Enbridge Inc.
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NYSE : ENB

Enbridge Inc.

02 févr. 2006 18h41 HE

Enbridge fait état d'un autre excellent exercice- perspectives de croissance robustes

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 2 fév. 2006) - Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB)

Points saillants

- Bénéfice déclaré de 556 M$ en 2005

- Hausse de 10 % du bénéfice d'exploitation ajusté pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005

- Hausse de 6 % du bénéfice d'exploitation ajusté du quatrième trimestre qui atteint 162,7 M$

- Nombreux projets stratégiques qui continuent de progresser

- Augmentation de 25,7 % des dividendes sur les actions ordinaires pour un taux annuel de 1,15 $ en 2005

"Nous avons été témoins d'un autre bon exercice en 2005 alors que le bénéfice d'exploitation ajusté par action ordinaire a augmenté de 8 % pour atteindre 1,59 $, a fait remarquer M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. Il s'agit d'un excellent résultat, surtout à la lumière des deux puissants ouragans qui ont touché nos actifs dans le golfe du Mexique.

"Nos entreprises sont solides et diversifiées. L'avenir laisse entrevoir nombre de nouveaux projets pipeliniers. Ces occasions découlent de solides données fondamentales au chapitre de l'offre et de la demande, de l'accroissement de la production tirée des sables bitumineux et de rapports bien établis avec les expéditeurs. L'union de la forte croissance d'Enbridge à long terme, d'un profil de risque peu prononcé et des dividendes versés constitue une proposition fort attrayante pour les investisseurs. M. Daniel conclut en disant que, compte tenu des perspectives pour 2006, un bénéfice d'exploitation ajusté par action ordinaire qui se situe entre 1,65 $ et 1,75 $ est à envisager."

Projets de croissance stratégiques

Enbridge continuera de suppléer à sa croissance organique au moyen d'acquisitions stratégiques sélectives, comme le réseau de gazoducs d'Enbridge Offshore Pipelines obtenu en contrepartie de 754 M$ à la fin de 2004 ou encore une participation de 65 % dans le réseau de produits raffinés d'Olympic Pipeline contre 100 M$ US, cette dernière acquisition ayant été conclue le 1er février 2006. Toutefois, le principal moteur de croissance de la société est son portefeuille substantiel de projets organiques, qui s'étendent des oléoducs et gazoducs jusqu'aux nouvelles plates-formes de croissance.

M. Daniel précise : "En regardant au-delà de 2006, un nombre très substantiel de projets organiques, assurés ou en cours d'élaboration, serviront de courroie d'entraînement pour la croissance de notre bénéfice par action. Uniquement dans le secteur Oléoducs, Enbridge et Enbridge Energy Partners étudient des possibilités d'investissements dont la valeur s'élève à plus de 8 G$. L'état d'avancement de ces diverses possibilités a progressé de façon substantielle en 2005 : signature d'ententes avec les expéditeurs à l'égard du pipeline de Waupisoo, d'une valeur de 400 M$; confirmation du soutien accordé par les expéditeurs, tant pour le pipeline d'exportation de produits pétroliers que pour celui d'importation de condensats dans le cadre du projet Gateway, pour ce qui est des plans visant l'accroissement du diamètre de chacun.

"La principale initiative en cours, qui consiste à donner de l'ampleur à la capacité en direction des marchés du Midwest américain, prend de plus en plus forme. Le projet du pipeline de Spearhead, d'une valeur de 190 M$ US et reliant Chicago à Cushing, en Oklahoma, entrera en service le 1er mars de cette année. Il ouvrira la porte à des opérations économiques visant l'acheminement de volumes substantiels de pétrole brut canadien vers le plus important carrefour commercial des Etats-Unis. Compte tenu des engagements pris à l'origine, nous nous attendons que cette canalisation atteigne rapidement des débits se rapprochant de sa capacité initiale, qui est de 125 000 b/j. Des discussions actives ont été amorcées avec les expéditeurs dans le contexte d'une expansion à court terme de la canalisation.

"Le projet d'expansion de l'accès au sud - Enbridge et EEP - est en bonne voie de réalisation. Il profite d'un appui intégral des producteurs pour ses trois phases, qui mèneront à une augmentation totale de la capacité de 400 000 b/j d'ici 2009 de Hardisty à Chicago, à un coût total de 950 M$ US. Les discussions avec l'Association canadienne des producteurs pétroliers portant sur l'accroissement du diamètre de la nouvelle canalisation allant de Superior, au Wisconsin, jusqu'à Chicago seront bientôt conclues. Par la suite, les échanges se concentreront sur le prolongement de l'accès au sud, de Chicago jusqu'à Patoka et peut-être même jusqu'à Wood River, en Illinois, un projet dont la valeur se situe entre 250 M$ US et 320 M$ US. Nous continuons de répondre à l'intérêt marqué des expéditeurs à cet égard.

