Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

29 juil. 2016 07h03 HE

Enbridge Inc. annonce ses résultats du deuxième trimestre de 2016

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 29 juillet 2016) -

POINTS SAILLANTS DU DEUXIÈME TRIMESTRE

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

  • Bénéfice de 301 M$ au deuxième trimestre et de 1 514 M$ pour le semestre, soit respectivement 0,33$ et 1,69 $ par action ordinaire, compte tenu d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
  • Bénéfice ajusté de 456 M$ au deuxième trimestre et de 1 119 M$ pour le semestre, soit respectivement 0,50 $ et 1,25 $ par action ordinaire
  • Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts (« BAII ») de 1 089 M$ au deuxième trimestre et de 2 463 M$ pour le semestre
  • Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») de 868 M$ ou 0,95 $ par action ordinaire au deuxième trimestre et de 1 982 M$ ou 2,21 $ par action ordinaire pour le semestre
  • Retour proche des normales pour la production des sables bitumineux, réduite en raison des incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta, et pour les débits prévus et l'utilisation en général quant au réseau principal d'oléoducs d'Enbridge
  • Poursuite par Enbridge de l'exécution de son programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial avec l'achèvement du programme d'accès vers l'est, soit la mise en service de la canalisation 6B dont la capacité a été accrue
  • Obtention par Enbridge de la 5e place au palmarès canadien 2016 des meilleures entreprises citoyennes du magazine Corporate Knights

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB) (NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un BAII ajusté de 1 089 M$ et des FTDLE de 868 M$ pour le deuxième trimestre de l'exercice. Il s'agit d'une hausse du BAII ajusté de 40 M$ et des FTDLE de 60 M$, comparativement au deuxième trimestre de 2015. L'accroissement du BAII et des FTDLE trimestriels est principalement attribuable aux apports supérieurs du secteur Oléoducs et à l'incidence des nouveaux projets d'agrandissement mis en service au deuxième semestre de 2015. Les débits sur le réseau principal ayant atteint des niveaux records au premier trimestre de 2016 grâce à ces agrandissements, la croissance du BAII a été forte d'un exercice à l'autre; cependant, les incendies de forêt extrêmes dans le nord-est de l'Alberta en mai 2016 ont eu une incidence négative sur le BAII du secteur Oléoducs au deuxième trimestre. La production issue des sables bitumineux dans les environs de Fort McMurray, en Alberta, a été entravée plus longtemps que prévu à l'origine en raison de l'intensité et de la longue durée des incendies de forêt, perturbant les livraisons du réseau principal d'Enbridge au cours du trimestre. Les livraisons sur le réseau principal d'Enbridge ont été inférieures en moyenne d'environ 255 000 barils par jour (« b/j ») en mai et juin, ce qui représente un débit d'environ 10 % de moins que celui qui avait cours avant les incendies.

Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs et des références à des mesures non conformes aux PCGR. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes sont décrits à la rubrique Information prospective et d'importants facteurs de risque sont énoncés à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR du présent communiqué.

La baisse des livraisons du réseau principal a influé négativement sur les résultats, ce qui s'est traduit par un recul du BAII ajusté et des FTDLE par action au deuxième trimestre d'environ 74 M$ et 0,08 $, respectivement. Le bénéfice ajusté a affiché un repli de 26 M$ ou 0,03 $ par action. La production de sables bitumineux avait essentiellement repris à la fin de juin et le débit sur le réseau principal d'oléoducs d'Enbridge ainsi que l'utilisation du réseau en général devraient revenir, au cours du troisième trimestre, aux niveaux qui avaient été prévus au début de l'exercice. Malgré l'incidence des incendies de forêt, nous prévoyons que le BAII ajusté et les FTDLE par action pour l'exercice 2016 complet se maintiendront dans la fourchette de rendement prévue déjà communiquée de 4,4 G$ à 4,8 G$ pour le BAII ajusté, et de 3,80 $ à 4,50 $ par action pour les FTDLE.

« Comme toujours, nous continuons de mettre l'accent de façon prioritaire sur la sécurité de nos employés, des collectivités et de l'environnement, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction.

