Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

17 févr. 2017 07h02 HE

Enbridge Inc. annonce ses résultats du quatrième trimestre de 2016

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 17 fév. 2017) -

POINTS SAILLANTS DU QUATRIÈME TRIMESTRE

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

  • Bénéfice de 365 M$ au quatrième trimestre et de 1 776 M$ pour l'exercice complet, soit respectivement 0,39 $ et 1,95 $ par action ordinaire; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
  • Bénéfice ajusté de 522 M$ au quatrième trimestre et de 2 078 M$ pour l'exercice complet, soit respectivement 0,56 $ et 2,28 $ par action ordinaire
  • Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts (« BAII ») de 1 198 M$ au quatrième trimestre et de 4 662 M$ pour l'exercice complet
  • Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») de 879 M$ ou 0,95 $ par action ordinaire au quatrième trimestre et de 3 713 M$ ou 4,08 $ par action ordinaire pour l'exercice complet
  • Vote en très grande majorité des actionnaires d'Enbridge et de Spectra Energy Corp (« Spectra Energy ») en faveur de la fusion des deux sociétés, qui créera la plus importante société d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord; l'opération demeure assujettie à certaines approbations réglementaires
  • Nomination des membres de la haute direction avec prise d'effet à la clôture de l'opération de fusion
  • Poursuite par Enbridge de l'exécution réussie de son programme de dépenses en immobilisations de croissance, avec la mise en service de projets d'une valeur de 2 G$ en 2016
  • Approbation, en novembre 2016, du programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada par le gouvernement du Canada
  • Mise en service du projet éolien New Creek et du projet de doublement du pipeline Athabasca en décembre et en janvier, respectivement
  • En décembre 2016, adoption par le gouvernement du Nouveau-Brunswick d'une loi pour reconduire l'accord de franchise d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Inc. (« EGNB ») pour une période renouvelable de 25 ans et approbation d'un mécanisme de recouvrement réglementaire visant une charge reportée de 145 M$ antérieurement amortie par EGNB après une décision réglementaire en 2012
  • Annonce par Enbridge, en janvier 2017, de la privatisation de Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP ») et d'activités de financement conjoint supplémentaires avec Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »)
  • Mobilisation par la société, au cours du quatrième trimestre de 2016, de plus de 3,7 G$ de nouveaux capitaux à long terme et poursuite de l'exécution de son plan de monétisation d'actifs de 2 G$ avec la conclusion de la vente des actifs de la région du sud des Prairies pour un produit de 1,08 G$ et des ententes visant la vente d'environ 0,6 G$ en divers autres actifs et investissements non essentiels
  • Déclaration par Enbridge, le 5 janvier 2017, d'un dividende trimestriel de 0,583 $ par action ordinaire, payable le 1er mars 2017, soit une majoration de 10 % du dividende trimestriel précédent
  • Le 15 février 2017, annonce par Enbridge de la réalisation de l'acquisition d'une participation dans le réseau pipelinier Bakken
  • Acquisition par Enbridge, en février 2017, d'une participation effective de 50 % dans le projet éolien extracôtier de 497 mégawatts (« MW ») Hohe See, en Allemagne; investissement approximatif total de la société de 1,7 G$ à l'achèvement de la construction en 2019; réunion des capitaux propres requis pour financer l'investissement au moyen des activités de financement entreprises par la société au quatrième trimestre

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un BAII ajusté de respectivement 1 198 M$ et 4 662 M$ au quatrième trimestre et pour l'exercice 2016. Les FTDLE se sont établis à 879 M$, ou 0,95 $ par action ordinaire, au quatrième trimestre de 2016, et à 3 713 M$, ou 4,08 $ par action ordinaire, pour l'exercice complet. Le BAII ajusté et les FTDLE par action pour l'exercice complet se sont accrus respectivement de 12 % et de 10 % par rapport à l'exercice complet correspondant.

« Les résultats du quatrième trimestre ont contribué à la croissance soutenue du BAII ajusté et des flux de trésorerie pour l'exercice 2016 complet, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. Nous sommes satisfaits de la performance du réseau principal au Canada, qui s'est nettement redressée après l'incidence des incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta au deuxième trimestre. Le réseau principal a livré en moyenne 2,5 millions de barils par jour hors Gretna au quatrième trimestre et a enregistré en décembre un record de livraisons de 2,6 millions de barils par jour. Malgré l'incidence des incendies de forêt et une émission d'actions plus importante et précoce que prévu au premier trimestre, nos résultats ont une fois de plus été conformes aux prévisions de BAII ajusté et de FTDLE annoncées en début d'exercice. Nous avons réalisé les économies de coûts escomptées, ce qui a également contribué à la solidité de nos résultats et nous donnera un avantage concurrentiel encore plus grand à l'avenir. »

« Nous avons aussi poursuivi l'exécution de notre programme de dépenses en immobilisations de croissance et clairement fait progresser notre stratégie visant à diversifier nos plateformes de croissance par l'annonce de la fusion avec Spectra Energy qui transformera la société. Elle fera d'Enbridge la plus importante société d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord, accroîtra considérablement sa présence dans le secteur du gaz naturel et diversifiera ses occasions de croissance interne, tout en maintenant sa proposition de valeur à faible risque faite aux investisseurs », a précisé M. Monaco.

Enbridge a annoncé la fusion avec Spectra Energy (l'« opération de fusion ») en septembre 2016. L'opération de fusion regroupera les meilleurs actifs de liquides et de gaz naturel qui soient en Amérique du Nord. La société ainsi créée détiendra un portefeuille de projets de croissance garantis sur le plan commercial totalisant 26 G$ jusqu'en 2019 ainsi qu'un portefeuille de projets de développement à risque pondéré de 48 G$ qui, cumulés aux entreprises existantes, devraient générer une solide croissance visible et stable du dividende de 10 % à 12 % par année jusqu'en 2024, tout en permettant de maintenir un ratio des dividendes conservateur de 50 % à 60 % des FTDLE.

L'opération de fusion a été autorisée par l'Office des transports du Canada, le comité des investissements étrangers des États-Unis et la Federal Trade Commission des États-Unis. En outre, la Commission de l'énergie de l'Ontario s'est dite d'avis que l'opération n'exigeait pas son approbation.

« Le processus d'approbations réglementaires avance bien depuis l'annonce, et nous prévoyons toujours clore l'opération au premier trimestre de 2017, a indiqué M. Monaco. En décembre, les actionnaires des deux sociétés ont voté massivement en faveur de l'opération de fusion et leur rétroaction s'est avérée fort positive. Nous avons également travaillé assidûment avec les organismes de réglementation et obtenu presque toutes les approbations requises. Nous planifions, de concert avec Spectra Energy, la clôture de l'opération et l'intégration efficace de nos sociétés, et je suis satisfait des progrès accomplis ensemble à cet égard. Notre équipe conjointe de planification de l'intégration a fait un excellent travail de préparation pour que, dès la clôture de l'opération, la nouvelle entité soit exploitée comme une seule société, dotée d'une seule vision pour l'avenir. »

À la clôture de l'opération de fusion, les nominations suivantes des membres de la haute direction, qui relèvent de M. Monaco, prendront effet :

  • Guy Jarvis, vice-président directeur et président, Oléoducs
  • Bill Yardley, vice-président directeur et président, Distribution de gaz et secteur intermédiaire
  • John Whelen, vice-président directeur et chef des finances
  • Vern Yu, vice-président directeur et chef du développement
  • Bob Rooney, vice-président directeur et chef du contentieux
  • Cynthia Hansen, vice-présidente directrice, Installations énergétiques et services
  • Karen Radford, vice-présidente directrice et chef de la transformation
  • Byron Neiles, vice-président directeur, Services généraux

« Je suis heureux d'annoncer aujourd'hui les nominations de membres de la haute direction. L'équipe de direction est composée de leaders confirmés et hautement compétents, bien placés pour exécuter nos stratégies avec succès et réaliser la valeur actionnariale de la nouvelle société regroupée », a affirmé M. Monaco.

En janvier 2017, Enbridge a annoncé une majoration de son dividende trimestriel sur les actions ordinaires pour le porter à 0,583 $. Il s'agit de la vingt-deuxième année consécutive que la société majore son dividende. Enbridge prévoit majorer encore le dividende trimestriel sur ses actions ordinaires à la clôture de l'opération de fusion d'un montant suffisant pour porter l'augmentation globale du dividende trimestriel à environ 15 % de plus que le taux de 2016.