"Nous prévoyons que, nonobstant le projet de l'accès au sud, une capacité supplémentaire vers le Midwest américain sera requise. Avec certains expéditeurs, nous avons poursuivi activement l'élaboration du projet de pipeline Alberta Clipper, qui représente l'étape suivante pour ce qui est de la capacité d'expansion du réseau principal. Ce projet prévoit une nouvelle canalisation d'un diamètre de 36 po reliant Hardisty, en Alberta, à Superior, au Wisconsin, où il y aura interconnexion avec le réseau principal existant afin d'assurer un accès à l'ensemble de nos points de livraison et de stockage éventuels, notamment Chicago, Toledo, Sarnia, Patoka, Wood River et Cushing. La canalisation nécessiterait un investissement de 1,6 G$ US (en dollars de 2005) en vue d'une capacité initiale de 400 000 b/j. Nous sommes d'avis que cette façon de procéder sera à l'origine, pour les expéditeurs à la recherche d'une capacité supplémentaire vers le Midwest, des droits les plus faibles ainsi que de la plus grande souplesse possible aux chapitres de la livraison et du stockage. Il s'agit d'un projet qui ne comporte aucun risque inhabituel en matière de réglementation ou d'exécution, ce qui fait qu'il se prête à l'adoption d'un calendrier précis permettant de fournir la capacité requise au moment opportun. A ce jour, les expéditeurs ont démontré un grand intérêt et nous étendrons le champ des discussions au premier trimestre de 2006, à la recherche d'un soutien généralisé de la part de l'industrie pour le projet de pipeline Alberta Clipper.

"Enbridge et EEP ont en outre assuré leurs positions dans le contexte de possibilités d'investissements d'un montant de 655 M$ US dans des gazoducs, ce qui comprend le projet d'East Texas, d'une valeur de 530 M$ US, qui a récemment fait l'objet d'une annonce par EEP. Qui plus est, des occasions liées à une nouvelle plate-forme de croissance et dont le montant s'élève à 680 M$ sont à l'étude, dont un projet de production d'énergie éolienne de 400 M$ en Ontario."

M. Daniel conclut : "Ensemble, ces diverses possibilités suffiraient sans problème à justifier l'objectif de croissance organique annuelle moyenne de 6 % que nous visons pour les cinq prochains exercices, avec une hausse vers la fin de la période."

Déclaration des dividendes

Le 1er février 2006, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré des dividendes trimestriels de 0,2875 $ par action ordinaire après la division des actions, ce qui rend compte de l'augmentation de 15 % des dividendes annoncée le 3 novembre 2005, ainsi que des dividendes de 0,34375 $ par action privilégiée de série A. Dans les deux cas, les dividendes sont payables le 1er mars 2006 aux actionnaires inscrits le 15 février 2006.

Changements organisationnels

Le conseil d'administration a également annoncé des changements à sa composition et à celle de l'équipe de haute direction. Louis D. Hyndman quittera le conseil à la prochaine assemblée annuelle des actionnaires le 3 mai 2006 et Dan C. Tutcher sera mis en nomination pour élection au conseil à cette même assemblée. M. Tutcher, qui est actuellement vice-président de groupe, Transport - Sud, ainsi que Mel F. Belich, vice-président de groupe, Affaires juridiques, quitteront tous deux l'équipe de haute direction d'Enbridge Inc. le 1er mai 2006. Les trois changements suivants à la composition de cette équipe entreront aussi en vigueur le 1er mai 2006 :

- Stephen J.J. Letwin sera nommé vice-président directeur, Transport du gaz et activités internationales, responsable de tous les aspects de l'entreprise de gazoducs d'Enbridge, avec réinstallation à Houston, au Texas. Il sera en outre responsable de l'ensemble des activités d'Enbridge Energy Partners, L.P.

- Stephen J. Wuori sera nommé vice-président directeur, chef des finances et Expansion des affaires. Il continuera aussi d'être responsable d'Enbridge Income Fund.

- J. Richard Bird deviendra vice-président directeur, Oléoducs. Il continuera d'être responsable des entreprises d'oléoducs actuelles d'Enbridge et des occasions de croissance à ce chapitre.

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 556,0 M$ (1,65 $ par action) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, contre 645,3 M$ (1,93 $ par action) en 2004. La baisse du bénéfice de 89,3 M$ est principalement due à la vente de la participation dans AltaGas en 2004, qui avait été à l'origine d'un gain après impôts de 97,8 M$, en plus du fait qu'aucun bénéfice n'a été tiré d'une telle participation en 2005. En outre, en 2004, le bénéfice affiché l'avait été sur une période de 15 mois pour les établissements de distribution de gaz, tenant compte de la modification de fin d'exercice pour cette entreprise. Les facteurs positifs en 2005 comprennent l'apport aux résultats d'Enbridge Offshore Pipelines, société récemment acquise, une contribution supérieure des établissements de distribution de gaz et des intérêts débiteurs moins élevés.

Au quatrième trimestre, le bénéfice de 174,0 M$ (0,52 $ par action) en 2005 doit être comparé aux 104,8 M$ (0,31 $ par action) réalisés pour la même période en 2004. Même si le trimestre de l'exercice précédent tenait compte du bénéfice sur six mois pour les établissements de distribution de gaz, les résultats de la période d'été ainsi greffée (de juillet à septembre) représentent une perte saisonnière qui a eu comme effet de réduire le bénéfice du quatrième trimestre de 2004. Par ailleurs, un rehaussement de la base tarifaire et d'autres écarts positifs touchant l'entreprise de distribution de gaz ont été à l'origine d'une augmentation du bénéfice.