« Les résidents du nord de l'Alberta ont fait preuve d'une résilience remarquable après les incendies de forêt, et nous offrons notre soutien aux collectivités et aux industries tandis qu'elles entreprennent de se relever et de reconstruire.

« Nous avons collaboré étroitement avec nos clients et, à la fin de mai, la majeure partie de nos réseaux fonctionnaient normalement. Bien que les incendies de forêt aient tempéré les résultats records du début d'exercice, l'incidence a été temporaire et ne devrait pas se faire sentir longtemps, a expliqué M. Monaco. Nous avons tout de même réalisé, pour un autre trimestre, une solide performance financière, et nos FTDLE par action restent sur la bonne voie pour 2016, en dépit de l'incidence des incendies de forêt et de l'important financement par capitaux propres que nous avons réuni au premier trimestre pour soutenir notre souplesse financière. Cette résilience reflète le positionnement stratégique de notre portefeuille d'actifs et la stabilité de notre modèle d'entreprise à faible risque, qui repose sur notre entreprise d'oléoducs, la première en importance en Amérique du Nord, sur notre entreprise de distribution de gaz naturel, comptant parmi les plus grandes et dont la croissance est la plus rapide en Amérique du Nord, et sur nos investissements croissants dans la production d'électricité à partir de sources renouvelables et dans le secteur intermédiaire du gaz naturel. »

Le 1er avril 2016, la société a conclu, au prix d'achat de 0,5 G$, l'acquisition des usines à gaz Tupper Main et Tupper West, et des pipelines connexes, (les « usines à gaz Tupper Main et Tupper West »), situées dans la formation schisteuse de Montney, dans le nord-est de la Colombie-Britannique. De plus, le 19 mai 2016, Enbridge a conclu l'acquisition d'une participation de 50 % dans Éolien Maritime France SAS, société française de développement d'installations éoliennes en mer, au prix d'achat de 282 M$.

Également pendant le deuxième trimestre, Enbridge a poursuivi l'exécution de son programme de dépenses en immobilisations de croissance de 26 G$ garanti sur le plan commercial en mettant en service l'accroissement de la capacité de la canalisation 6B du réseau de Lakehead au coût total d'environ 0,3 G$ US. Cet accroissement, portant la capacité à 570 000 b/j et dernier élément du projet d'accès vers l'est, élargit l'accès aux raffineries de la région septentrionale du Midwest américain et de l'est du Canada.

« Nous sommes très satisfaits des progrès accomplis dans l'exécution de notre programme quinquennal de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial, a ajouté M. Monaco. Depuis le début de 2015, nous avons mis en service avec succès quelque 9 G$ de projets. Nous sommes toujours sur la bonne voie pour achever en 2017 le projet d'optimisation du réseau régional des sables bitumineux et le projet d'aménagement du réseau pipelinier Norlite et, le processus réglementaire étant clarifié au Minnesota, nous continuons de prévoir que la construction ira de l'avant pour le programme de remplacement de la canalisation 3 et le projet Sandpiper avec une mise en service au début de 2019. L'emplacement stratégique de nos oléoducs devrait nous offrir une abondance d'autres occasions d'expansion à faible coût, mais nous entrevoyons aussi des occasions d'élaborer de plus grandes plateformes de croissance au moyen d'infrastructures de gaz naturel et de production d'énergie renouvelable qui cadrent bien avec notre proposition de valeur et qui serviront à diversifier nos activités et à poursuivre notre croissance à très long terme. »

En avril 2016, Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») a réalisé un appel public à l'épargne prévoyant l'émission d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 0,6 G$, qui s'ajoutait aux quelque 2,3 G$ de capitaux propres en actions ordinaires mobilisés par Enbridge au cours du premier trimestre de 2016. Depuis le début de l'exercice, les capitaux propres totaux amassés au sein du groupe du fonds, comprenant les capitaux propres réunis dans le cadre du régime de réinvestissement de dividendes de la société, totalisent environ 3,3 G$, ce qui devrait amplement suffire à financer la portion capitaux propres du programme de dépenses en immobilisations jusqu'en 2017 et offrir une souplesse considérable pour saisir les nouvelles occasions d'investissement qui se présenteront.

