autres contrats dérivés servant à atténuer la volatilité des flux de trésorerie pouvant découler des variations futures des taux d'intérêt ont été conclus au deuxième trimestre de 2009.

- En 2009, le bénéfice comprend des gains de change non réalisés nets à la conversion de prêts intersociétés en devises.

- Le 1er mai 2009, la société a vendu sa participation dans NTP, une plateforme informatique de négociation et de compensation pour le pétrole brut, en contrepartie d'un produit de 32,1 M$ à l'origine d'un gain de 24,9 M$.

- Le bénéfice du semestre terminé le 30 juin 2009 comprend un montant de 5,9 M$ lié aux modifications législatives dans le domaine fiscal visant toute entité intermédiaire de placement déterminée ("EIPD").

- Un gain de 4,9 M$, réalisé à la vente d'un avion d'affaires de la société, avait été inclus dans le bénéfice du semestre terminé le 30 juin 2008.

- Une décision défavorable rendue par un tribunal relativement à l'assiette fiscale d'actifs pipeliniers détenus antérieurement aux Etats-Unis avait donné lieu à la constatation d'une charge d'impôts sur les bénéfices de 32,2 M$ pour le semestre terminé le 30 juin 2008.



RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Résultats selon les PCGR, montant
déjà établi 393,0 657,7 951,1 909,0
Principaux facteurs et écarts non
récurrents ou hors exploitation
après impôts :
Oléoducs
Réseau Athabasca - coûts de
correction de fuites - - 6,0 -
Gazoducs
Pipeline Alliance (US) -
règlement lié à un expéditeur - - - (2,8)
Offshore - produit d'assurance
de biens après les ouragans de
2008 (1,5) - (1,5) -
Offshore - coûts des réparations
après les ouragans de 2005 - 2,3 - 2,3
Placements à titre de promoteur
EEP - gains (pertes) non
réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés (3,7) 4,1 (0,1) 2,8
EEP - correction de la
facturation pour le réseau
Lakehead - - (3,1) -
EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de
catégorie A - - - (4,5)
EIF - règlement d'Alliance
Canada lié à un expéditeur - - - (1,3)
Distribution de gaz et services
EGD - températures inférieures
(supérieures) à la normale 0,5 3,8 (14,0) (9,9)
EGD - intérêts créditeurs sur
le remboursement de TPS - - (6,7) -
Services énergétiques - pertes
non réalisées liées à la juste
valeur, montant net 3,3 35,2 11,2 35,2
Aux Sable - gains (pertes) non
réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés 11,3 5,3 18,1 (13,6)
Autres - adoption d'une
nouvelle norme comptable - - 2,7 -
Activités internationales
OCENSA - gain à la vente de
l'investissement - - (329,0) -
CLH - gain à la vente de
l'investissement - (556,1) - (556,1)
CLH - gains non réalisés liés à
la juste valeur d'instruments
dérivés - (2,8) - -
Activités non sectorielles
Gains non réalisés liés à la
juste valeur d'instruments
dérivés (115,0) - (71,5) -
Gains de change non réalisés à
la conversion de prêts
intersociétés en devises (68,5) - (68,5) -
Gain à la vente de
l'investissement dans NTP (24,9) - (24,9) -
Incidence des modifications
fiscales sur les EIPD - - (5,9) -
Gain à la vente d'un avion de
la société - - - (4,9)
Décision fiscale au sujet d'un
pipeline aux Etats-Unis - - - 32,2
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 194,5 149,5 463,9 388,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


CONFERENCE TELEPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 29 juillet 2009 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses) pour discuter des résultats du deuxième trimestre de 2009. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-614-3449 ou, sans frais, le 1-800-510-0146, et le code d'accès 78508000. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à www.enbridge.com/investor. 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. La conférence pourra être entendue en reprise pendant sept jours suivant sa conclusion en composant le 1-888-286-8010 ou le 617-801-6888. Le code d'accès pour la retransmission est 83869473.