Résultats consolidés
Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Oléoducs 60,9 52,0 229,1 219,9
Gazoducs 12,9 14,6 59,8 53,8
Placements à titre de promoteur 20,5 16,7 64,8 66,2
Distribution de gaz et services(1) 68,9 16,6 178,8 313,1
Activités internationales 27,8 20,0 87,4 73,6
Activités non sectorielles (17,0) (15,1) (63,9) (81,3)
-----------------------------------
174,0 104,8 556,0 645,3
-----------------------------------
-----------------------------------


(1) Le trimestre terminé le 31 décembre 2004 rend compte du bénéfice du semestre terminé à cette même date pour Enbridge Gas Distribution (EGD), Noverco et les autres établissements de distribution de gaz. L'exercice terminé le 31 décembre 2004 rend compte des résultats sur la période de 15 mois terminée à cette même date pour les entreprises précitées. Cette situation est attribuable à l'élimination du trimestre de retard dans la consolidation décrite plus bas.

Mesures de calcul non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice d'exploitation ajusté, qui représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs hors exploitation. Cette mesure n'est pas définie de façon normalisée au titre des principes comptables généralement reconnus du Canada (PCGR) et elle n'est pas considérée comme une mesure de calcul conforme aux PCGR. Par conséquent, il se peut que cette mesure ne soit pas comparable aux mesures semblables présentées par d'autres émetteurs. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice d'exploitation ajusté fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et dégage des tendances à l'égard du rendement.


Trimestres Exercices
(en M$ CA, sauf les terminés les terminés les
données par action) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Bénéfice consolidé selon les PCGR 174,0 104,8 556,0 645,3
Facteurs hors exploitation et
variations conformément au
tableau suivant (11,3) 49,3 (18,8) (154,2)
-----------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté 162,7 154,1 537,2 491,1
-----------------------------------
-----------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté
par action ordinaire
(en dollars par action) 0,48 0,46 1,59 1,47
-----------------------------------
-----------------------------------


La société a généré un bénéfice libellé en devises découlant principalement de ses activités et placements aux Etats-Unis ainsi que de son placement en euros dans CLH. La société a aussi recours à des contrats dérivés pour couvrir économiquement une grande partie des distributions en espèces découlant de ces placements à long terme. Cela ne limite toutefois pas la volatilité du bénéfice en raison des fluctuations des taux de change. En 2005, la société a reçu des distributions en espèces libellées en devises et a réglé les opérations de couverture connexes, ce qui a donné lieu à des flux de trésorerie supplémentaires de 13,0 M$ (7,5 M$ en 2004) qui ne sont pas inclus dans le bénéfice déclaré.

Les facteurs et variations hors exploitation d'importance ayant eu une incidence sur le bénéfice consolidé sont les suivants :



Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Placements à titre de promoteur
Gains (pertes) hors caisse liés
à la juste valeur des instruments
dérivés d'EEP 0,9 - (5,0) -
Gains de dilution à l'émission
de parts d'EEP 4,3 - 8,9 7,6
Distribution de gaz et services
Gain à la vente de la
participation dans AltaGas
Income Trust - - - 97,8
Élimination du trimestre terminé
le 31 décembre 2003(1) - - - 27,1
Élimination du trimestre terminé
le 30 septembre 2004(2) - (41,1) - -
Températures inférieures
(supérieures) à la normale (1,5) - - 21,3
Perte de valeur liée à l'usine
de gaz de Calmar - (8,2) - (8,2)
Gain de dilution - Noverco
(émission de parts de Gaz Métro) - - 7,3 -
Gain de dilution
- AltaGas Income Trust - - - 8,0
Réévaluation des impôts sur
les bénéfices futurs en raison de
modifications de taux d'imposition - - - 0,6
Activités internationales
Gains à la vente de terrains
par CLH 7,6 - 7,6 -
-----------------------------------------------------------------------
Total des facteurs et variations
hors exploitation d'importance
donnant lieu à une augmentation
(diminution) du bénéfice 11,3 (49,3) 18,8 154,2
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


(1) Le 31 décembre 2004, EGD a modifié la date de clôture de son exercice, la faisant passer du 30 septembre au 31 décembre. Par conséquent, les résultats consolidés présentés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2004 comprenaient les résultats d'EGD pour la période de 15 mois terminée à cette même date. L'ajustement ci-dessus retranche les résultats d'EGD pour le trimestre terminé le 31 décembre 2003 de manière à rendre compte du bénéfice d'EGD pour l'année civile en 2004, ce qui correspond à la période de calcul pour 2005. Ainsi, cet ajustement diffère de celui dont il est fait état en 2004.

(2) Cet ajustement rend compte du bénéfice d'EGD pour le quatrième trimestre civil de 2004, ce qui correspond à la période de calcul pour 2005. La modification de la date de fin d'exercice d'EGD, décrite plus haut et apportée l'année précédente, a fait en sorte d'inclure le bénéfice d'EGD de six mois au quatrième trimestre de 2004. Cet ajustement diffère de celui dont il est fait état en 2004.

D'autres facteurs et variations hors exploitation d'importance ayant influé sur EGD, tant pour le trimestre que pour l'exercice terminé le 31 décembre 2004, ont aussi fait l'objet d'un ajustement en fonction de l'année civile.

Les principaux facteurs d'exploitation ayant influé sur les résultats de 2005 comprennent ce qui suit :

- Enbridge Offshore Pipelines, société acquise le 31 décembre 2004, fait un apport positif aux résultats.

- Le bénéfice d'EGD est plus élevé en raison du rehaussement de la base tarifaire et d'un certain nombre d'écarts favorables de moindre importance à la grandeur de l'entreprise.

- AltaGas n'a pas contribué aux résultats en 2005 puisque la participation a été vendue en 2004.