Tel qu'annoncé précédemment, le 20 juillet 2016, Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») et certaines de ses filliales ont convenu d'une ordonnance sur consentement avec le ministère de la Justice des États-Unis et l'Environmental Protection Agency des États-Unis qui prévoit des sanctions civiles et d'autres pénalités relativement aux incidents de 2010 sur la canalisation 6B à Marshall, au Michigan, et sur la canalisation 6A à Romeoville, en Illinois.

« Dès le départ, Enbridge et EEP se sont engagées envers la population du Michigan à nettoyer et à remettre en état la rivière Kalamazoo et les régions avoisinantes, et d'en assumer les coûts. C'est ce que nous avons fait, a précisé M. Monaco. Notre investissement considérable a rehausé notre niveau de confiance dans la sécurité et la fiabilité de notre réseau et nous permet de fournir à nos parties prenantes une meilleure assurance que nous prenons tous les moyens nécessaires pour les protéger. »

Le 30 juin 2016, la Cour d'appel fédérale (« Cour fédérale ») a rendu un jugement quant au projet Northern Gateway (« Northern Gateway »). Elle a invalidé l'approbation conditionnelle du projet par le gouvernement fédéral ainsi que les certificats d'utilité publique (« certificats ») et renvoyé la question au gouverneur en conseil pour qu'il revoie sa décision. Le jugement de la Cour fédérale se fondait sur ses conclusions selon lesquelles le gouvernement fédéral n'avait pas rempli son obligation de consultation avant d'approuver conditionnellement Northern Gateway. Le gouverneur en conseil peut reprendre la consultation sur la phase IV et donner une nouvelle instruction à l'Office national de l'énergie (l'« Office ») de délivrer les certificats, donner instruction à l'Office de rejeter la demande visant les certificats, ou renvoyer le dossier à l'Office pour qu'il l'examine de nouveau.

« Le partenariat appelé Aboriginal Equity Partners et nos promoteurs commerciaux demeurent fermement déterminés à construire cette infrastructure canadienne essentielle, tout en protégeant l'environnement ainsi que le mode de vie traditionnel des Premières Nations, des Métis et des collectivités vivant le long du tracé du projet », a conclu M. Monaco.

Au cours du trimestre, Enbridge a été nommée au palmarès des 50 meilleures entreprises citoyennes du Canada pour la 14e année d'affilée; elle y occupe la 5e place, la meilleure de son industrie.

APERÇU DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2016

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

BÉNÉFICE AJUSTÉ AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS

Pour le trimestre clos le 30 juin 2016, le BAII ajusté a atteint 1 089 M$, soit une hausse de 40 M$ comparativement à la période correspondante de 2015. L'accroissement du BAII ajusté consolidé est en grande partie attribuable à l'apport plus important du secteur Oléoducs, qui a profité de la mise en service de nouveaux actifs en 2015, principalement l'agrandissement du réseau principal de la société au troisième trimestre de 2015, l'inversion et l'accroissement de la capacité de la canalisation 9B et l'achèvement du projet de prolongement de l'accès vers le sud au quatrième trimestre de 2015, qui ont respectivement procuré à la société l'accès aux marchés de l'est du Canada et de Patoka. Toutefois, l'effet positif de l'accroissement de la capacité sur le débit des oléoducs a été essentiellement annulé par l'incidence des incendies de forêt extrêmes survenus dans le nord-est de l'Alberta. Les incendies ont entravé la production issue des sables bitumineux, et certains pipelines et terminaux en amont d'Enbridge ont été temporairement fermés, ce qui a entraîné une interruption de service sur le réseau régional des sables bitumineux d'Enbridge combinée aux répercussions sur les livraisons des pipelines en aval d'Enbridge, notamment le réseau principal au Canada et le réseau de Lakehead. La diminution des livraisons sur le réseau a eu un effet négatif sur le BAII ajusté de la société d'environ 74 M$ pour le deuxième trimestre de 2016. La croissance du BAII ajusté du réseau principal au Canada a également rendu compte de la réduction des droits repères résiduels moyens aux termes du tarif international conjoint, qui a diminué à compter du 1er avril 2016 et, avec les répercussions des incendies de forêt, a entraîné une diminution du BAII ajusté du réseau principal au Canada d'un trimestre à l'autre.