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

Il est possible de prendre connaissance, sur le site Web d'Enbridge, des états financiers intermédiaires non vérifiés et du rapport de gestion, qui renferment des notes et des informations supplémentaires.

Enbridge Inc., une société canadienne, est un chef de file du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord et à l'échelle internationale. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux Etats-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. Les activités de la société englobent aussi des projets énergétiques internationaux. Par ailleurs, Enbridge élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'Etat de New York. Enbridge compte un effectif d'environ 6 000 personnes, principalement au Canada, aux Etats-Unis et en Amérique du Sud. Les actions ordinaires d'Enbridge sont cotées à la Bourse de Toronto au Canada et à la Bourse de New York aux EtatsUnis sous le symbole "ENB". On peut se renseigner davantage au sujet d'Enbridge en consultant le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, afin de renseigner les actionnaires d'Enbridge Inc. et les investisseurs éventuels sur la société et ses filiales, notamment aux fins de l'analyse par la direction de leurs projets et activités à venir. 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. Bien qu'Enbridge croie raisonnables ces énoncés prospectifs 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 et de liquides de gaz naturel, les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations des projets des clients, les dates prévues de mise en service ainsi que les conditions climatiques.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à divers risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, des conditions climatiques, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des produits de base, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans ce communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que l'orientation future 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 requise en vertu des lois, Enbridge n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit présenté dans ce communiqué à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou pour toute autre raison. Tous les énoncés prospectifs subséquents, par écrit ou communiqués de façon verbale et attribuables à Enbridge ou à des personnes agissant au nom de la société, sont dans leur totalité conditionnels aux mises en garde qui précèdent.



ENBRIDGE INC.
POINTS SAILLANTS
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifiés; en M$ CA, sauf les -----------------------------------------
montants par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires
Oléoducs 96,9 76,3 187,9 152,4
Gazoducs 18,8 8,9 35,0 27,1
Placements à titre de promoteur 42,9 22,0 74,3 53,1
Distribution de gaz et services 20,5 (15,7) 154,5 138,1
Activités internationales (1,8) 577,9 332,8 594,2
Activités non sectorielles 215,7 (11,7) 166,6 (55,9)
----------------------------------------------------------------------------
393,0 657,7 951,1 909,0
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation avant
variation de l'actif et du
passif d'exploitation 389,4 247,9 863,7 705,9
Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation 697,5 326,4 1 579,7 1 082,3
Nouvelles immobilisations
corporelles 539,8 636,5 1 350,4 1 232,5
Total des dividendes sur les
actions ordinaires 138,5 122,1 276,6 243,9
Données par action ordinaire
Résultat par action ordinaire 1,08 1,83 2,62 2,53
Résultat dilué par action
ordinaire 1,08 1,81 2,61 2,51
Dividendes par action ordinaire 0,37 0,33 0,74 0,66
Actions en circulation
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation
(en millions) 363,5 359,4 362,9 358,6
Nombre moyen pondéré dilué
d'actions ordinaires en
circulation (en millions) 365,5 362,8 364,5 361,5
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes
(en milliers de barils par jour)
Réseau Enbridge(1) 1 993 1 954 2 010 2 018
Réseau Athabasca(2) 253 173 252 177
Pipeline Spearhead 108 109 107 107
Pipeline Olympic 280 302 273 292
Gazoducs - débit moyen quotidien
(en millions de pieds cubes par
jour)
Pipeline Alliance (US) 1 587 1 623 1 638 1 654
Pipeline Vector 1 291 1 260 1 438 1 344
Enbridge Offshore Pipelines 1 990 1 856 1 979 1 847
Distribution de gaz et
services(3)
Volumes (en milliards de pieds
cubes par période) 68 71 253 263
Nombre de clients actifs
(en milliers) 1 957 1 921 1 957 1 921
Insuffisance en
degrés-jours(4)
Chiffres réels 505 463 2 430 2 351
Prévisions fondées sur la
température normale 488 489 2 233 2 245
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
1. Le réseau Enbridge comprend les livraisons du réseau principal au Canada
dans l'Ouest canadien et au réseau Lakehead à la frontière avec les
Etats-Unis, ainsi que les canalisations 8 et 9 dans l'Est du pays.
2. Se limite au volume du réseau principal d'Athabasca et du pipeline
Waupisoo; ne comprend pas les canalisations latérales du réseau
Athabasca.
3. Le volume et le nombre de clients actifs du secteur Distribution de gaz
et services sont établis en fonction de l'approvisionnement total du
réseau et des contrats d'achat direct de gaz.
4. L'insuffisance en degrés-jours est une mesure de la rigueur du froid qui
donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage.
Elle correspond à la somme, pour chaque journée, 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.



ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS

----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
(non vérifiés; en M$ CA, sauf les -----------------------------------------
montants par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 2 216,1 3 305,6 5 266,3 6 550,3
Transport et autres services 651,5 565,9 1 383,9 1 289,0
----------------------------------------------------------------------------
2 867,6 3 871,5 6 650,2 7 839,3
----------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts des marchandises 2 057,1 3 212,9 4 892,2 6 278,4
Exploitation et administration 339,6 309,8 708,2 600,5
Amortissement 190,2 157,8 370,8 312,0
----------------------------------------------------------------------------
2 586,9 3 680,5 5 971,2 7 190,9
----------------------------------------------------------------------------
280,7 191,0 679,0 648,4

Bénéfice tiré des placements
comptabilisés à la valeur de
consolidation 58,1 29,9 112,3 90,2
Autres produits de placement 281,7 42,8 286,8 97,0
Intérêts débiteurs (133,8) (131,0) (281,1) (265,3)
Gain à la vente d'investissements 28,8 694,6 364,9 694,6
----------------------------------------------------------------------------

515,5 827,3 1 161,9 1 264,9
Part des actionnaires sans
contrôle (12,3) (9,3) (21,7) (26,6)
----------------------------------------------------------------------------
503,2 818,0 1 140,2 1 238,3
Impôts sur les bénéfices (108,5) (158,6) (185,7) (325,9)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 394,7 659,4 954,5 912,4
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,7) (1,7) (3,4) (3,4)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 393,0 657,7 951,1 909,0
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Résultat par action ordinaire 1,08 1,83 2,62 2,53
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Résultat dilué par action
ordinaire 1,08 1,81 2,61 2,51
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------



ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DU RESULTAT ETENDU
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-----------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 394,7 659,4 954,5 912,4
Autres éléments du résultat étendu
Variation des gains (pertes) non
réalisés sur les couvertures de
flux de trésorerie, déduction
faite des impôts 70,7 7,5 (65,0) 3,5
Reclassement dans le bénéfice de
couvertures des flux de
trésorerie réalisés, déduction
faite des impôts (6,9) (7,5) 90,3 (3,1)
Reclassement dans le bénéfice de
couvertures des flux de
trésorerie non réalisés,
déduction faite des impôts - - (19,9) -
Autres éléments du résultat
étendu des entités émettrices (17,1) (27,4) (12,6) (34,8)
Part des actionnaires sans
contrôle des autres éléments du
résultat étendu 5,5 12,5 2,6 17,8
Variation de l'écart de
conversion (359,8) (102,3) (271,8) 70,9
Variation des gains (pertes) non
réalisés sur les couvertures de
placements nets, déduction
faite des impôts 106,7 56,1 64,6 (36,2)
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu (200,9) (61,1) (211,8) 18,1
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 193,8 598,3 742,7 930,5
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------



ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES CAPITAUX PROPRES

Semestres terminés
les 30 juin
---------------------
(non vérifiés; en M$ CA, sauf les montants par action) 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées 125,0 125,0
----------------------------------------------------------------------------

Actions ordinaires
Solde au début de la période 3 194,0 3 026,5
Emission d'actions ordinaires 4,0 -
Régime de réinvestissement des dividendes et de
rachat d'actions 66,3 74,2
Actions émises à l'exercice d'options sur actions 14,6 27,6
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 3 278,9 3 128,3
----------------------------------------------------------------------------