D'ajouter M. Monaco : « La croissance de 10 % du dividende reflète la vigueur de nos entreprises de base ainsi que l'incidence des projets d'investissement de croissance de 2 G$ mis en service en 2016 et de 6 G$ supplémentaires de projets d'investissement de croissance d'Enbridge devant être mis en service en 2017. La croissance soutenue et fiable du dividende est au cœur de notre proposition de valeur aux actionnaires, et s'appuie directement sur notre modèle d'entreprise à faible risque, efficace quelles que soient les conditions du marché. La fusion avec Spectra Energy nous permettra de majorer encore davantage le dividende en 2017, après la clôture de l'opération et, qui plus est, devrait entraîner une croissance du dividende de l'ordre de 10 % à 12 % par année jusqu'en 2024. »

Pendant l'exercice 2016, la société a mis en service des projets d'une valeur de 2 G$, dont le projet de la région du Grand Toronto, qui accroît la capacité du réseau de gaz naturel et améliore la fiabilité d'acheminement aux clients des services publics de la région du Grand Toronto; le projet d'accroissement de capacité de la canalisation 6B; et récemment, le projet éolien New Creek mis en service en décembre. Le projet de doublement du pipeline Athabasca, soit le doublement du tronçon sud du pipeline Athabasca avec un pipeline d'un diamètre de 36 pouces de Kirby Lake au carrefour de pétrole brut de Hardisty, en Alberta, a été mis en service en janvier 2017.

Le 15 février 2017, EEP a réalisé l'opération annoncée antérieurement et visant l'acquisition d'une participation effective de 27,6% dans le réseau pipeliner Bakken en contrepartie de 1,5 G$ US. Le réseau pipelinier Bakken comprend les projets de pipeline Dakato Access et d'oléoduc Energy Transfer, qui seront tous deux exploités par Energy Transfer Partners, L.P. et relira la formation prolifique de Bakken, dans le Dakota du Nord, au district PADD II de l'est et à la côte américaine du golfe du Mexique.

« Nos projets de croissance garantis sur le plan commercial ont bien progressé en 2016 : six grands projets ont été mis en service et ont accru notre présence dans un certain nombre de secteurs, a fait remarquer M. Monaco. En 2017, nous prévoyons investir une somme supplémentaire de 6 G$ pour mettre en service des projets de croissance interne, soit le projet d'optimisation du réseau régional des sables bitumineux, le projet de pipeline Norlite et le réseau pipelinier Bakken, qui devraient tous contribuer à accroître les flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation. »

En novembre 2016, le gouvernement du Canada a approuvé le remplacement des derniers tronçons du programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada. Il s'agit d'une étape importante pour ce projet de maintenance essentiel qui assurera la livraison sécuritaire et fiable des ressources énergétiques canadiennes aux marchés. La mise en service du projet est prévue pour 2019, sous réserve des approbations réglementaires de la Minnesota Public Utilities Commission (« MNPUC »).

Le 17 février 2017, la société a annoncé l'acquisition d'une participation effective de 50 % dans la société en commandite détenant le projet éolien extracôtier Hohe See de 497 MW. Pour construire et exploiter le projet, dont la mise en service est prévue en 2019, Enbridge aura pour partenaire EnBW, une société de services publics allemande détenue par l'État. Le projet sera situé dans la mer du Nord, à 98 kilomètres (61 milles) de la côte de l'Allemagne. Il sera construit aux termes de contrats d'ingénierie, d'approvisionnement, de construction et d'installation à prix fixe, conclus avec des fournisseurs clés. Ce projet est appuyé par un mécanisme de soutien des produits prévu par une loi gouvernementale d'une durée de 20 ans. L'investissement total d'Enbridge jusqu'à l'achèvement et la mise en service en 2019 devrait être d'environ 1,7 G$ (1,07 GEUR), y compris les dépenses prévues de 0,6 G$ (0,44 GEUR) en 2017.

« Ce projet présente une occasion intéressante pour Enbridge de concrétiser l'une de ses priorités, soit d'assurer sa croissance au-delà de 2019, et il met en lumière sa capacité d'exécuter les 48 G$ de projets en développement présentés parallèlement à l'annonce de la fusion avec Spectra Energy. Ces projets appuieront la croissance du dividende de 10 % à 12 % par année jusqu'en 2024 », a expliqué M. Monaco.

En outre, le gouvernement du Canada a enjoint à l'Office national de l'énergie (l'« Office ») de rejeter la demande de la société concernant le projet Northern Gateway (« Northern Gateway ») et les certificats ont été annulés. La société a évalué cette décision conjointement avec les expéditeurs potentiels et les collectivités faisant partie du partenariat appelé « Aboriginal Equity Partners », et a conclu que le projet ne pouvait pas aller de l'avant tel qu'il était envisagé. L'activité du projet est limitée à la liquidation, tandis que sont évaluées les éventuelles options de préservation de la valeur. Enbridge a constaté une perte de valeur de 373 M$ (272 M$ après impôts) au quatrième trimestre de 2016.

En décembre, le gouvernement du Nouveau-Brunswick a adopté une loi pour reconduire l'accord de franchise d'EGNB pour une période renouvelable de 25 ans et redonner les pleins pouvoirs de réglementation à la Commission de l'énergie et des services publics du Nouveau-Brunswick. Le gouvernement a aussi approuvé un mécanisme de recouvrement réglementaire visant des coûts reportés de 145 M$ à compter de 2020 au plus tard. Ces coûts cumulés avaient antérieurement été amortis après une décision réglementaire de la Commission de l'énergie et des services publics du Nouveau-Brunswick en 2012, mais ils seront désormais constatés dans les résultats d'exercices ultérieurs.

En janvier 2017, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une convention de fusion, par l'intermédiaire d'une filiale en propriété exclusive, selon laquelle elle transformerait MEP en société à capital fermé en se portant acquéreur de la totalité des parts ordinaires de MEP. La contrepartie totale payée par Enbridge pour ces parts sera d'environ 170 M$ US, et la clôture de l'opération est prévue au deuxième trimestre de 2017. De plus, conformément à l'examen stratégique d'EEP en cours, d'autres activités de financement conjoint avec EEP ont été annoncées. En particulier, Enbridge et EEP ont conclu une entente visant le financement conjoint du programme de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis (« programme L3R aux États-Unis »), dans le cadre duquel Enbridge et EEP financeront respectivement 99 % et 1 % des coûts de conception et de construction. Enbridge a remboursé à EEP des dépenses en immobilisations d'environ 450 M$ US déjà consacrées au projet et financera 99 % des dépenses pendant la construction. EEP conservera l'option d'acquérir jusqu'à 40 % de la valeur comptable du programme LR3 aux États-Unis, après l'achèvement et la mise en service du projet. EEP a aussi utilisé une partie du produit remboursé par Enbridge conformément à l'accord de financement conjoint du programme LR3 aux États-Unis pour acquérir, au coût d'environ 360 M$ US, une participation supplémentaire de 15 % dans le programme d'accès vers l'est, générateur de flux de trésorerie. L'examen stratégique d'EEP est en cours, et les mesures qui en découleront, le cas échéant, seront annoncées au début du deuxième trimestre de 2017. Les mesures envisagées ne devraient pas avoir d'incidence importante sur les prévisions financières déjà publiées par Enbridge.

Au cours du quatrième trimestre, Enbridge a consolidé ses liquidités et sa souplesse financière en émettant des actions privilégiées de 750 M$ et des instruments financiers hybrides de 750 M$ US, en plus d'émettre pour environ 1,5 G$ US de titres de créance à moyen terme. L'émission d'actions privilégiées et d'instruments financiers hybrides sous forme d'actions représente un financement équivalent à environ 900 M$ d'actions ordinaires, ce qui soutient le bilan et répond aux besoins de financement par actions de la société pour le réseau pipelinier Bakken, le projet éolien extracôtier Hohe See et aux mesures prises à ce jour en ce qui a trait aux placements à titre de promoteur aux États-Unis.