Le réseau de Lakehead a affiché une solide performance d'exploitation en raison de l'accroissement du débit et de l'apport des nouveaux actifs mis en service en 2015. Les livraisons du réseau principal au Canada vers le réseau de Lakehead ont été moindres au cours du deuxième trimestre en raison des incendies de forêt, mais l'incidence sur le rendement financier est relativement faible du fait des droits locaux plus élevés sur le réseau de Lakehead. La société a aussi profité du BAII ajusté plus élevé provenant des installations du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis, qui découle avant tout de la hausse des produits tirés du transport occasionnée par une augmentation des volumes souscrits en vertu des ententes de prise ferme et des tarifs supérieurs sur Flanagan Sud.

Dans le secteur Distribution de gaz, le BAII ajusté généré par Enbridge Gas Distribution (« EGD ») a été moins élevé que celui de la période correspondante de 2015, en raison principalement du moment et de la constatation relatifs des taux approuvés par la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO ») pour 2015 et 2016. En particulier, l'effet positif de la détermination des taux définitifs de la CÉO pour 2015 s'est reflété dans le deuxième trimestre de cette année-là, alors que l'effet de la détermination pour 2016 s'est reflété dans le premier trimestre de 2016. La diminution du BAII ajusté au deuxième trimestre causée par ces effets chronologiques trimestriels a été en partie annulée par la hausse des charges de distribution provenant de la croissance de la base tarifaire d'EGD et par l'accroissement de la clientèle; on s'attend d'ailleurs à une hausse du BAII ajusté pour l'exercice 2016 complet en raison de ces facteurs.

Le secteur Gazoducs et traitement a profité de l'apport marqué du pipeline Alliance aux termes de la nouvelle structure de services entrée en vigueur au quatrième trimestre de 2015, du débit plus élevé de certains pipelines d'Enbridge Offshore Pipelines et de l'apport des usines à gaz Tupper Main et Tupper West à la suite de leur acquisition le 1er avril 2016. Ces résultats positifs ont été annulés en partie par l'apport inférieur d'Aux Sable en raison du rétrécissement des marges de fractionnement et de la baisse des volumes sur les pipelines du secteur intermédiaire aux États-Unis étant donné la diminution du nombre de forages lancés par les producteurs.

Dans le secteur Énergie verte et transport, le BAII ajusté a diminué au deuxième trimestre de 2016 comparativement à la période correspondante de 2015 en raison de la faiblesse des vents à certaines installations.

Au sein du secteur Services énergétiques, le BAII ajusté a diminué pour le trimestre clos le 30 juin 2016, car le recul des prix du pétrole a eu pour effet de comprimer les écarts de prix selon les emplacements et la qualité du pétrole brut.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Le bénéfice ajusté a atteint 456 M$ (0,50 $ par action ordinaire) pour le deuxième trimestre de 2016, contre 505 M$ (0,60 $ par action ordinaire) pour la période correspondante de 2015. Le recul du bénéfice d'un trimestre à l'autre est commenté ci-dessus à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts. De plus, la baisse du bénéfice ajusté par action ordinaire a reflété l'augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation par suite de l'émission de 56,5 millions d'actions ordinaires, le 1er mars 2016. L'incidence des incendies de forêt sur le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action a été respectivement d'environ 26 M$ et 0,03 $.

Le bénéfice ajusté d'une période à l'autre a également été touché par les effets de la hausse de la charge d'intérêts et des impôts sur les bénéfices, et par la baisse du montant attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle.

La charge d'intérêts a été plus élevée en raison du relèvement de la dette pour financer la croissance d'actifs et de l'incidence du refinancement de la dette de construction par un financement par emprunt à long terme. Le montant de l'intérêt capitalisé a également diminué d'une période à l'autre en raison de la mise en service d'un certain nombre de projets. Les impôts sur les bénéfices ont augmenté au deuxième trimestre de 2016, en raison principalement de l'augmentation du bénéfice ajusté d'une période à l'autre.

Les participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le groupe du fonds (constitué d'Enbridge Income Fund, d'Enbridge Commercial Trust, d'Enbridge Income Partners LP et de ses filiales et satellites) ont subi un repli en raison principalement de la diminution, d'une période à l'autre, des apports des entreprises d'oléoducs du groupe du fonds au Canada à la suite des incendies de forêt survenus dans le nord-est de l'Alberta au deuxième trimestre de 2016.

