Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

03 févr. 2011 07h00 HE

Enbridge rend publics ses résultats de 2010 : un autre exercice solide

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 3 fév. 2011) - Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) -

POINTS SAILLANTS

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

- Bénéfice de 326 M$ au quatrième trimestre et de 963 M$ pour l'exercice complet

- Bénéfice ajusté de 0,64 $ par action ordinaire, ou 238 M$, au quatrième trimestre

- Hausse de 13 % du bénéfice ajusté annuel, qui atteint 2,66 $ par action ordinaire

- Projets du secteur Oléoducs et d'énergie renouvelable de 6,5 G$ mis en service au cours de l'exercice

- Acquisition, en septembre 2010, d'actifs de collecte et de traitement de gaz de 700 M$ US par une société affiliée à Enbridge

- Obtention de nouveaux projets de sables bitumineux de 2,2 G$ au cours de l'exercice, portant à 2,6 G$ la valeur totale des projets en cours d'aménagement

- Annonce récente d'investissements supplémentaires de 400 M$ pour l'énergie solaire, les infrastructures gazières dans le golfe du Mexique et la distribution de gaz au Québec

- Prévisions qui laissent entrevoir un bénéfice ajusté de l'ordre de 2,75 $ à 2,95 $ par action ordinaire en 2011

- Majoration de 15 % du dividende trimestriel qui passe à 0,49 $ par action ordinaire le 1er mars 2011

"Nous sommes heureux de communiquer de solides résultats financiers pour le quatrième trimestre de 2010 et l'exercice 2010 complet, a affirmé M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. Le bénéfice ajusté du quatrième trimestre a atteint 238 M$, soit 0,64 $ par action ordinaire. Notre bénéfice ajusté par action de 2,66 $ en 2010 représente une hausse de 13 %, des résultats qui se situent dans la moitié supérieure des prévisions pour l'exercice.

"Le solide rendement que nous avons affiché en 2010 fait fond sur notre performance exceptionnelle en 2009 et prolonge le record de rendement de la société. Les résultats d'Enbridge en 2010 sont attribuables au solide rendement de tous nos secteurs d'activités et rendent compte de l'incidence des flux de trésorerie générés par les nouveaux projets entrés en service. En 2010, Enbridge a mis en service des projets d'une valeur de 6,5 G$, y compris le projet Alberta Clipper, le pipeline Southern Lights, l'expansion des réseaux du Dakota du Nord et de la Saskatchewan, le projet éolien de Talbot et le projet d'énergie solaire de Sarnia. Au cours des trois dernières années, nous avons mis en service des projets d'une valeur supérieure à 12 G$."

La forte croissance soutenue d'Enbridge a permis à la société d'annoncer, en décembre 2010, une majoration de 15 % du dividende sur ses actions ordinaires.

"Peu de sociétés de notre secteur d'activité peuvent égaler les antécédents d'Enbridge pour ce qui est des majorations systématiques des dividendes. Au cours des dix dernières années, nous avons assuré une majoration annuelle moyenne des dividendes de 11 %, a fait remarquer M. Daniel. Le taux de croissance moyen prévu de notre bénéfice ajusté par action, soit 10 % jusqu'au milieu de la présente décennie, et la croissance encore plus rapide de nos flux de trésorerie devraient nous permettre de continuer d'assurer à nos investisseurs un taux de croissance des dividendes exceptionnel."

M. Daniel a ajouté que les mesures d'intervention à la suite des incidents ayant mis en cause le réseau d'oléoducs de la société en 2010 demeurent une première priorité.

"Les incidents survenus pendant l'été et au début de l'automne à Marshall, au Michigan, et à Romeoville, en Illinois, ont été une leçon d'humilité pour notre société et ont mis à l'épreuve notre capacité de réagir, non seulement pour le nettoyage du pétrole déversé, mais aussi pour les personnes et les collectivités touchées par les déversements et pour les besoins en services de transport de nos expéditeurs qui ont été touchés par l'arrêt prolongé de certains de nos pipelines, a fait remarquer M. Daniel. Nos efforts se poursuivent sur tous les plans.

M. Daniel poursuit : "Le programme exhaustif d'intégrité des pipelines d'Enbridge et les exigences réglementaires exigeant l'accélération des travaux prévus sur des tronçons de la canalisation 6B continuent d'avoir des répercussions sur la capacité disponible de notre réseau principal. Nous sommes très reconnaissants de la collaboration soutenue de nos expéditeurs pendant que nous menons à terme ces importants travaux."

M. Daniel a affirmé qu'en 2011 Enbridge continuera de se concentrer sur la croissance dans tous ses secteurs d'activité, plus particulièrement l'expansion des infrastructures dans la région des sables bitumineux, d'autres aménagements dans les formation de Bakken et de Three Forks, de nouveaux projets d'énergie verte et les possibilités de croissance au sein de ses entreprises de gaz naturel.