Surplus d'apport
Solde au début de la période 37,9 25,7
Rémunération à base d'actions 114,2 10,1
Options exercées (0,5) (1,9)
---------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 51,6 33,9
---------------------------------------------------------------------------

Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 3 383,4 2 537,3
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires 951,1 909,0
Dividendes sur les actions ordinaires (276,6) (243,9)
Dividendes versés sur participation croisée 8,2 7,3
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 4 066,1 3 209,7
----------------------------------------------------------------------------

Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période 32,8 (285,0)
Autres éléments du résultat étendu (211,8) 18,1
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période (179,0) (266,9)
----------------------------------------------------------------------------

Participation croisée (154,3) (154,3)
----------------------------------------------------------------------------

Total des capitaux propres 7 188,3 6 075,7
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes payés par action ordinaire 0,74 0,66
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------



ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Semestres terminés
les 30 juin les 30 juin
-------------------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice 394,7 659,4 954,5 912,4
Amortissement 190,2 157,8 370,8 312,0
(Gains) pertes non
réalisées sur les
instruments dérivés (162,5) 56,1 (48,7) 21,4
(Excédent) insuffisance
de la quote-part du
bénéfice des satellites
par rapport aux
distributions en
trésorerie (10,0) 1,6 (17,8) (40,8)
Gain à la réduction de
la participation - - - (12,3)
Gain à la vente de
l'investissement
dans NetThruPut (28,8) - (28,8) -
Gain à la vente de
l'investissement
dans OCENSA - - (336,1) -
Gain à la vente de
l'investissement
dans CLH - (694,6) - (694,6)
Impôts sur les
bénéfices futurs 63,7 61,9 39,4 180,0
Provision pour les fonds
utilisés durant la
construction (28,7) (12,2) (60,6) (20,9)
Part des actionnaires
sans contrôle 12,3 9,3 21,7 26,6
Autres (41,5) 8,6 (30,7) 22,1
Variation de l'actif et
du passif d'exploitation 308,1 78,5 716,0 376,4
----------------------------------------------------------------------------
697,5 326,4 1 579,7 1 082,3
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissements
Placements à long terme (0,8) (1,6) (1,7) (6,8)
Vente de l'investissement
dans NetThruPut 22,6 - 22,6 -
Vente de l'investissement
dans OCENSA - - 511,8 -
Vente de l'investissement
dans CLH - 1 369,0 - 1 369,0
Vente d'immobilisations
corporelles 87,2 - 87,2 -
Règlement des couvertures
de devises d'OCENSA - - 5,8 -
Règlement des couvertures
de CLH - (47,0) - (47,0)
Nouvelles immobilisations
corporelles (539,8) (636,5) (1 350,4) (1 232,5)
Nouvelles immobilisations
incorporelles (11,4) (16,3) (38,1) (32,3)
Variation du montant à
payer au titre de la
construction (45,7) 7,2 (88,4) 12,5
----------------------------------------------------------------------------
(487,9) 674,8 (851,2) 62,9
----------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des
emprunts à court terme (312,2) (39,8) (874,6) (472,9)
Variation nette des
billets de trésorerie
et prélèvements sur
les facilités de crédit 143,7 (782,2) 48,0 (243,3)
Variation nette de la
dette à court terme sans
droit de recours 17,2 3,7 (0,3) 4,9
Emissions de débentures
et de billets à terme 400,0 - 400,0 -
Remboursements de
débentures et billets
à terme (316,2) - (416,2) (100,0)
Variation nette du
financement du projet
Southern Lights 33,2 - 190,2 -
Remboursements nets sur
la dette à long terme
sans droit de recours (36,3) (30,6) (37,0) (30,1)
Distributions aux
actionnaires sans
contrôle (19,6) (9,2) (24,8) (13,1)
Emissions d'actions
ordinaires 8,0 14,1 12,6 24,3
Dividendes sur les
actions privilégiées (1,7) (1,7) (3,4) (3,4)
Dividendes sur les
actions ordinaires (106,4) (87,0) (210,3) (170,5)
----------------------------------------------------------------------------
(190,3) (932,7) (915,8) (1 004,1)
----------------------------------------------------------------------------
Augmentation (diminution)
de la trésorerie et
équivalents 19,3 68,5 (187,3) 141,1
Trésorerie et équivalents
au début de la période 335,1 239,3 541,7 166,7
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents
à la fin de la période(1) 354,4 307,8 354,4 307,8
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