BÉNÉFICE

Pour le deuxième trimestre de 2016, le bénéfice s'est chiffré à 301 M$ (0,33 $ par action ordinaire), contre un bénéfice de 577 M$ (perte de 0,68 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2015. Comme il est précisé ci-dessus aux rubriques Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts et Bénéfice ajusté, la comparabilité des résultats a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés à la rubrique Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR - BAII et bénéfice ajusté en page 10.

Par ailleurs, l'un des facteurs ayant influé sur la comparabilité du BAII d'une période à l'autre a été l'inscription d'une dépréciation de 176 M$ (103 M$ après impôts attribuables à Enbridge) liée à une participation de 75 % d'Enbridge dans Eddystone Rail, une installation de transbordement sur barges porte-wagons située dans la région du Grand Philadelphie, en Pennsylvanie, qui livre le pétrole brut léger non corrosif, notamment de Bakken, aux raffineries de la région de Philadelphie. En raison d'une baisse marquée des écarts de prix entre le pétrole brut de Bakken et le pétrole brut d'Afrique de l'Ouest/Brent et de la concurrence accrue dans la région, la demande de services d'Eddystone Rail a chuté considérablement, d'où la dépréciation de cette installation. La comparabilité du BAII d'une période à l'autre a également subi l'effet d'une charge au titre de la dépréciation de l'écart d'acquisition de 440 M$ (167 M$ après impôts attribuables à Enbridge) comptabilisée au deuxième trimestre de 2015 à l'égard des entreprises de gaz naturel et liquides de gaz naturel (« LGN ») d'EEP. La comparabilité du BAII d'une période à l'autre a également subi l'effet d'une charge de 21 M$ (12 M$ après impôts attribuables à Enbridge) au titre des coûts engagés pour remettre en service les pipelines et les installations connexes à la suite des incendies de forêt survenus dans le nord-est de l'Alberta au deuxième trimestre de 2016.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Les FTDLE se sont chiffrés à 868 M$ (0,95 $ par action ordinaire), pour le trimestre clos le 30 juin 2016, contre 808 M$ (0,96 $ par action ordinaire), pour le trimestre clos le 30 juin 2015. La croissance des FDTLE de la société a été solide d'un trimestre à l'autre, et ce, en raison des mêmes facteurs que ceux dont il est question plus haut à la rubrique BAII ajusté. De plus, la baisse des FTDLE par action ordinaire a reflété l'augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation par suite de l'émission de 56,5 millions d'actions ordinaires, le 1er mars 2016.

Les investissements de maintien ont diminué d'une période à l'autre puisque la hausse des dépenses au sein des secteurs Distribution de gaz et Gazoducs et traitement de la société a été plus que compensée par des investissements de maintien inférieurs dans le secteur Oléoducs, reflétant ainsi un déplacement du moment de l'activité de maintien au cours de l'exercice. Les investissements de maintien au sein de tous les secteurs d'exploitation devraient être supérieurs tout au long de 2016 alors que la société poursuit son programme d'investissements de maintien à l'appui de la sécurité et de la fiabilité de ses actifs.

L'augmentation de la charge d'intérêts, dont il a été question plus haut à la rubrique Bénéfice ajusté, a annulé en partie la hausse des FTDLE d'un trimestre à l'autre.

La hausse des FTDLE a aussi été annulée en partie par les distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le groupe du fonds. Les distributions ont été plus élevées au deuxième trimestre de 2016 qu'au deuxième trimestre de 2015, principalement en raison d'un plus grand actionnariat public et des distributions par part plus élevées dans EEP et dans le groupe du fonds.

Les FTDLE comprennent également les distributions en trésorerie provenant des placements en actions de la société. La quote-part de ces placements a augmenté d'un trimestre à l'autre; toutefois, les distributions en trésorerie sont restées stables. Les distributions en trésorerie se sont chiffrées à 182 M$ pour le trimestre clos le 30 juin 2016, contre 189 M$ pour le trimestre clos le 30 juin 2015.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 26 juillet 2016, le conseil d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants, tous payables le 1er septembre 2016 aux actionnaires inscrits le 15 août 2016.