Parallèlement à l'annonce de l'opération de fusion, la société a annoncé son plan de monétisation d'actifs d'une valeur de 2 G$, afin de se donner une plus grande souplesse financière au cours des 12 prochains mois. En décembre, une entité affiliée d'Enbridge Income Fund (le « fonds ») a vendu ses actifs de la région du sud des Prairies pour un produit au comptant de 1,08 G$. Également pendant le quatrième trimestre, la société a conclu des ententes visant la vente d'environ 0,6 G$ en divers autres actifs et investissements non essentiels, dont elle prévoit que le produit total sera réalisé avant la fin du premier trimestre de 2017.

« Nous poursuivons l'exécution de nos plans de financement et avons mobilisé un montant important de capitaux rentables par différents moyens depuis la fin du dernier trimestre, a conclu M. Monaco. Nous continuons à évaluer la vente d'actifs et nous sommes sur la bonne voie pour atteindre notre cible de 2 G$. Ces mesures ont renforcé notre bilan, et nous sommes bien placés pour entreprendre le processus de fusion. »

APERÇU DU RENDEMENT - QUATRIÈME TRIMESTRE ET EXERCICE 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.

POINTS SAILLANTS DU QUATRIÈME TRIMESTRE

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 1 389 675 3 557 1 806
Distribution de gaz 150 111 492 455
Gazoducs et traitement 24 69 171 (229 )
Énergie verte et transport 30 50 154 177
Services énergétiques (147 ) 92 (185 ) 325
Éliminations et divers (219 ) (156 ) (148 ) (899 )
Bénéfice avant intérêts et impôts 1 227 841 4 041 1 635
Charge d'intérêts (412 ) (371 ) (1 590 ) (1 624 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices 32 (94 ) (142 ) (170 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (406 ) 76 (240 ) 410
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 365 378 1 776 (37 )
Résultat par action ordinaire 0,39 0,44 1,95 (0,04 )
Résultat dilué par action ordinaire 0,39 0,44 1,93 (0,04 )
Bénéfice ajusté
Oléoducs 1 011 949 3 958 3 384
Distribution de gaz 150 128 494 446
Gazoducs et traitement 95 88 366 336
Énergie verte et transport 43 49 165 175
Services énergétiques (5 ) (22 ) 28 61
Éliminations et divers (96 ) (74 ) (349 ) (246 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts1 1 198 1 118 4 662 4 156
Charge d'intérêts2 (403 ) (372 ) (1 545 ) (1 273 )
Impôts sur les bénéfices2 (136 ) (130 ) (520 ) (486 )
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables2 (61 ) (48 ) (226 ) (243 )
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Bénéfice ajusté1 522 494 2 078 1 866
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,56 0,58 2,28 2,20
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 1 058 772 5 211 4 571
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement 8 (2 262 ) (5 192 ) (7 933 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 1 1 457 1 102 2 973
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation3
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 879 876 3 713 3 154
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,95 1,03 4,08 3,72
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 497 401 1 945 1 596
Dividendes versés par action ordinaire 0,530 0,465 2,12 1,86
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 927 853 911 847
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation4 935 860 918 847
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada5 2 481 2 243 2 405 2 185
Réseau de Lakehead6 2 624 2 388 2 574 2 315
Réseau régional des sables bitumineux7 1 197 996 1 032 1 004
Gazoducs - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Alliance Pipeline Canada 1 429 1 481 1 532 1 488
Alliance Pipeline US 1 541 1 642 1 668 1 645
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 119 117 414 437
Nombre de clients actifs (en milliers)8 2 158 2 129 2 158 2 129
Degrés-jours de chauffage
Chiffres réels9 1 129 1 007 3 412 3 710
Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 1 243 1 222 3 617 3 536
1 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 - Voir 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 nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation exclut 11 millions d'options sur actions pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, étant donné leur effet antidilutif lié à la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires pour la période.
5 Le débit du réseau principal au Canada, présenté en milliers de barils par jour, 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.
6 Le débit du réseau de Lakehead représente les livraisons du réseau principal dans le Midwest américain et l'est du Canada.
7 Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline Waupisoo, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
8 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
9 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.

BAII

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, le BAII s'est établi à 4 041 M$, contre 1 635 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2015. Le BAII s'est établi à 1 227 M$ au quatrième trimestre de 2016, par rapport à 841 M$ au quatrième trimestre de 2015.

Comme il est précisé ci-après à la rubrique BAII ajusté, la société a continué d'enregistrer une forte croissance du bénéfice d'un exercice à l'autre dans la plupart de ses secteurs d'activité. Cette croissance a été annulée en partie, au deuxième trimestre de 2016, par les incidences des incendies de forêt d'une intensité extrême dans le nord-est de l'Alberta. L'incidence positive de cette croissance et la comparabilité du bénéfice de la société subissent l'effet de plusieurs facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés dans les tableaux sur le rapprochement des mesures non conformes aux PCGR et comprennent les éléments importants qui suivent :

  • La société dispose d'un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt et de change et au risque lié aux prix des marchandises qui se traduisent par des bénéfices à court terme volatils. À long terme, Enbridge estime que son programme de couverture soutiendra la croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes sur laquelle repose sa proposition de valeur aux investisseurs. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, le BAII de la société tient compte de gains non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés de 543 M$ comparativement à une perte de 2 017 M$ à ce titre au cours de la période correspondante de 2015.

  • Le BAII de 2016 tient compte d'un gain de 850 M$ (gain de 520 M$ après impôts attribuable à Enbridge) dans le secteur Oléoducs par suite de la cession des actifs de la région du sud des Prairies en décembre 2016.

  • Certaines charges pour perte de valeur du secteur Oléoducs ont également réduit le BAII de la société en 2016. Au quatrième trimestre de 2016, le gouvernement du Canada a enjoint à l'Office de rejeter la demande de la société concernant Northern Gateway, et les certificats de commodité et de nécessité publiques sous l'autorité de l'Office ont été annulés. La société a évalué cette décision conjointement avec les expéditeurs potentiels et les collectivités faisant partie du partenariat appelé « Aboriginal Equity Partners », et a conclu que le projet ne pouvait pas aller de l'avant tel qu'il était envisagé. Compte tenu du montant qu'elle aurait reçu des expéditeurs éventuels qui auraient utilisé l'oléoduc Northern Gateway, la société a comptabilisé une perte de valeur de 373 M$ (272 M$ après impôts) au quatrième trimestre de 2016.

  • En septembre 2016, EEP a annoncé qu'elle avait demandé le retrait des demandes d'approbation réglementaire associées au projet Sandpiper qui étaient en instance auprès de la MNPUC. En relation avec cette annonce et d'autres facteurs, la charge pour perte de valeur totale se rapportant à Sandpiper constatée au cours de l'exercice, y compris les coûts associés au projet de 12 M$, s'est établie à 1 004 M$. De ce montant, une tranche de 875 M$ est attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle d'EEP et de Marathon Petroleum Corporation, partenaire d'EEP dans le projet Sandpiper (charge de 81 M$ après impôts, aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge).

  • Au deuxième trimestre de 2016, une charge pour perte de valeur de 176 M$ (charge de 103 M$ après impôts attribuable à Enbridge) a été comptabilisée en ce qui a trait à la participation de 75 % d'Enbridge dans la coentreprise Eddystone Rail, qui regroupe des installations de transbordement rail-barge situées dans la région du grand Philadelphie, en Pennsylvanie, fournissant du pétrole brut léger non sulfuré de Bakken et d'autres gisements aux raffineries de la région de Philadelphie. En raison de la forte baisse de l'écart de prix entre le pétrole brut de Bakken et le pétrole d'Afrique de l'Ouest/Brent et de la concurrence accrue dans la région, la demande pour les services d'Eddystone Rail a chuté dramatiquement, ce qui a entraîné une perte de valeur de ces installations.

  • De plus, le BAII de 2015 tient compte d'une charge pour perte de valeur de l'écart d'acquisition de 440 M$ (charge de 167 M$ après impôts attribuable à Enbridge) liée aux entreprises de gaz naturel et de LGN d'EEP et comptabilisée au deuxième trimestre de 2015. Le déclin prolongé des prix des marchandises a entraîné la baisse du nombre des programmes de forage prévus par les producteurs et influé négativement sur les volumes prévus pour les réseaux de pipelines et de traitement de gaz naturel et de LGN d'EEP, que cette dernière détient directement et indirectement par l'intermédiaire de sa filiale en propriété non exclusive, MEP.