- Les coûts liés aux activités non sectorielles ont diminué, surtout en raison du recul des intérêts débiteurs.



Oléoducs
Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------

Réseau d'Enbridge 46,3 41,0 170,1 171,6
Réseau d'Athabasca 11,8 10,2 48,6 42,8
Réseau NW 1,6 2,1 7,3 7,8
Pipelines d'amenée et autres 1,2 (1,3) 3,1 (2,3)
-----------------------------------
60,9 52,0 229,1 219,9
-----------------------------------
-----------------------------------


- Le bénéfice du réseau d'Enbridge tient compte d'une base de calcul inférieure pour la composante de l'entente sur la tarification en fonction du rendement (ETR) du réseau, récemment négociée avec l'Association canadienne des producteurs pétroliers et approuvée par l'Office national de l'énergie. En outre, le bénéfice a subi le contrecoup d'impôts plus élevés pour la composante de Terrace. La baisse a été partiellement neutralisée, surtout au quatrième trimestre, grâce au bénéfice tiré d'encouragements en matière de service et de fiabilité prévus dans le cadre de l'ETR, à des coûts moindres associés aux pertes de pétrole et aux économies découlant des programmes de gestion des coûts.

- Le bénéfice accru du réseau d'Athabasca est le fruit du rendement global du contrat d'achat ferme à long terme conclu avec le principal expéditeur, ainsi que de charges d'exploitation moindres en raison du colmatage de fuites à l'exercice précédent.

- La variation du bénéfice pour les pipelines d'amenée et autres est principalement le résultat d'un bénéfice supérieur du pipeline Frontier, compte tenu de frais d'exploitation moindres et du fait que le montant des réparations ordonnées par la Federal Energy Regulatory Commission des Etats-Unis a été inclus à l'exercice précédent. Aussi, les coûts associés au pipeline de condensats Gateway ont été reportés en 2005 alors qu'ils avaient été comptabilisés en 2004.



Gazoducs

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------

Pipeline d'Alliance (États-Unis) 7,7 9,9 32,1 37,4
Enbridge Offshore Pipelines 0,9 - 11,8 -
Pipeline de Vector 4,3 4,7 15,9 16,4
-----------------------------------
12,9 14,6 59,8 53,8
-----------------------------------
-----------------------------------


- Le bénéfice du pipeline d'Alliance (Etats-Unis) rend compte de l'incidence du raffermissement du dollar canadien.

- Enbridge Offshore Pipelines a été acquise le 31 décembre 2004. Les ouragans Katrina et Rita ont eu des conséquences négatives sur les volumes de transport et sur les résultats de cette entreprise. Les résultats tiennent compte de franchises d'assurance de biens, de même que de la perte de produits d'exploitation sur divers réseaux avant l'entrée en vigueur de l'assurance conditionnelle contre les pertes d'exploitation. Au total, ces deux facteurs ont réduit le bénéfice attendu de quelque 15 M$.

- Le bénéfice du pipeline de Vector a lui aussi subi le contrecoup du raffermissement du dollar canadien.



Placements à titre de promoteur

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------

Enbridge Energy Partners (EEP) 7,8 8,6 21,7 28,6
Enbridge Income Fund (EIF) 8,4 8,1 34,2 30,0
Gains de dilution 4,3 - 8,9 7,6
-----------------------------------
20,5 16,7 64,8 66,2
-----------------------------------
-----------------------------------


- Les résultats d'EEP en 2005 comprennent des pertes non matérialisées d'un montant net de 5,0 M$ pour Enbridge découlant de l'évaluation à la valeur de marché d'instruments financiers dérivés ne répondant pas aux conditions de la comptabilité de couverture. Même si Enbridge est d'avis que les stratégies de couverture utilisées constituent de saines techniques sur le plan économique, elles ne répondent pas aux conditions de la comptabilité de couverture et doivent être comptabilisées dans les résultats, selon la méthode d'évaluation à la valeur de marché. En outre, le bénéfice d'EEP a subi le contrecoup de volumes inférieurs sur le réseau de Lakehead, du raffermissement du dollar canadien et de la réduction de la participation, neutralisée par un bénéfice plus élevé des entreprises de gaz naturel. La variation du bénéfice du quatrième trimestre rend notamment compte d'une contribution de moindre importance des réseaux de gazoducs et d'une augmentation des volumes sur le réseau de Lakehead.

- Les résultats d'EIF pour 2005 tiennent compte de distributions de parts privilégiées plus élevées de même que d'une hausse en fonction du rendement, ce qui correspond aux augmentations des distributions en espèces d'EIF en 2004. Les résultats d'exploitation d'EIF ont profité d'un solide rendement du pipeline d'Alliance (Canada) et du réseau de la Saskatchewan.

- EEP a émis des parts ordinaires en 2005 et en 2004. Enbridge n'ayant pas participé à ces émissions à part entière, des gains de dilution en ont résulté.



Distribution de gaz et services

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Enbridge Gas Distribution(1) 56,5 11,9 111,9 133,1
CustomerWorks/ECS 4,3 7,9 23,2 20,5
Noverco(1) 6,6 3,8 28,3 32,3
Autres établissements
de distribution de gaz(1) 1,8 0,5 6,7 8,5
Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick 2,3 0,9 6,1 3,7
Services liés au gaz 1,1 (2,6) 0,2 (2,8)
Aux Sable (0,9) 3,9 5,3 7,3
AltaGas Income Trust (AltaGas) - - - 21,1
Gain à la vente de la participation
dans AltaGas Income Trust - - - 97,8
Perte de valeur liée à
l'usine de gaz de Calmar - (8,2) - (8,2)
Autres (2,8) (1,5) (2,9) (0,2)
-----------------------------------
68,9 16,6 178,8 313,1
-----------------------------------
-----------------------------------

(1) Le trimestre terminé le 31 décembre 2004 rend compte du bénéfice du
semestre terminé à cette même date tandis que l'exercice terminé le
31 décembre 2004 rend compte du bénéfice pour la période de 15 mois
terminée à cette date.