Actions ordinaires 0,53000 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B 0,25000 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série L 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série N 0,25000 $
Actions privilégiées, série P 0,25000 $
Actions privilégiées, série R 0,25000 $
Actions privilégiées, série 1 0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3 0,25000 $
Actions privilégiées, série 5 0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7 0,27500 $
Actions privilégiées, série 9 0,27500 $
Actions privilégiées, série 11 0,27500 $
Actions privilégiées, série 13 0,27500 $
Actions privilégiées, série 15 0,27500 $

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge et ENF tiendront une conférence téléphonique conjointe le vendredi 29 juillet 2016 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du deuxième trimestre de 2016. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-866-215-5508 ou le 1-514-841-2157 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 42767653#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/hghgffou. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1-888-843-7419, ou le 1-630-652-3042 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 42767653#).

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

Enbridge est une société canadienne dont la raison d'être est d'alimenter la qualité de vie des Nord-Américains, ce qu'elle fait depuis plus de 65 ans. Chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord, Enbridge est inscrite à l'édition des sept dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Enbridge exploite le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde, qui traverse le Canada et les États-Unis. Elle est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'accroître sa présence dans le secteur du transport d'électricité. Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada, qui fournit ses services à une clientèle résidentielle, commerciale et industrielle en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. La société possède des participations dans des installations d'une capacité nette de production d'énergie renouvelable ou de remplacement d'environ 2 000 mégawatts et poursuit son expansion dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de près de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2016. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter le www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent une information ou des déclarations financières prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) prévu(e) par action; les FTDLE prévus ou les FTDLE par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les attentes quant à l'incidence des incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta, y compris sur le BAII ajusté, les FTDLE et les FTDLE par action; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et en chantier; les dépenses en immobilisations prévues; les prévisions de capitaux propres requis pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial de la société, le coût estimatif et l'incidence sur la performance financière de la société dans son ensemble du respect du règlement prévu par l'ordonnance sur consentement relativement à la canalisation 6B et à la canalisation 6A; les dividendes futurs estimatifs; les prévisions du bénéfice ajusté par action; les prévisions de FTDLE par action; les prévisions de croissance des dividendes par action; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière de l'offre; la politique de versement des dividendes et les attentes à ce titre.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; l'incidence des incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta; le coût du respect du règlement prévu par l'ordonnance sur consentement relativement à la canalisation 6B et à la canalisation 6A; l'incidence de la politique en matière de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'immobilisations; le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus ainsi que les FTDLE et les FTDLE par action futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base.
Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuel et futur de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le BAII prévu; le BAII ajusté; le bénéfice (la perte) et le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE et les montants connexes par action ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en chantier, y compris les dates estimatives de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet des prévisions du BAII ajusté et du bénéfice ajusté, des prévisions des FTDLE et des FTDLE par action, des prévisions de croissance des dividendes par action, du rendement de l'exploitation, de la politique en matière de dividendes, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales et des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande pour les marchandises et du règlement prévu par l'ordonnance sur consentement relativement à la canalisation 6B et à la canalisation 6A, notamment aux risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAII ajusté, au bénéfice (à la perte) ajusté(e) et aux FTDLE. Le BAII ajusté représente le BAII ajusté pour exclure des facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté(e) pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation inclus dans le BAII ajusté, ainsi que d'ajustements au titre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation relativement à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables sur une base consolidée. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché du rapport de gestion de la société.

Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

La direction est d'avis que la présentation d'informations sur le BAII ajusté, le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE fournit des renseignements utiles aux investisseurs et aux actionnaires puisqu'elle contribue à rehausser la transparence et donne un meilleur aperçu de la performance de la société. La direction se sert du BAII ajusté et du bénéfice (de la perte) ajusté(e) afin de fixer les objectifs de la société et d'évaluer le rendement de cette dernière. La direction a également recours aux FTDLE pour évaluer la performance de la société et pour déterminer le versement de dividendes ciblé. Le BAII ajusté, le BAII ajusté pour chacun des secteurs, le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux principes comptables généralement reconnus (« PCGR ») des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

Les tableaux ci-après présentent un rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