BÉNÉFICE (PERTE) ATTRIBUABLE AUX PORTEURS D'ACTIONS ORDINAIRES

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 1 776 M$ (1,95 $ par action ordinaire), contre une perte de 37 M$ (0,04 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2015. Pour le trimestre clos le 31 décembre 2016, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est chiffré à 365 M$ (0,39 $ par action ordinaire), contre 378 M$ (0,44 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 décembre 2015.

Outre les facteurs évoqués aux rubriques BAII ci-dessus, BAII ajusté et Bénéfice ajusté ci-après, la comparabilité du bénéfice (de la perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'un trimestre et d'un exercice à l'autre a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation résumés et décrits à la rubrique Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR - BAII et bénéfice ajusté en page 15.

BAII AJUSTÉ

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, le BAII ajusté s'est établi à 4 662 M$, contre 4 156 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2015. Au quatrième trimestre clos le 31 décembre 2016, le BAII ajusté s'est chiffré à 1 198 M$, en hausse de 80 M$ par rapport à la période correspondante de 2015.

La croissance du BAII ajusté consolidé d'un exercice à l'autre provient en grande partie de l'apport accru du secteur Oléoducs, qui a tiré profit d'un certain nombre de nouveaux actifs mis en service en 2015, les plus importants étant l'agrandissement du réseau principal de la société au troisième trimestre de 2015, ainsi que l'inversion et l'accroissement de capacité de la canalisation 9B et le parachèvement du 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. La société a continué d'inscrire une croissance du débit sur le réseau principal au Canada, le réseau de Lakehead et le réseau régional des sables bitumineux, surtout en raison de la forte augmentation de la production des sables bitumineux dans l'Ouest canadien que permettent les projets de prolongement des pipelines dont la construction vient d'être terminée. Toutefois, au deuxième trimestre de 2016, l'effet positif de l'augmentation de production et de l'accroissement du débit des oléoducs a été annulé en partie par l'incidence des incendies de forêt d'une intensité extrême dans le nord-est de l'Alberta qui ont entraîné la fermeture temporaire de certains pipelines en amont et des terminaux de la société et, par ricochet, une interruption de service sur le réseau régional des sables bitumineux d'Enbridge, ce qui s'est répercuté sur les pipelines et les terminaux en aval d'Enbridge, y compris le réseau principal au Canada et le réseau de Lakehead. La diminution des livraisons sur les réseaux a eu une incidence négative estimative d'environ 74 M$ sur le BAII ajusté de la société en 2016. La croissance du BAII ajusté du réseau principal au Canada a également été annulée en partie par la baisse des droits repères résiduels moyens du tarif international conjoint (« TIC ») en date du 1er avril 2016 et par la diminution du taux de change des couvertures utilisé pour convertir en dollars canadiens les produits du réseau principal au Canada libellés en dollars américains.

En 2016, la société a également tiré profit de l'apport accru au BAII ajusté fourni par les réseaux du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis, apport attribuable à la hausse des produits tirés du transport découlant essentiellement de l'augmentation des volumes d'achats fermes dans le pipeline Flanagan Sud. Le BAII ajusté attribuable aux pipelines d'amenée et autres tient compte des bénéfices tirés du prolongement de l'accès vers le sud sur un exercice complet.

Ces tendances positives du BAII ajusté consolidé ont été contrebalancées en partie par la performance du tronçon américain du réseau Bakken dont le BAII ajusté a diminué surtout en raison de la baisse de la surcharge sur les droits qui est révisée annuellement et de la réduction des produits tirés du transport par chemin de fer, les contrats des installations ferroviaires Berthold d'EEP étant venus à échéance.

Plusieurs des tendances annuelles dont il est question ci-dessus ont également contribué à la croissance du BAII ajusté du secteur Oléoducs au quatrième trimestre de 2016, comparativement au quatrième trimestre de 2015. Toutefois, en raison de la diminution des droits repères résiduels moyens du TIC qu'utilise le réseau principal au Canada et de la baisse des couvertures de taux de change pour les droits perçus en dollars américains, le BAII ajusté du réseau principal au Canada a diminué au quatrième trimestre de 2016 par rapport au quatrième trimestre de 2015. Le BAII ajusté du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique a également été réduit au quatrième trimestre de 2016 par rapport au trimestre correspondant de 2015, par suite de la baisse de la demande de service sur le pipeline Spearhead d'un exercice à l'autre.

Dans le secteur Distribution de gaz, EGD, qui exerce ses activités aux termes d'un plan quinquennal de tarifs incitatifs personnalisés approuvé en 2014, a dégagé un BAII ajusté accru en 2016 par suite de l'augmentation des charges de distribution découlant de la hausse du tarif de base d'EGD.

Le secteur Gazoducs et traitement a bénéficié de l'efficacité opérationnelle d'Alliance Pipeline. L'oléoduc Heidelberg d'Enbridge Offshore Pipelines, mis en service en janvier 2016, et les usines à gaz Tupper Main et Tupper West du secteur intermédiaire au Canada, acquises le 1er avril 2016, ont contribué à la hausse du BAII ajusté du secteur Gazoducs et traitement d'un exercice à l'autre. Les effets positifs ont toutefois été annulés en partie par l'incidence de la diminution des volumes dans les installations du secteur intermédiaire aux États-Unis en raison de la baisse des activités de forage des producteurs.

Le BAII ajusté du secteur Énergie verte et transport a diminué d'un exercice à l'autre par suite des interruptions subies dans certaines centrales éoliennes de l'est du Canada au premier et au quatrième trimestres de 2016, en raison des conditions météorologiques qui ont entraîné une accumulation de glace sur les lames et de l'affaiblissement des ressources éoliennes à certaines installations au Canada au cours du premier semestre et du quatrième trimestre de 2016. Ces effets négatifs ont été contrebalancés en partie par la force accrue des vents aux centrales éoliennes américaines de la société au cours de la deuxième moitié de 2016.

En 2016, la diminution du BAII ajusté du secteur Services énergétiques tient compte de la baisse de rendement des services énergétiques canadiens et américains du secteur au premier semestre de l'exercice. Cette réduction du BAII ajusté d'un exercice à l'autre est attribuable à la compression de certaines nappes de pétrole et aux différentiels de qualité ainsi qu'au fléchissement du marché des LGN. Elle a été annulée en partie par les apports positifs découlant des possibilités accrues de stockage du pétrole brut, ce qui a également entraîné une diminution de la perte ajustée avant intérêts et impôts au quatrième trimestre de 2016 par rapport à la période correspondante de 2015.

Dans l'unité Éliminations et divers, l'augmentation de la perte de change réalisée sur la juste valeur des instruments dérivés découlant de règlements aux termes du programme de gestion du risque de change de la société ainsi que l'accroissement des charges d'exploitation et d'administration ont entraîné une hausse d'un exercice à l'autre de la perte ajustée avant intérêts et impôts. La perte réalisée de l'unité Éliminations et divers a annulé en partie l'incidence positive de la conversion en dollars canadiens du bénéfice libellé en dollars américains, au taux de change en vigueur en 2016 de 1,32 $, ce dont tient compte le BAII présenté par chacun des secteurs. Les charges d'exploitation et d'administration, qui ont augmenté surtout en raison de l'accroissement de la charge d'amortissement résultant de l'investissement dans de nouveaux actifs de technologie de l'information et de la diminution des recouvrements des autres secteurs, ont également contribué à l'augmentation de la perte ajustée avant intérêts et impôts du quatrième trimestre comparativement à celle de la période correspondante de 2015.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, le bénéfice ajusté s'est établi à 2 078 M$, contre 1 866 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2015. Au quatrième trimestre de 2016, le bénéfice ajusté s'est élevé à 522 M$, par rapport à 494 M$ au quatrième trimestre de 2015.

L'augmentation du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre découle des facteurs liés à l'exploitation dont il est question à la rubrique BAII ajusté. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, l'incidence des incendies de forêt d'une intensité extrême dans le nord-est de l'Alberta au deuxième trimestre de 2016 sur le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action n'a pas changé depuis le deuxième trimestre de 2016, se chiffrant à 26 M$ et 0,03 $ respectivement.