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Enbridge Gas Distribution
- résultats déclarés 56,5 11,9 111,9 133,1
Facteurs et variations hors
exploitation d'importance
influant sur le bénéfice :
ajustement en fonction de
l'année civile - 36,1 - (11,5)
températures supérieures
(inférieures) à la normale 1,5 - - (21,3)
-----------------------------------
58,0 48,0 111,9 100,3
-----------------------------------
-----------------------------------

- Au-delà des éléments précisés plus haut, la variation à l'égard d'EGD
est attribuable au rehaussement de la base tarifaire et à un certain
nombre d'écarts favorables de moindre importance à la grandeur de
l'entreprise

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Noverco - résultats déclarés 6,6 3,8 28,3 32,3
Facteurs et variations hors
exploitation d'importance
influant sur le bénéfice :
ajustement en fonction de
l'année civile - 3,7 - (13,6)
gains de dilution à l'émission
de parts de Gaz Métro - - (7,3) -
-----------------------------------
6,6 7,5 21,0 18,7
-----------------------------------
-----------------------------------

- Le bénéfice de Noverco, dans le cadre des éléments précisés plus haut,
rend compte d'une économie d'impôts sur les bénéfices futurs liée à
l'obtentionde dividendes en espèces après déduction d'un ajustement
semblable pour dividendes sur participation croisée versés à Noverco.

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Autres établissements de
distribution de gaz
- résultats déclarés 1,8 0,5 6,7 8,5
Facteurs et variations hors
exploitation d'importance
influant sur le bénéfice :
ajustement en fonction de
l'année civile - 1,3 - (2,1)
-----------------------------------
1,8 1,8 6,7 6,4
-----------------------------------
-----------------------------------


- En tenant compte des variations précisées plus haut, les résultats des autres établissements de distribution de gaz sont semblables à ceux de l'exercice précédent.

- Le bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick a progressé en fonction du règlement de la dette à la suite de l'émission de titres, aux troisième et quatrième trimestres, à l'origine d'un avoir plus grand des actionnaires.

- Les services liés au gaz comprennent plusieurs entreprises oeuvrant dans le secteur du gaz naturel, notamment U.S. Oil, acquise en janvier 2005, dont le volume des ventes est cyclique, avec des produits plus élevés pendant les mois d'hiver. C'est la raison pour laquelle le bénéfice est surtout plus élevé au quatrième trimestre.

- Le bénéfice d'Aux Sable a décru, principalement au quatrième trimestre, alors que les coûts du gaz naturel pendant cette période n'ont pas été neutralisés par de meilleurs prix de vente des produits, ce qui a rétréci les marges puis a fait en sorte de réduire les niveaux de production.

- Les coûts plus élevés à la rubrique Autres sont le résultat de l'aménagement du terminal méthanier de Rabaska.



Activités internationales

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
CLH 21,8 13,2 61,6 48,6
OCENSA/CITCol 8,4 9,2 32,8 33,0
Autres (2,4) (2,4) (7,0) (8,0)
-----------------------------------
27,8 20,0 87,4 73,6
-----------------------------------
-----------------------------------

- Le bénéfice de CLH comprend un gain de 7,6 M$ réalisé à la vente de
terrains au quatrième trimestre. L'amélioration des resultants
d'exploitation de CLH est aussi le fruit de volumes accrus ainsi que
d'une augmentation des tarifs moyens et des produits tirés du
stockage.

Activités non sectorielles

Trimestres Exercices
terminés les terminés les
(en M$ CA) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------
Activités non sectorielles (17,0) (15,1) (63,9) (81,3)
-----------------------------------
-----------------------------------

- Sur l'exercice, l'abaissement des coûts des activités sectorielles
est le reflet d'intérêts débiteurs moins élevés compte tenu de taux
plus faibles, surtout au premier semestre. En outre, les frais
d'expansion d'entreprise ont été plus élevés à l'exercice précédent.


Autres informations

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le 2 février 2006 à 9 h 30, heure de l'Est (7 h 30, heure des Rocheuses) pour discuter des résultats de 2005. On peut avoir accès à la conférence en composant le 1 866 831-6270 et le code d'accès 51557448. La conférence sera également diffusée en direct sur Internet à www.enbridge.com/investor. Elle pourra être entendue en reprise peu de temps après la fin de la diffusion en direct en composant le 1 888 286-8010 et le code d'accès 40117663. De plus, il sera possible de consulter la conférence et sa transcription sur le site Web plus tard pendant la journée.

Dès le 2 février 2006, on pourra prendre connaissance, sur le site Web d'Enbridge, des états financiers non vérifiés et du rapport de gestion, qui renferment des notes et des informations supplémentaires. Ces documents seront déposés sur SEDAR peu de temps par la suite.