1. Au 30 juin 2009, trésorerie et équivalents se composent d'une encaisse
de 148,3 M$ (107,4 M$ en 2008) et de placements à court terme de
206,1 M$ (200,4 M$ en 2008).


ENBRIDGE INC.
BILANS CONSOLIDES
----------------------------------------------------------------------------
30 juin 31 décembre
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Actif
Actifs à court terme
Trésorerie et équivalents 354,4 541,7
Comptes débiteurs et autres 1 761,3 2 322,5
Stocks 601,0 844,7
----------------------------------------------------------------------------
2 716,7 3 708,9
Immobilisations corporelles,
montant net 17 598,1 16 156,9
Placements à long terme 2 171,5 2 491,8
Montants reportés et autres actifs 2 471,0 1 318,4
Immobilisations incorporelles 472,5 458,0
Ecart d'acquisition 385,4 389,2
Impôts sur les bénéfices futurs 150,3 178,2
----------------------------------------------------------------------------
25 965,5 24 701,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Passif et capitaux propres
Passifs à court terme
Emprunts à court terme - 874,6
Comptes créditeurs et autres 2 287,3 2 411,5
Intérêts à payer 95,3 101,9
Partie à court terme de la dette
à long terme 550,7 533,8
Partie à court terme de la dette
sans droit de recours 176,6 184,7
----------------------------------------------------------------------------
3 109,9 4 106,5
Dette à long terme 10 175,9 10 154,9
Dette à long terme sans
droit de recours 1 414,0 1 474,0
Autres passifs à long terme 1 205,8 259,0
Impôts sur les bénéfices
futurs 2 106,2 1 290,8
Part des actionnaires
sans contrôle 765,4 797,4
----------------------------------------------------------------------------
18 777,2 18 082,6
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 125,0 125,0
Actions ordinaires 3 278,9 3 194,0
Surplus d'apport 51,6 37,9
Bénéfices non répartis 4 066,1 3 383,4
Cumul des autres éléments du
résultat étendu (179,0) 32,8
Participation croisée (154,3) (154,3)
----------------------------------------------------------------------------
7 188,3 6 618,8
----------------------------------------------------------------------------
25 965,5 24 701,4
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------