Pendant l'exercice 2016, la croissance du bénéfice ajusté a été contrebalancée partiellement par la hausse de la charge d'intérêts découlant de la dette contractée pour financer la croissance des actifs et par l'incidence du refinancement du crédit à la construction par des emprunts à long terme. Les intérêts capitalisés d'un exercice à l'autre ont également diminué en raison de la mise en service de projets.

La croissance du BAII ajusté a également été atténuée en partie par l'augmentation de la charge d'impôts par suite de la hausse du bénéfice ajusté. La charge d'impôts a été annulée en partie par l'augmentation des produits d'impôts liés à certaines activités de financement et des avantages tirés de l'incidence, sur les impôts reportés, de la comptabilisation des activités à tarifs réglementés.

Le bénéfice ajusté attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables a diminué en 2016 par rapport à 2015. La baisse est attribuable à la réduction de la participation de l'État, pour l'exercice complet, dans le groupe du fonds (constitué du fonds, d'Enbridge Commercial Trust, d'Enbridge Income Partners L.P. et d'Enbridge Income Partners LP (« EIPLP ») et des filiales et sociétés affiliées d'EIPLP, par suite de la mise en œuvre du plan de restructuration des activités canadiennes au troisième trimestre de 2015. Le bénéfice ajusté lié aux participations ne donnant pas le contrôle a augmenté au quatrième trimestre de 2016 comparativement au quatrième trimestre de 2015, car EEP a amélioré sa performance d'exploitation, surtout par suite de l'apport accru des oléoducs.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Les FTDLE se sont chiffrés à 879 M$ ou 0,95 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2016, contre 876 M$ ou 1,03 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2015. Les FTDLE se sont chiffrés à 3 713 M$ ou 4,08 $ par action ordinaire pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, contre 3 154 M$ ou 3,72 $ par action ordinaire pour l'exercice clos le 31 décembre 2015. L'écart des FTDLE d'un trimestre à l'autre et d'un exercice à l'autre a subi l'incidence de la croissance du BAII ajusté, comme il est question plus haut à la rubrique BAII ajusté, et d'autres facteurs dont il est question ci-dessous. La comparabilité des FTDLE de la société par action ordinaire a de plus subi l'incidence de l'augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation à la suite de l'émission de 56,5 millions d'actions ordinaires le 1er mars 2016.

La réduction des investissements de maintien en 2016 comparativement à 2015 a contribué à l'augmentation des FTDLE d'un exercice à l'autre. Au cours des dernières années, la société a fait d'importants investissements pour soutenir, entretenir et gérer l'intégrité de ses pipelines et de ses autres infrastructures ainsi que pour préserver les fonctions de service des biens existants. Les investissements de maintien ont diminué en 2016, l'augmentation des dépenses du secteur Distribution de gaz de la société étant plus que compensée par la diminution des investissements de maintien du secteur Oléoducs. La baisse des dépenses dans ce dernier secteur s'explique par les changements apportés au calendrier des activités de maintenance de certaines améliorations locatives jusqu'en 2017 et par la définition plus précise de la portée de certains projets d'entretien planifié en raison d'échanges réguliers avec les organismes de réglementation. La société prévoit continuer d'investir dans son programme d'investissement de maintien pour assurer la sécurité et la fiabilité de son exploitation.

Les FTDLE englobent également les distributions en trésorerie tirées des participations en titres de capitaux propres de la société. Les distributions de la société tirées de ces participations en 2016 ont été supérieures à celles de 2015, étant donné leur rendement accru et les distributions versées sur les actifs mis en service au cours des derniers exercices.
Les autres ajustements hors trésorerie comprennent différents éléments hors trésorerie présentés à l'état consolidé des flux de trésorerie de la société, ainsi que des ajustements pour tenir compte des produits différés encaissés au cours de chaque exercice.

Les éléments susmentionnés qui ont provoqué l'augmentation des FTDLE d'un exercice à l'autre ont été en partie contrebalancés par la hausse des charges d'intérêts dont il est question à la rubrique Bénéfice ajusté.

L'augmentation des FTDLE a également été en partie atténuée par la hausse des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le groupe du fonds. Au premier semestre de 2016, l'augmentation du montant des distributions par part et le raffermissement du dollar américain par rapport au dollar canadien ont fait augmenter les distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP. L'augmentation des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le groupe du fonds est attribuable à la hausse des distributions par part et à la participation accrue de l'État dans le groupe du fonds.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAII ajusté, au bénéfice (à la perte) ajusté(e), au bénéfice (à la perte) ajusté(e) par action ordinaire, aux FTDLE et aux FTDLE par action ordinaire. 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), le bénéfice (la perte) ajusté(e) par action ordinaire, les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire 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), le bénéfice (la perte) ajusté(e) par action ordinaire, les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

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 de l'information ou des déclarations 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) ajusté(e) par action; les FTDLE ou les FTDLE par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; la vigueur et la souplesse financières; les coûts prévus des projets annoncés et des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en chantier; les dépenses en immobilisations prévues; les prévisions de capitaux propres requis pour financer le programme de croissance garanti sur le plan commercial de la société; les occasions futures prévues de croissance et d'expansion; la conclusion prévue des acquisitions et des cessions; 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 attentes quant à l'incidence du programme de couverture; 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; l'opération de fusion et les attentes quant à son échéancier et à sa clôture; les attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion, y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives commerciales futures et la performance dans l'avenir de la société regroupée; la politique de versement des dividendes, la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes; les options stratégiques évaluées actuellement dans le cadre de la stratégie visant les entités dont la société est le promoteur aux États-Unis ainsi que le cadre réglementaire et le recouvrement des frais reportés par EGNB.

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'échéancier et la réalisation de l'opération de fusion, y compris l'approbation par les organismes de réglementation et la satisfaction d'autres conditions préalables; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant de l'opération de fusion, les législations gouvernementales, les acquisitions et le calendrier s'y rapportant; le succès des plans d'intégration; 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'investissement; 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; et 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 l'incidence de l'opération de fusion sur la société, 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 d'achèvement 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; l'approbation par les gouvernements et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service; et les régimes de recouvrement des coûts.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet de l'incidence de l'opération de fusion, 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, du renouvellement des emprises, 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 aux 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 des 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.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge et ENF tiendront une conférence téléphonique conjointe le vendredi 17 février 2017 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du quatrième trimestre et de l'exercice 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 44103871#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/9npceoa2. 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 44103871#).

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 huit 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 2 500 MW et poursuit son expansion dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de près de 9 200 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société s'est classée 15 fois au palmarès annuel de 100 meilleurs employeurs du Canada, y compris en 2017. 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.