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 pipelines 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. Dans le secteur de la distribution d'énergie, en plus de poursuivre la mise en valeur d'un réseau de distribution de gaz pour la province du Nouveau-Brunswick, Enbridge détient et exploite la plus importante société de distribution de gaz naturel du Canada, qui fournit des services de distribution en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'Etat de New York. Enbridge compte un effectif d'environ 4 400 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 Etats-Unis 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.

Certains renseignements fournis dans le présent communiqué constituent des énoncés prospectifs. Les verbes "prévoir", "s'attendre", "projeter", "croire", "estimer" et autres expressions et termes du genre visent à faire ressortir les énoncés à caractère prospectif. Bien qu'Enbridge croie que ces énoncés reposent sur des renseignements et des hypothèses qui sont à jour, raisonnables et exhaustifs, ces énoncés sont nécessairement assujettis à divers risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, des conditions climatiques, de la conjoncture économique et du prix des produits de base. Pour obtenir des renseignements complémentaires sur ces risques et incertitudes, le lecteur est prié de consulter les documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières au Canada et de la SEC aux Etats-Unis. Bien qu'Enbridge formule ces énoncés prospectifs de bonne foi, si un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes devaient se concrétiser ou si les hypothèses sous-jacentes devaient s'avérer inexactes, les résultats réels pourraient varier considérablement de ceux anticipés. Enbridge n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou pour toute autre raison.



ENBRIDGE INC.
POINTS SAILLANTS


Trimestres Exercices
(non vérifiés - en M$ CA, terminés les terminés les
sauf les données par action) 31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
2005 2004 2005 2004
-----------------------------------

DONNEES FINANCIERES
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires
Oléoducs 60,9 52,0 229,1 219,9
Gazoducs 12,9 14,6 59,8 53,8
Placements à titre de promoteur 20,5 16,7 64,8 66,2
Distribution de gaz et services(1) 68,9 16,6 178,8 313,1
Activités internationales 27,8 20,0 87,4 73,6
Activités non sectorielles (17,0) (15,1) (63,9) (81,3)
-----------------------------------------------------------------------
174,0 104,8 556,0 645,3
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation
Bénéfice plus charges hors
trésorerie 384,8 231,5 1 300,9 1 027,8
Variation de l'actif et du passif
d'exploitation (403,6) (655,0) (397,4) (141,1)
-----------------------------------------------------------------------
(18,8) (423,5) 903,5 886,7
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Dividendes sur les actions
ordinaires 100,4 79,2 361,1 315,8
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice par action ordinaire 0,52 0,31 1,65 1,93
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice dilué par action ordinaire 0,51 0,30 1,63 1,91
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Dividendes par action ordinaire 0,2875 0,2287 1,0375 0,9150
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation
(en millions) 337,4 334,5
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Nombre moyen pondéré dilué
d'actions ordinaires en
circulation (en millions) 341,2 337,2
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

DONNEES SUR L'EXPLOITATION
Oléoducs(2)
Livraisons (en milliers de b/j) 2 093 2 183 2 008 2 138
Barils par mille (en milliards) 182 192 695 757
Distance moyenne (en milles) 947 954 949 970
Distribution de gaz et services(3)
Volumes (en Gpi(3)) 129 177 438 575
Nombre de clients actifs
(en milliers) 1 805 1 756 1 805 1 756
Insuffisance en degrés-jours(4)
Chiffres réels 1 274 1 319 3 750 5 052
Prévisions fondées sur la
température normale 1 247 1 328 3 747 4 849
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

(1) En 2004, EGD a modifié la date de clôture de son exercice, qui est
passée du 30 septembre au 31 décembre, de manière que cette date
corresponde à la date de clôture d'Enbridge. Par conséquent, les
points saillants du secteur Distribution de gaz et services en 2004
tiennent compte du semestre et de la période de 15 mois terminés
le 31 décembre pour EGD et les autres établissements de
distribution de gaz.

(2) Les points saillants de l'exploitation du secteur Oléoducs tiennent
compte des données sur le réseau Lakehead, détenu à 10,9 %, de même
que des données sur l'exploitation des autres oléoducs détenus en
propriété exclusive.

(3) Les volumes et le nombre de clients actifs du secteur Distribution
de gaz et services sont établis en fonction du total des
approvisionnements du réseau et des contrats d'achat direct de gaz.

(4) L'insuffisance en degrés-jours est une mesure de la rigueur du
froid. 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 de Toronto.


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS
-----------------------------------------------------------------------

-----------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
terminés les terminés les
31 décembre 31 décembre
-----------------------------------------------------------------------
(non vérifiés - en M$ CA,
sauf les données par action) 2005 2004 2005 2004
-----------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation
Ventes de gaz 2 085,5 1 755,6 6 193,5 5 826,3
Transport 498,8 437,8 1 938,1 1 695,8
Services énergétiques 83,5 130,2 321,5 285,7
-----------------------------------------------------------------------

2 667,8 2 323,6 8 453,1 7 807,8
-----------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts du gaz 1 938,5 1 550,1 5 728,4 5 184,3
Exploitation et administration 275,6 357,6 1 057,6 1 015,0
Amortissement 147,8 184,4 575,3 525,0
-----------------------------------------------------------------------