Trimestres clos
les 30 juin
Semestres clos
les 30 juin
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice avant intérêts et impôts 731 939 2 907 684
Éléments d'ajustement1 :
Variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés2 98 (366 ) (834 ) 1 042
Perte de valeur de l'écart d'acquisition - 440 - 440
Perte de valeur d'actifs et de participations 187 20 187 20
(Gains) pertes de change intersociétés non réalisées (5 ) 16 55 (55 )
Essais hydrostatiques - - (12 ) -
Ajustements de droits de rattrapage 48 (15 ) 115 (13 )
Coûts de redémarrage des pipelines et installations en raison des incendies dans le nord-est de l'Alberta 21 - 21 -
Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance 1 8 16 (4 )
Températures supérieures (inférieures) à la normale (9 ) 8 8 (37 )
Coûts de séparation versés aux salariés et de restructuration 8 - 8 -
Gain à la vente d'actifs non essentiels - (28 ) - (28 )
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 3 18 3 21
Autres 6 9 (11 ) 10
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 089 1 049 2 463 2 080
Charge d'intérêts (369 ) (284 ) (781 ) (535 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices (10 ) (232 ) (427 ) 53
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 20 224 (41 ) 134
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (70 ) (144 ) (142 )
Éléments d'ajustement en ce qui concerne3 :
Charge d'intérêts 6 (7 ) 24 (49 )
Impôts sur les bénéfices (121 ) 132 120 (267 )
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables (88 ) (307 ) (95 ) (301 )
Bénéfice ajusté 456 505 1 119 973
1 Le tableau ci-dessus présente les éléments d'ajustement en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces éléments d'ajustement pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur dans le rapport de gestion.
2 Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.
3 Ces ajustements ont fait l'objet d'ajustements pour tenir compte des facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation énumérés sous les éléments d'ajustement ci-dessus. Les impôts sur les bénéfices tiennent compte aussi d'un ajustement hors période de 71 M$constaté au premier trimestre de 2015 en raison d'une surévaluation de la charge fiscale reportée en 2013 et 2014.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII AJUSTÉ ET FTDLE

Pour faciliter la compréhension de la relation entre le BAII ajusté et les FTDLE, le tableau qui suit présente un rapprochement de ces deux mesures non conformes aux PCGR clés.

Trimestres clos
les 30 juin
Semestres clos
les 30 juin
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 089 1 049 2 463 2 080
Amortissement1 555 485 1 114 959
Investissements de maintien2 (144 ) (164 ) (295 ) (316 )
1 500 1 370 3 282 2 723
Charge d'intérêts3 (363 ) (291 ) (757 ) (584 )
Impôts sur les bénéfices exigibles3 (34 ) (50 ) (81 ) (76 )
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (71 ) (144 ) (142 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (178 ) (166 ) (362 ) (324 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (53 ) (26 ) (95 ) (53 )
Distributions en trésorerie supérieures par rapport à la quote-part du bénéfice des satellites3 43 80 21 126
Autres ajustements hors trésorerie 24 (38 ) 118 (60 )
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») 868 808 1 982 1 610
1 Amortissement :
Oléoducs 336 287 682 567
Distribution de gaz 84 80 164 157
Gazoducs et traitement 75 68 149 133
Énergie verte et transport 47 46 95 92
Services énergétiques 1 - 1 -
Éliminations et divers 12 4 23 10
555 485 1 114 959
2 Investissements de maintien :
Oléoducs (28 ) (78 ) (72 ) (140 )
Distribution de gaz (84 ) (51 ) (166 ) (114 )
Gazoducs et traitement (12 ) (8 ) (23 ) (15 )
Énergie verte et transport (1 ) - (1 ) -
Éliminations et divers (19 ) (27 ) (33 ) (47 )
(144 ) (164 ) (295 ) (316 )
3 Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FTDLE

Le tableau qui suit présente un rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (mesure conforme aux PCGR) et des FTDLE.