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

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 227 841 4 041 1 635
Éléments d'ajustement1 :
Variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés2 277 79 (543 ) 2 017
Perte de valeur de l'actif du projet Sandpiper3 4 - 1 004 -
Gain à la vente d'actifs non essentiels de la région du sud des Prairies (850 ) - (850 ) -
Perte de valeur de l'actif de Northern Gateway 373 - 373 -
Perte de valeur de l'écart d'acquisition - - - 440
Perte de valeur de l'actif et des investissements 56 88 253 108
Droits de rattrapage (1 ) 50 130 42
Coûts de séparation versés aux salariés et coûts de restructuration 52 41 82 41
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 56 2 86 44
(Gains) pertes de change intersociétés non réalisées (10 ) (21 ) 43 (131 )
Coûts de redémarrage des pipelines et des installations liés aux incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta 8 - 47 -
Températures supérieures (inférieures) à la normale 10 22 18 (15 )
Essais hydrostatiques (1 ) 23 (15 ) 72
Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance (11 ) (21 ) (8 ) (26 )
(Gains) pertes à la vente d'actifs et d'investissements non essentiels, montant net - - 4 (88 )
Autres 8 14 (3 ) 17
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 198 1 118 4 662 4 156
Charge d'intérêts (412 ) (371 ) (1 590 ) (1 624 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices 32 (94 ) (142 ) (170 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (406 ) 76 (240 ) 410
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts4 9 (1 ) 45 351
Impôts sur les bénéfices5 (168 ) (36 ) (378 ) (316 )
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables6 345 (124 ) 14 (653 )
Bénéfice ajusté 522 494 2 078 1 866
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.
2 Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées après déduction des montants réalisés au moment du règlement d'instruments dérivés au cours de la période visée.
3 Y compris les coûts connexes du projet de 12 M$.
4 La charge d'intérêts de chaque exercice tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés au titre de contrats de taux d'intérêt. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, la charge d'intérêts comprend également une perte de 338 M$sur le reclassement des couvertures de taux d'intérêt à la suite du transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes.
5 Les impôts sur les bénéfices ont subi l'incidence d'ajustements pour tenir compte des facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation énumérés sous les éléments d'ajustement en ce qui a trait au bénéfice avant intérêts et impôts. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, les impôts sur les bénéfices tiennent également compte du recouvrement de 296 M$lié à un ajustement au titre d'une perte pour rétablissement, ainsi qu'il est commenté à la note 6 ci-après. Les ajustements au titre des impôts sur les bénéfices comprennent de plus un ajustement hors période de 71 M$constaté au premier trimestre de 2015 en raison d'une surévaluation de la charge fiscale reportée en 2013 et 2014. Au troisième trimestre de 2015, les impôts sur les bénéfices tenaient compte d'une radiation d'un actif réglementaire de 88 M$au titre des impôts dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes et d'une provision de 176 M$au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés liés à EEP.
6 Les participations ne donnant pas le contrôle et les participations ne donnant pas le contrôle rachetables ont aussi subi l'incidence d'ajustements pour tenir compte des facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation énumérés sous les éléments d'ajustement en ce qui a trait au bénéfice avant intérêts et impôts ainsi que des éléments d'ajustement en ce qui a trait à la charge d'intérêts et aux impôts sur les bénéfices. Aux termes du contrat de société en commandite d'EEP, les déficits de capitaux propres ne peuvent s'accumuler dans le compte de capital des commanditaires, de sorte que ces déficits sont ramenés à zéro, ou font l'objet d'un rétablissement. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, la valeur comptable des comptes de capital des commanditaires d'EEP est devenue négative, entraînant la réaffectation de ces déficits au compte de commandité de la société dans EEP. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2016, le bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle a augmenté de 816 M$en raison de cette réaffectation. Si EEP devait subir d'autres pertes ou se voir imputer des charges imprévues au cours de périodes futures, il pourrait être nécessaire de procéder à un rétablissement durant les périodes visées.

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 ci-après présente un rapprochement entre ces deux mesures clés non conformes aux PCGR.

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 198 1 118 4 662 4 156
Amortissement1 564 541 2 240 2 024
Investissements de maintien2 (205 ) (200 ) (671 ) (720 )
1 557 1 459 6 231 5 460
Charge d'intérêts3 (403 ) (372 ) (1 545 ) (1 273 )
Impôts exigibles3 (31 ) (53 ) (92 ) (160 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (182 ) (179 ) (720 ) (680 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (54 ) (34 ) (202 ) (114 )
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Excédent de distributions en trésorerie sur le bénéfice des à la valeur de consolidation3 67 64 183 244
Autres ajustements hors trésorerie 1 65 151 (35 )
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») 879 876 3 713 3 154
1 Amortissement :
Oléoducs 344 336 1 369 1 227
Distribution de gaz 88 78 339 308
Gazoducs et traitement 70 70 292 272
Énergie verte et transport 48 47 190 186
Services énergétiques 1 - 2 (1 )
Éliminations et divers 13 10 48 32
564 541 2 240 2 024
2 Investissements de maintien :
Oléoducs (76 ) (44 ) (207 ) (278 )
Distribution de gaz (88 ) (118 ) (339 ) (302 )
Gazoducs et traitement (17 ) (17 ) (48 ) (45 )
Énergie verte et transport (2 ) - (5 ) -
Éliminations et divers (22 ) (21 ) (72 ) (95 )
(205 ) (200 ) (671 ) (720 )
3 Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation - activités poursuivies 1 058 772 5 211 4 571
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 272 508 362 688
1 330 1 280 5 573 5 259
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (182 ) (179 ) (720 ) (680 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (54 ) (34 ) (202 ) (114 )
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Investissements de maintien2 (205 ) (200 ) (671 ) (720 )
Éléments d'ajustement importants :
Normalisation météorologique 7 16 13 (11 )
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 44 2 74 44
Provision pour réévaluation des stocks réalisée3 1 (52 ) (345 ) (474 )
Coûts de séparation versés aux salariés et coûts de restructuration 43 30 73 30
Autres éléments (29 ) 87 211 108
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») 879 876 3 713 3 154
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,95 1,03 4,08 3,72
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 (y compris le 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 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.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - SECTEURS

OLÉODUCS

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Réseau principal au Canada 239 270 931 896
Réseau de Lakehead 382 297 1 425 1 108
Réseau régional des sables bitumineux 98 88 384 341
Réseau du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique 152 161 656 516
Pipeline Southern Lights 44 42 168 155
Réseau Bakken 42 51 198 213
Pipelines d'amenée et autres 54 40 196 155
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 011 949 3 958 3 384
Réseau principal au Canada - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (82 ) (119 ) 467 (1 390 )
Réseau principal au Canada - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B - - - (3 )
Réseau de Lakehead - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés (2 ) (3 ) (6 ) (10 )
Réseau de Lakehead - essais hydrostatiques 1 (23 ) 15 (72 )
Réseau de Lakehead - coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements d'assurance pour déversement 11 - 3 -
Réseau régional des sables bitumineux - coûts de redémarrage des pipelines et des installations liés aux incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta (8 ) - (47 ) -
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage (1 ) (3 ) (32 ) 9
Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations, déduction faite des règlements d'assurance pour déversement - 21 5 26
Réseau régional des sables bitumineux - perte à la cession d'actifs non essentiels - - - (9 )
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement lié à des périodes antérieures - - - 21
Réseau du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés (1 ) (2 ) (2 ) (7 )
Réseau du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique - ajustement de droits de rattrapage - (47 ) (97 ) (54 )
Pipeline Southern Lights - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (6 ) (8 ) 19 (87 )
Réseau Bakken - perte de valeur des actifs de Sandpiper (4 ) - (1 004 ) -
Réseau Bakken - perte de valeur des actifs - (86 ) - (86 )
Réseau Bakken - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés (1 ) (2 ) (4 ) (5 )
Réseau Bakken - ajustement de droits de rattrapage 1 - 2 8
Pipelines d'amenée et autres - gain à la vente des actifs de la région du sud des Prairies 850 - 850 -
Pipelines d'amenée et autres - perte de valeur de l'actif de Northern Gateway (373 ) - (373 ) -
Pipelines d'amenée et autres - perte de valeur d'Eddystone Rail (6 ) - (184 ) -
Pipelines d'amenée et autres - gain à la vente d'actifs non essentiels - - - 91
Pipelines d'amenée et autres - décomptabilisation de soldes réglementaires - - (6 ) -
Pipelines d'amenée et autres - ajustement de droits de rattrapage 1 - (2 ) (6 )
Pipelines d'amenée et autres - coûts de mise en valeur (2 ) (1 ) (5 ) (3 )
Pipelines d'amenée et autres - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - (1 ) - (1 )
Bénéfice avant intérêts et impôts 1 389 675 3 557 1 806

DISTRIBUTION DE GAZ

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») 116 92 393 342
Noverco Inc. (« Noverco ») 18 22 53 53
Autres activités de distribution et de stockage de gaz 16 14 48 51
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 150 128 494 446
EGD - températures (supérieures) inférieures à la normale (10 ) (22 ) (18 ) 15
EGD - ajustement des coûts de séparation versés aux salariés 10 6 10 6
Noverco - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - (1 ) (6 ) (12 )
Noverco - décomptabilisation des soldes réglementaires - - 17 -
Noverco - perte de valeur des actifs - - (5 ) -
Bénéfice avant intérêts et impôts 150 111 492 455