2 361,9 2 092,1 7 361,3 6 724,3
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice d'exploitation 305,9 231,5 1 091,8 1 083,5
Revenu tiré de participations
dans des satellites 44,2 31,7 116,8 160,3
Autres revenus de placement 43,5 6,9 114,8 101,4
Gain à la vente de la
participation dans AltaGas
Income Trust - - - 121,5
Intérêts débiteurs (136,8) (158,4) (539,2) (525,3)
-----------------------------------------------------------------------
256,8 111,7 784,2 941,4
Impôts sur les bénéfices (81,0) (5,2) (221,3) (289,2)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice 175,8 106,5 562,9 652,2
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,8) (1,7) (6,9) (6,9)
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires 174,0 104,8 556,0 645,3
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice par action ordinaire 0,52 0,31 1,65 1,93
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfice dilué par action ordinaire 0,51 0,30 1,63 1,91
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------

ENBRIDGE INC.
BENEFICES NON REPARTIS CONSOLIDES
-----------------------------------------------------------------------
(non vérifiés - en M$ CA, sauf les données par action)
Exercices terminés les 31 décembre 2005 2004
-----------------------------------------------------------------------

Bénéfices non répartis au début de la période 1 840,9 1 511,4
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 556,0 645,3
Dividendes sur les actions ordinaires (361,1) (315,8)
Dividendes versés sur participation croisée 11,2 -
Ajustement de reclassement des dividendes 51,2 -
-----------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis à la fin de la période 2 098,2 1 840,9
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
Dividendes versés par action ordinaire 1,04 0,92
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE

-----------------------------------------------------------------------
Trimestres Exercices
terminés les terminés les
31 décembre 31 décembre
----------------------------------
(non vérifiés - en M$ CA) 2005 2004 2005 2004
-----------------------------------------------------------------------

Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation
Bénéfice 175,8 106,5 562,9 652,2
Amortissement 147,8 184,4 575,3 525,0
Insuffisance (excédent) de la
part du bénéfice des satellites
sur les distributions en
espèces 2,0 14,4 63,3 (39,2)
Gain à la réduction de
participations (13,4) - (29,0) (29,6)
Gain à la vente de la
participation dans les parts
d'AltaGas Income Trust - - - (121,5)
Impôts sur les bénéfices
futurs 67,6 (62,0) 108,1 12,7
Autres 5,0 (11,8) 20,3 28,2
Variation de l'actif et du
passif d'exploitation (403,6) (655,0) (397,4) (141,1)
-----------------------------------------------------------------------
(18,8) (423,5) 903,5 886,7
-----------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Acquisitions (2,2) (816,5) (88,6) (833,9)
Placements à long terme (27,8) 0,3 (89,9) (16,6)
Nouvelles immobilisations
corporelles (339,6) (244,8) (680,6) (496,4)
Vente de la participation
dans les parts d'AltaGas
Income Trust - 95,3 - 346,7
Variation du montant à payer
au titre de la construction 27,8 2,7 25,4 0,5
Prêt à une société affiliée 0,8 - 0,7 -
-----------------------------------------------------------------------
(341,0) (963,0) (833,0) (999,7)
-----------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des emprunts
à court terme et de la dette
à court terme 207,5 1 755,1 (125,1) 738,0
Emission de titres d'emprunt
à court terme sans droit de
recours par des coentreprises 5,6 5,0 11,0 -
Emission de titres d'emprunt
à long terme 400,0 200,0 1 020,1 500,0
Remboursement de la dette à
long terme (140,0) (200,0) (536,9) (450,0)
Emission de titres d'emprunt
à long terme sans droit de
recours par des coentreprises - - 6,8 -
Remboursement de la dette à
long terme sans droit de
recours par des coentreprises (30,3) (18,4) (85,1) (42,9)
Part des actionnaires sans
contrôle 5,9 (2,1) 1,4 (2,4)
Titres privilégiés - (350,0) - (350,0)
Emission d'actions ordinaires 6,8 12,7 53,7 44,4
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,8) (1,7) (6,9) (6,9)
Dividendes sur les actions
ordinaires (100,4) (79,2) (361,1) (315,8)
-----------------------------------------------------------------------
353,3 1 321,4 (22,1) 114,4
-----------------------------------------------------------------------

Augmentation (diminution) de
l'encaisse (6,5) (65,1) 48,4 1,4
Encaisse au début de la période 160,4 170,6 105,5 104,1
-----------------------------------------------------------------------

Encaisse à la fin de la période 153,9 105,5 153,9 105,5
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


ENBRIDGE INC.
BILANS CONSOLIDES

(en M$ CA)
31 décembre 2005 2004
-----------------------------------------------------------------------
ACTIF
Actif à court terme
Encaisse 153,9 105,5
Comptes débiteurs et autres 1 900,3 1 451,9
Stocks 1 021,4 791,6
-----------------------------------------------------------------------
3 075,6 2 349,0
Immobilisations corporelles, montant net 10 466,6 9 066,5
Placements à long terme 1 842,8 2 278,3
Montant à recevoir d'une société affiliée 177,0 171,7
Montants reportés et autres actifs 894,2 729,2
Actifs incorporels 252,6 133,9
Ecart d'acquisition 367,2 31,5
Impôts sur les bénéfices futurs 134,9 145,0
-----------------------------------------------------------------------
17 210,9 14 905,1
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Emprunts à court terme 1 074,8 650,6
Comptes créditeurs et autres 1 624,8 1 275,9
Intérêts 81,7 83,8
Partie à court terme de la dette
à long terme et dette à court terme 401,2 703,9
Partie à court terme de la dette
à long terme sans droit de recours 68,2 30,2
-----------------------------------------------------------------------
3 250,7 2 744,4
Dette à long terme 6 279,1 6 053,3
Dette à long terme sans droit de recours 1 619,9 665,2
Autres passifs à long terme 91,7 151,8
Impôts sur les bénéfices futurs 1 009,0 797,3
Part des actionnaires sans contrôle 691,0 514,9
-----------------------------------------------------------------------
12 941,4 10 926,9
-----------------------------------------------------------------------
Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 125,0 125,0
Actions ordinaires 2 343,8 2 282,4
Surplus d'apport 10,0 5,4
Bénéfices non répartis 2 098,2 1 840,9
Ecart de conversion (171,8) (139,8)
Participation croisée (135,7) (135,7)
-----------------------------------------------------------------------
4 269,5 3 978,2
-----------------------------------------------------------------------