Trimestres clos
les 30 juin
Semestres clos
les 30 juin
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation - activités poursuivies 1 370 1 361 3 231 2 882
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 (87 ) (105 ) (209 ) (252 )
1 283 1 256 3 022 2 630
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (178 ) (166 ) (362 ) (324 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (53 ) (26 ) (95 ) (53 )
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (71 ) (144 ) (142 )
Investissements de maintien2 (144 ) (164 ) (295 ) (316 )
Éléments d'ajustement importants :
Normalisation météorologique (7 ) 6 6 (27 )
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 3 5 3 7
Provision pour réévaluation des stocks réalisée3 (15 ) (32 ) (283 ) (165 )
Coûts de séparation versés aux salariés et de restructuration 8 - 8 -
Autres éléments 42 - 122 -
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») 868 808 1 982 1 610
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,95 0,96 2,21 1,91
1 Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements.
2 Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (exclusion faite du remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTDLE, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits d'exploitation ou les fonctions de service des biens existants.
3 La provision pour réévaluation des stocks réalisée est liée à des pertes à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels il existe un gain compensatoire d'un montant semblable réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE.

POINTS SAILLANTS

Trimestres clos
les 30 juin
Semestres clos
les 30 juin
2016 2015 2016 2015
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 643 1 097 2 255 952
Distribution de gaz 83 78 322 317
Gazoducs et traitement 19 (411 ) 80 (375 )
Énergie verte et transport 41 43 90 102
Services énergétiques (7 ) 67 (13 ) 64
Éliminations et divers (48 ) 65 173 (376 )
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 731 939 2 907 684
Charge d'intérêts (369 ) (284 ) (781 ) (535 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices (10 ) (232 ) (427 ) 53
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 20 224 (41 ) 134
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (70 ) (144 ) (142 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 301 577 1 514 194
Résultat par action ordinaire 0,33 0,68 1,69 0,23
Résultat dilué par action ordinaire 0,33 0,67 1,67 0,23
Bénéfice ajusté
Oléoducs 922 809 2 006 1 540
Distribution de gaz 73 96 313 294
Gazoducs et traitement 90 74 177 164
Énergie verte et transport 40 43 88 100
Services énergétiques 47 78 48 106
Éliminations et divers (83 ) (51 ) (169 ) (124 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts1 1 089 1 049 2 463 2 080
Charges d'intérêts2 (363 ) (291 ) (757 ) (584 )
Impôts sur les bénéfices2 (131 ) (100 ) (307 ) (214 )
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables2 (68 ) (83 ) (136 ) (167 )
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (70 ) (144 ) (142 )
Bénéfice ajusté1 456 505 1 119 973
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,50 0,60 1,25 1,15
Données sur les flux de trésorerie
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation 1 370 1 361 3 231 2 882
Sorties de trésorerie liées aux activités d'investissement (2 080 ) (2 036 ) (3 932 ) (3 913 )
Rentrées de trésorerie liées aux activités de financement 230 686 981 911
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation3
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 868 808 1 982 1 610
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,95 0,96 2,21 1,91
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 492 399 952 795
Dividendes payés par action ordinaire 0,53 0,465 1,06 0,930
Actions en circulation(en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 917 846 897 843
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 925 858 904 856
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada4 2 242 2 073 2 392 2 141
Réseau de Lakehead5 2 440 2 208 2 588 2 269
Réseau régional des sables bitumineux6 616 799 752 810
Gazoducs - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Alliance Pipeline Canada 1 559 1 500 1 587 1 567
Alliance Pipeline US 1 698 1 662 1 724 1 726
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 78 68 251 285
Nombre de clients actifs (en milliers)7 2 133 2 099 2 133 2 099
Degrés-jours de chauffage8
Chiffres réels 546 429 2 255 2 661
Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 478 466 2 309 2 250
1 Le BAII ajusté, le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR - se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR.
2 Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
3 Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR.
4 Le débit du réseau principal au Canada représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
5 Le débit du réseau de Lakehead représente les livraisons du réseau principal dans le Midwest américain et l'est du Canada.
6 Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline de Waupisoo et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
7 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
8 Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

Renseignements

  • Enbridge Inc. - Médias
    Graham White
    (403) 508-6563 ou sans frais : (888) 992-0997
    Courriel : graham.white@enbridge.com

    Enbridge Inc. - Relations avec les investisseurs
    Adam McKnight
    (403) 266-7922 ou sans frais : (800) 481-2804
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