GAZODUCS ET TRAITEMENT

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Aux Sable (1 ) (4 ) (2 ) (3 )
Alliance Pipeline 40 37 184 151
Pipeline Vector 10 8 31 28
Secteur intermédiaire au Canada 30 23 107 87
Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») 18 4 58 14
Secteur intermédiaire aux États-Unis 3 24 5 73
Autres (5 ) (4 ) (17 ) (14 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 95 88 366 336
Aux Sable - perte de valeur des actifs (37 ) - (37 ) -
Aux Sable - montant constaté au titre des ententes commerciales - (15 ) - (30 )
Alliance Pipeline - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (1 ) (1 ) 10 (15 )
Alliance Pipeline - décomptabilisation de soldes réglementaires - - - 8
Offshore - gain à la cession d'actifs non essentiels - - - 6
Secteur intermédiaire aux États-Unis - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés (33 ) (4 ) (149 ) (62 )
Secteur intermédiaire aux États-Unis - perte de valeur de l'écart d'acquisition - - - (440 )
Secteur intermédiaire aux États-Unis - perte de valeur des actifs - - (14 ) (20 )
Secteur intermédiaire aux États-Unis - perte à la cession d'actifs non essentiels - - (4 ) -
Secteur intermédiaire aux États-Unis - ajustement de droits de rattrapage - - (1 ) 1
Secteur intermédiaire aux États-Unis - cession de contrats - 1 - (13 )
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 24 69 171 (229 )

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Énergie verte et transport 43 49 165 175
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 43 49 165 175
Énergie verte et transport - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - 1 2 2
Énergie verte et transport - perte de valeur des investissements (13 ) - (13 ) -
Bénéfice avant intérêts et impôts 30 50 154 177

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Services énergétiques (5 ) (22 ) 28 61
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts et impôts (5 ) (22 ) 28 61
Services énergétiques - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (134 ) 114 (205 ) 264
Services énergétiques - droits de douane versés au règlement d'un litige (8 ) - (8 ) -
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts (147 ) 92 (185 ) 325

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Exploitation et administration (45 ) (26 ) (101 ) (74 )
Pertes de change réalisées sur dérivés (77 ) (72 ) (297 ) (238 )
Autres 26 24 49 66
Perte ajustée avant intérêts et impôts (96 ) (74 ) (349 ) (246 )
Variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés (17 ) (53 ) 417 (694 )
Gains (pertes) de change intersociétés non réalisés 10 21 (43 ) 131
Coûts de séparation versés aux salariés et coûts de restructuration (62 ) (47 ) (92 ) (47 )
Coûts de mise en valeur de projets et coûts de transactions (54 ) - (81 ) -
Coûts des opérations de transfert - (1 ) - (41 )
Perte de valeur des actifs - (2 ) - (2 )
Perte avant intérêts et impôts (219 ) (156 ) (148 ) (899 )

ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Produits
Ventes de marchandises 6 436 6 074 22 816 23 842
Ventes liées à la distribution de gaz 703 672 2 486 3 096
Transport et autres services 2 199 2 168 9 258 6 856
9 338 8 914 34 560 33 794
Charges
Coûts des marchandises 6 445 5 878 22 409 22 949
Coûts liés à la distribution de gaz 459 485 1 596 2 292
Exploitation et administration 1 165 1 152 4 360 4 152
Amortissement 564 541 2 240 2 024
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (8 ) (19 ) (2 ) (21 )
Pertes de valeur d'immobilisations corporelles 384 80 1 376 96
Perte de valeur de l'écart d'acquisition - - - 440
9 009 8 117 31 979 31 932
329 797 2 581 1 862
Quote-part du bénéfice des satellites 106 116 428 475
Autres produits (charges) 792 (72 ) 1 032 (702 )
Charge d'intérêts (412 ) (371 ) (1 590 ) (1 624 )
815 470 2 451 11
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices 32 (94 ) (142 ) (170 )
Bénéfice (perte) 847 376 2 309 (159 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (406 ) 76 (240 ) 410
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. 441 452 2 069 251
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 365 378 1 776 (37 )
Résultat par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 0,39 0,44 1,95 (0,04 )
Résultat dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 0,39 0,44 1,93 (0,04 )

ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) 847 376 2 309 (159 )
Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie 531 327 (138 ) 198
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures d'investissement net (151 ) (183 ) 166 (903 )
Autres éléments du résultat global des satellites 2 13 - 30
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées 54 (215 ) 98 (191 )
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées 4 (68 ) 18 (121 )
Reclassement dans le résultat des montants au titre de l'amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 4 (1 ) 17 21
Gains (pertes) actuariels sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite (34 ) 51 (34 ) 51
Variation de l'écart de conversion 430 662 (712 ) 3 347
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie décomptabilisées - - - (247 )
Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts 840 586 (585 ) 2 185
Résultat global 1 687 962 1 724 2 026
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (589 ) 17 (229 ) 292
Résultat global attribuable à Enbridge Inc. 1 098 979 1 495 2 318
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Résultat global attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 1 022 905 1 202 2 030

ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

Exercices clos les 31 décembre 2016 2015
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Actions privilégiées
Solde au début de l'exercice 6 515 6 515
Émission d'actions privilégiées 740 -
Solde à la fin de l'exercice 7 255 6 515
Actions ordinaires
Solde au début de l'exercice 7 391 6 669
Émission d'actions ordinaires 2 241 -
Régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions 795 646
Actions émises à l'exercice d'options sur actions 65 76
Solde à la fin de l'exercice 10 492 7 391
Surplus d'apport
Solde au début de l'exercice 3 301 2 549
Rémunération à base d'actions 41 35
Options exercées (24 ) (19 )
Transfert de participation à Enbridge Energy Partners, L.P. - 218
Gain de dilution sur l'émission de parts de fiducie d'Enbridge Income Fund 4 355
Gain de dilution sur une participation dans un satellite d'Enbridge Income Fund 73 132
Gain (perte) de dilution sur une participation indirecte dans un satellite d'Enbridge Income Fund 4 (5 )
Gains de dilution et autres gains - 36
Solde à la fin de l'exercice 3 399 3 301
Bénéfices non répartis (déficit)
Solde au début de l'exercice 142 1 571
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. 2 069 251
Dividendes sur les actions privilégiées (293 ) (288 )
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires (1 945 ) (1 596 )
Dividendes versés sur la participation croisée 26 22
Résorption de l'ajustement de la valeur de rachat cumulative attribuable à Enbridge Commercial Trust - 541
Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (686 ) (359 )
Ajustement au titre des participations comptabilisées à la valeur de consolidation (29 ) -
Solde à la fin de l'exercice (716 ) 142
Cumul des autres éléments du résultat global
Solde au début de l'exercice 1 632 (435 )
Autres éléments du résultat global attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. (574 ) 2 067
Solde à la fin de l'exercice 1 058 1 632
Participation croisée
Solde au début de l'exercice (83 ) (83 )
Émission d'actions autodétenues (19 ) -
Solde à la fin de l'exercice (102 ) (83 )
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. 21 386 18 898
Participations ne donnant pas le contrôle
Solde au début de l'exercice 1 300 2 015
Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (28 ) (407 )
Autres éléments du résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie 4 161
Variation de l'écart de conversion (44 ) 273
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées 33 (236 )
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées 7 (83 )
- 115
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (28 ) (292 )
Distributions (720 ) (680 )
Apports 28 615
Transfert de participation à Enbridge Energy Partners, L.P. - (304 )
Perte de dilution - (53 )
Autres (3 ) (1 )
Solde à la fin de l'exercice 577 1 300
Total des capitaux propres 21 963 20 198
Dividendes payés par action ordinaire 2,12 1,86

ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE

Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2016 2015 2016 2015
(en millions de dollars canadiens)
Activités d'exploitation
Bénéfice (perte) 847 376 2 309 (159 )
Amortissement 564 541 2 240 2 024
(Recouvrement) charge d'impôts reportés (38 ) 48 43 7
Variations des (gains) pertes non réalisées sur les instruments dérivés, montant net 323 (37 ) (509 ) 2 373
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites 73 64 171 244
Perte de valeur 441 80 1 620 536
Gains sur cessions (851 ) - (848 ) (94 )
Inefficacité des couvertures 13 31 61 (20 )
Provision pour réévaluation des stocks 3 149 245 410
(Gains) pertes non réalisées sur le prêt intersociétés (10 ) (21 ) 43 (131 )
Autres (35 ) 49 198 69
Variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements (20 ) (8 ) (4 ) (43 )
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation (252 ) (500 ) (358 ) (645 )
1 058 772 5 211 4 571
Activités d'investissement
Nouvelles immobilisations corporelles (1 165 ) (1 963 ) (5 128 ) (7 273 )
Financement de coentreprises (3 ) - (1 ) -
Placements à long terme (91 ) (311 ) (467 ) (622 )
Placements à long terme soumis à restrictions (4 ) (15 ) (46 ) (49 )
Acquisition d'actifs incorporels (49 ) (12 ) (127 ) (101 )
Acquisitions (40 ) - (644 ) (106 )
Produits de cessions 1 363 - 1 379 146
Prêts à des sociétés affiliées, montant net 2 5 (118 ) 59
Variations de la trésorerie soumise à restrictions (5 ) 34 (40 ) 13
8 (2 262 ) (5 192 ) (7 933 )
Activités de financement
Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme - 51 14 (588 )
Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit (1 923 ) (937 ) (2 297 ) 1 507
Émission de débentures et de billets à moyen terme 2 982 2 213 4 080 3 767
Remboursements sur les débentures et les billets à moyen terme (1 222 ) (25 ) (1 946 ) (1 023 )
Apports des participations ne donnant pas le contrôle - 3 28 615
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (182 ) (179 ) (720 ) (680 )
Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables 12 670 591 670
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (54 ) (34 ) (202 ) (114 )
Émission d'actions privilégiées 737 - 737 -
Émission d'actions ordinaires 20 10 2 260 57
Dividendes sur les actions privilégiées (76 ) (74 ) (293 ) (288 )
Dividendes sur les actions ordinaires (293 ) (241 ) (1 150 ) (950 )
1 1 457 1 102 2 973
Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents de trésorerie libellés en devises 14 24 (19 ) 143
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 1 081 (9 ) 1 102 (246 )
Trésorerie et équivalents de trésorerie au début de la période 1 036 1 024 1 015 1 261
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période 2 117 1 015 2 117 1 015

ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE

31 décembre 2016 2015
(en millions de dollars canadiens; nombre d'actions en millions)
Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 2 117 1 015
Trésorerie soumise à restrictions 68 34
Comptes débiteurs et autres créances 4 978 5 430
Montants à recevoir de sociétés affiliées 14 7
Stocks 1 233 1 111
8 410 7 597
Immobilisations corporelles, montant net 64 284 64 434
Placements à long terme 6 836 7 008
Placements à long terme soumis à restrictions 90 49
Montants reportés et autres actifs 3 113 3 160
Actifs incorporels, montant net 1 573 1 348
Écart d'acquisition 78 80
Impôts reportés 1 170 839
Actifs détenus en vue de la vente 278 -
85 832 84 515
Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Dette bancaire 623 361
Emprunts à court terme 351 599
Comptes créditeurs et autres dettes 7 295 7 351
Montants à payer à des sociétés affiliées 122 48
Intérêts à payer 333 324
Passifs environnementaux 142 141
Partie à court terme de la dette à long terme 4 100 1 990
12 966 10 814
Dette à long terme 36 494 39 391
Autres passifs à long terme 4 981 6 056
Impôts reportés 6 036 5 915
60 477 62 176
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables 3 392 2 141
Capitaux propres
Capital-actions
Dividendes sur les actions privilégiées 7 255 6 515
Actions ordinaires 10 492 7 391
Surplus d'apport 3 399 3 301
Bénéfices non répartis (déficit) (716 ) 142
Cumul des autres éléments du résultat global 1 058 1 632
Participation croisée (102 ) (83 )
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. 21 386 18 898
Participations ne donnant pas le contrôle 577 1 300
21 963 20 198
85 832 84 515

INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre clos le 31 décembre 2016 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs et
traitement
Énergie verte
et transport
Services
énergétiques
Éliminations
et divers
Chiffres
consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits 1 907 842 897 128 5 649 (85 ) 9 338
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz (3 ) (484 ) (729 ) 1 (5 775 ) 86 (6 904 )
Exploitation et administration (725 ) (144 ) (89 ) (55 ) (17 ) (135 ) (1 165 )
Amortissement (344 ) (88 ) (70 ) (48 ) (1 ) (13 ) (564 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements 8 - - - - - 8
Pertes de valeur d'immobilisations corporelles (373 ) - (11 ) - - - (384 )
470 126 (2 ) 26 (144 ) (147 ) 329
Quote-part du bénéfice des satellites 77 6 23 - - - 106
Autres produits (charges) 842 18 3 4 (3 ) (72 ) 792
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 1 389 150 24 30 (147 ) (219 ) 1 227
Charge d'intérêts (412 )
Recouvrement d'impôts sur les bénéfices 32
Bénéfice 847
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (406 )
Dividendes sur les actions privilégiées (76 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 365
Total des actifs 52 043 10 204 11 182 5 571 1 951 4 881 85 832
Trimestre clos le 31 décembre 2015 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs et
traitement
Énergie verte
et transport
Services
énergétiques
Éliminations
et divers
Chiffres
consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits 1 776 803 756 132 5 611 (164 ) 8 914
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz (3 ) (497 ) (529 ) 1 (5 500 ) 165 (6 363 )
Exploitation et administration (843 ) (137 ) (132 ) (39 ) (13 ) (68 ) (1 232 )
Amortissement (336 ) (78 ) (70 ) (47 ) - (10 ) (541 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements 19 - - - - - 19
613 91 25 47 98 (77 ) 797
Quote-part du bénéfice (de la perte) des satellites 68 7 42 2 (2 ) (1 ) 116
Autres produits (charges) (6 ) 13 2 1 (4 ) (78 ) (72 )
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 675 111 69 50 92 (156 ) 841
Charge d'intérêts (371 )
Impôts sur les bénéfices (94 )
Bénéfice 376
Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 76
Dividendes sur les actions privilégiées (74 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 378
Total des actifs 52 015 9 901 11 559 4 977 1 889 4 174 84 515
Exercice clos le 31 décembre 2016 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs et
traitement
Énergie verte
et transport
Services
énergétiques
Éliminations
et divers
Chiffres
consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits 8 176 2 976 2 877 502 20 364 (335 ) 34 560
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz (12 ) (1 653 ) (2 206 ) 5 (20 473 ) 334 (24 005 )
Exploitation et administration (2 910 ) (553 ) (447 ) (173 ) (63 ) (214 ) (4 360 )
Amortissement (1 369 ) (339 ) (292 ) (190 ) (2 ) (48 ) (2 240 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements 2 - - - - - 2
Pertes de valeur d'immobilisations corporelles (1 365 ) - (11 ) - - - (1 376 )
2 522 431 (79 ) 144 (174 ) (263 ) 2 581
Quote-part du bénéfice (de la perte) des satellites 194 12 223 2 (3 ) - 428
Autres produits (charges) 841 49 27 8 (8 ) 115 1 032
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 3 557 492 171 154 (185 ) (148 ) 4 041
Charge d'intérêts (1 590 )
Impôts sur les bénéfices (142 )
Bénéfice 2 309
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (240 )
Dividendes sur les actions privilégiées (293 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 1 776
Total des actifs 52 043 10 204 11 182 5 571 1 951 4 881 85 832
Exercice clos le 31 décembre 2015 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs et
traitement
Énergie verte
et transport
Services
énergétiques
Éliminations
et divers
Chiffres
consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits 5 589 3 609 3 803 498 20 842 (547 ) 33 794
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz (9 ) (2 349 ) (3 002 ) 4 (20 443 ) 558 (25 241 )
Exploitation et administration (2 769 ) (536 ) (506 ) (143 ) (66 ) (132 ) (4 152 )
Amortissement (1 227 ) (308 ) (272 ) (186 ) 1 (32 ) (2 024 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements 21 - - - - - 21
Pertes de valeur d'immobilisations corporelles (80 ) - (16 ) - - - (96 )
Perte de valeur de l'écart d'acquisition - - (440 ) - - - (440 )
1 525 416 (433 ) 173 334 (153 ) 1 862
Quote-part du bénéfice (de la perte) des satellites 296 (10 ) 200 2 (9 ) (4 ) 475
Autres produits (charges) (15 ) 49 4 2 - (742 ) (702 )
Bénéfice (perte) avant intérêts et impôts 1 806 455 (229 ) 177 325 (899 ) 1 635
Charge d'intérêts (1 624 )
Impôts sur les bénéfices (170 )
Perte (159 )
Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 410
Dividendes sur les actions privilégiées (288 )
Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. (37 )
Total des actifs 52 015 9 901 11 559 4 977 1 889 4 174 84 515

Renseignements