17 210,9 14 905,1
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------


INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre terminé le 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 232,3 85,6 63,7 2 282,8
Coûts du gaz - - - (1 938,5)
Exploitation et
administration (83,4) (25,5) (16,6) (135,8)
Amortissement (34,9) (24,3) (18,3) (69,0)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 114,0 35,8 28,8 139,5
Revenu de placement
et autres produits (0,5) 4,3 23,5 14,9
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés (23,5) (19,3) (15,3) (46,9)
Impôts sur les bénéfices (29,1) (7,9) (16,5) (38,6)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 60,9 12,9 20,5 68,9
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non
(en M$ CA) internationales sectorielles Total
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 3,4 - 2 667,8
Coûts du gaz - - (1 938,5)
Exploitation et administration (5,8) (8,5) (275,6)
Amortissement (0,4) (0,9) (147,8)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (2,8) (9,4) 305,9
Revenu de placement et
autres produits 31,5 14,0 87,7
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés - (33,6) (138,6)
Impôts sur les bénéfices (0,9) 12,0 (81,0)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires 27,8 (17,0) 174,0
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le 31 décembre 2004
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 226,2 65,3 - 2 023,0
Coûts du gaz - - - (1 550,1)
Exploitation et
administration (90,2) (13,2) - (229,6)
Amortissement (37,7) (15,3) - (129,6)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 98,3 36,8 - 113,7
Revenu de placement
et autres produits 0,1 0,3 25,4 (6,8)
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés (25,1) (15,2) - (83,8)
Impôts sur les bénéfices (21,3) (7,3) (8,7) (6,5)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 52,0 14,6 16,7 16,6
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le 31 décembre 2004
------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non
(en M$ CA) internationales sectorielles Total
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 9,1 - 2 323,6
Coûts du gaz - - (1 550,1)
Exploitation et
administration (10,1) (14,5) (357,6)
Amortissement (0,6) (1,2) (184,4)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (1,6) (15,7) 231,5
Revenu de placement et
autres produits 19,6 - 38,6
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés (0,1) (35,9) (160,1)
Impôts sur les bénéfices 2,1 36,5 (5,2)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 20,0 (15,1) 104,8
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 881,0 364,3 249,0 6 947,1
Coûts du gaz - - - (5 728,4)
Exploitation et
administration (311,4) (95,5) (60,1) (549,3)
Amortissement (145,6) (94,3) (71,5) (257,3)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 424,0 174,5 117,4 412,1
Revenu de placement
et autres produits (0,9) 5,9 54,7 35,7
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés (96,5) (81,9) (61,8) (178,8)
Impôts sur les bénéfices (97,5) (38,7) (45,5) (90,2)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 229,1 59,8 64,8 178,8
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2005
------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non
(en M$ CA) internationales sectorielles Total
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 11,7 - 8 453,1
Coûts du gaz - - (5 728,4)
Exploitation et administration (17,5) (23,8) (1 057,6)
Amortissement (1,2) (5,4) (575,3)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (7,0) (29,2) 1 091,8
Revenu de placement et
autres produits 97,7 38,5 231,6
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés - (127,1) (546,1)
Impôts sur les bénéfices (3,3) 53,9 (221,3)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 87,4 (63,9) 556,0
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2004
------------------------------------------------------------------------
Placements Distribution
à titre de de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
------------------------------------------------------------------------


Produits d'exploitation 872,7 271,7 - 6 631,1
Coûts du gaz - - - (5 184,3)
Exploitation et
administration (310,1) (55,1) - (577,0)
Amortissement (145,4) (65,7) - (308,4)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 417,2 150,9 - 561,4
Revenu de placement et
autres produits 1,8 0,8 112,2 50,6
Gain à la vente de
participations - - - 121,5
Intérêts débiteurs et
imputation aux capitaux
propres privilégiés (101,4) (65,6) - (211,1)
Impôts sur les bénéfices (97,7) (32,3) (46,0) (209,3)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions
ordinaires 219,9 53,8 66,2 313,1
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2004
------------------------------------------------------------------------
Activités
Activités non
(en M$ CA) internationales sectorielles Total
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 32,3 - 7 807,8
Coûts du gaz - - (5 184,3)
Exploitation et administration (38,6) (34,2) (1 015,0)
Amortissement (1,9) (3,6) (525,0)
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation (8,2) (37,8) 1 083,5
Revenu de placement et
autres produits 81,5 14,8 261,7
Gain à la vente de participations - - 121,5
Intérêts débiteurs et imputation
aux capitaux propres privilégiés (0,2) (153,9) (532,2)
Impôts sur les bénéfices 0,5 95,6 (289,2)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires 73,6 (81,3) 645,3
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Renseignements