ENBRIDGE INC.
INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre terminé le 30 juin 2009
--------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 321,8 103,2 77,3 2 354,4
Coûts des marchandises - - - (2 056,8)
Exploitation et
administration (134,2) (30,2) (26,8) (139,1)
Amortissement (56,9) (31,1) (21,0) (74,6)
--------------------------------------------------------------------------
130,7 41,9 29,5 83,9
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation - - 61,5 (3,4)
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 38,6 7,4 2,8 (3,7)
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées (44,7) (19,4) (14,2) (42,1)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,5) - (10,1) (1,6)
Impôts sur les
bénéfices (27,2) (11,1) (26,6) (12,6)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 96,9 18,8 42,9 20,5
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé le 30 juin 2009
--------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 0,7 10,2 2 867,6
Coûts des marchandises - (0,3) (2 057,1)
Exploitation et
administration (2,9) (6,4) (339,6)
Amortissement - (6,6) (190,2)
--------------------------------------------------------------------------
(2,2) (3,1) 280,7
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation - - 58,1
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements (0,3) 265,7 310,5
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées - (15,1) (135,5)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,1) (12,3)
Impôts sur les
bénéfices 0,7 (31,7) (108,5)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires (1,8) 215,7 393,0
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé le 30 juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 269,8 83,5 72,4 3 440,9
Coûts des marchandises - - - (3 212,9)
Exploitation et
administration (115,6) (30,1) (23,7) (128,8)
Amortissement (42,4) (23,3) (18,8) (71,4)
--------------------------------------------------------------------------
111,8 30,1 29,9 27,8
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation - - 22,9 (4,5)
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 14,0 1,2 1,5 6,0
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées (30,3) (16,2) (14,6) (47,0)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,4) - (7,0) (1,8)
Impôts sur les
bénéfices (18,8) (6,2) (10,7) 3,8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 76,3 8,9 22,0 (15,7)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé le 30 juin 2008
--------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 2,4 2,5 3 871,5
Coûts des marchandises - - (3 212,9)
Exploitation et
administration (4,3) (7,3) (309,8)
Amortissement (0,2) (1,7) (157,8)
--------------------------------------------------------------------------
(2,1) (6,5) 191,0
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation 13,1 (1,6) 29,9
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 705,2 9,5 737,4
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées - (24,6) (132,7)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,1) (9,3)
Impôts sur les
bénéfices (138,3) 11,6 (158,6)
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 577,9 (11,7) 657,7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Semestre terminé le 30 juin 2009
---------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 633,5 204,1 152,0 5 635,3
Coûts des marchandises - - - (4 891,2)
Exploitation et
administration (284,1) (60,6) (51,3) (288,0)
Amortissement (108,4) (58,8) (41,8) (148,5)
---------------------------------------------------------------------------
241,0 84,7 58,9 307,6
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation - - 103,5 8,8
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 69,3 9,3 4,5 5,2
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées (77,9) (38,2) (28,4) (89,7)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,8) - (16,8) (3,3)
Impôts sur les
bénéfices (43,7) (20,8) (47,4) (74,1)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 187,9 35,0 74,3 154,5
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------


Semestre terminé le 30 juin 2009
---------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 2,1 23,2 6 650,2
Coûts des marchandises - (1,0) (4 892,2)
Exploitation et
administration (5,7) (18,5) (708,2)
Amortissement (0,2) (13,1) (370,8)
---------------------------------------------------------------------------
(3,8) (9,4) 679,0
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation - - 112,3
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 343,3 220,1 651,7
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées - (50,3) (284,5)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,8) (21,7)
Impôts sur les
bénéfices (6,7) 7,0 (185,7)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 332,8 166,6 951,1
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------



Semestre terminé le 30 juin 2008
-------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur et services
-------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 544,2 166,1 141,6 6 977,4
Coûts des marchandises - - - (6 278,4)
Exploitation et
administration (224,7) (51,9) (43,5) (260,6)
Amortissement (82,7) (44,3) (37,9) (143,3)
-------------------------------------------------------------------------
236,8 69,9 60,2 295,1
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation (0,3) - 58,0 9,1
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 22,0 6,0 21,3 9,3
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées (54,9) (31,6) (30,4) (98,1)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,7) - (22,0) (3,4)
Impôts sur les
bénéfices (50,5) (17,2) (34,0) (73,9)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 152,4 27,1 53,1 138,1
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Semestre terminé le 30 juin 2008
---------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 5,1 4,9 7 839,3
Coûts des marchandises - - (6 278,4)
Exploitation et
administration (7,8) (12,0) (600,5)
Amortissement (0,4) (3,4) (312,0)
---------------------------------------------------------------------------
(3,1) (10,5) 648,4
Bénéfice tiré des
placements
comptabilisés à la
valeur de
consolidation 25,0 (1,6) 90,2
Autres produits de
placements
et gains à la vente
d'investissements 710,6 22,4 791,6
Intérêts débiteurs
et dividendes sur les
actions privilégiées - (53,7) (268,7)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,5) (26,6)
Impôts sur les
bénéfices (138,3) (12,0) (325,9)
---------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 594,2 (55,9) 909,0
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

Renseignements