"En 2010, Enbridge a consolidé sa présence enviable dans le secteur des sables bitumineux en mettant en place six nouveaux projets de croissance et d'expansion. Nous avons conclu des projets d'infrastructures dans la région des sables bitumineux totalisant 2,6 G$ qui devraient entrer en service entre 2011 et 2014. Ces projets comprennent l'expansion du pipeline d'Athabasca de la société pour le porter à sa capacité maximale de 570 000 barils par jour, l'expansion du pipeline Waupisoo, trois nouveaux pipelines, soit les pipelines Woodland, Wood Buffalo et Norealis et l'agrandissement des installations terminales d'Enbridge à Edmonton. Le réseau national des sables bitumineux d'Enbridge relie actuellement cinq chantiers de sables bitumineux en production et huit chantiers en production y seront reliés d'ici 2014. Les annonces de croissance et d'investissements dans le secteur des sables bitumineux sont des plus encourageantes et Enbridge est très bien placée pour assurer à ses expéditeurs actuels et éventuels une vaste gamme de solutions de transport économiques et adaptés à leurs besoins."

La formation de Bakken présente par ailleurs d'importantes occasions de croissance pour le secteur Placements à titre de promoteur d'Enbridge, Enbridge Income Fund et Enbridge Energy Partners.

"L'expansion du réseau de la Saskatchewan d'Enbridge a été essentiellement achevée au quatrième trimestre. Il s'agit du plus récent projet d'expansion mis en service dans le cadre d'une série de projets d'expansion entrepris par des sociétés affiliées à Enbridge en Saskatchewan et dans le Dakota du Nord. La prochaine étape est le projet d'agrandissement de Bakken aménagé dans le Dakota du Nord et en Saskatchewan, qui devrait entrer en service au début de 2013, fournir une capacité supplémentaire d'environ 145 000 barils par jour et être relié au réseau principal d'Enbridge, a affirmé M. Daniel. Les formation de Bakken et de Three Forks représentent un secteur très prometteur tant pour Enbridge Energy Partners que pour Enbridge Income Fund. Nous activités actuelles dans la région sont importantes et nous profitons d'un solide appui des producteurs dans le cadre du programme d'agrandissement de Bakken. Nous sommes bien placés pour fournir aux expéditeurs des options de transport attrayantes en vue d'assurer la croissance soutenue prévue dans cette région."

En 2010, le secteur Energie verte d'Enbridge a également connu une importante expansion et cet élan se maintient depuis le début de la nouvelle année.

"La mise en service de la centrale d'énergie solaire de Sarnia, d'une capacité de 80 mégawatts a été un haut fait de la dernière année, au cours de laquelle Enbridge a annoncé le projet éolien de Greenwich, d'une capacité de 99 mégawatts, en Ontario et a pénétré le marché de l'énergie verte aux Etats-Unis grâce à l'obtention du projet éolien de Cedar Point, d'une capacité de 250 mégawatts, au Colorado. Nous avons terminé 2010 avec l'achèvement substantiel du projet éolien de Talbot, et nous avons annoncé plus tôt cette semaine l'acquisition des projets d'énergie solaire d'Amherstburg et de Tilbury, afin d'élargir notre portefeuille d'énergie solaire et nos participations dans des projets d'énergie verte en Ontario, a ajouté M. Daniel. Nos participations dans le secteur Energie verte cadrent parfaitement avec notre modèle commercial très faible."

Dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques d'Enbridge, la croissance continuera d'être alimenté par les nouveaux approvisionnements et les occasions qui se présenteront dans le secteur intermédiaire.

"En 2010, nous avons accru nos actifs de collecte et de traitement de gaz naturel au Texas grâce à l'acquisition, par Enbridge Energy Partners, d'actifs de 700 M$ US situés dans la formation prolifique de Granite Wash. Nous allons poursuivre notre recherche d'occasions semblables afin d'assurer la croissance de notre entreprise de transport et de celle du secteur intermédiaire par des projets de croissance interne et par des acquisitions qui cadrent avec notre modèle commercial, a fait remarquer M. Daniel. Nos participations dans le pipeline Alliance promettent également de produire des rendements à plus long terme en raison de sa proximité aux gisements de gaz de schiste dans le nord-est de la Colombie-Britannique et à la région de Bakken et de sa capacité de transporter du gaz riche en liquides.

"Pour Offshore, l'approbation par Chevron du projet de Jack-St. Malo en octobre nous permet de faire progresser notre projet de Walker Ridge, l'un de deux projets garantis, et nous continuons de rechercher d'autres occasions dans les eaux très profondes du golfe du Mexique, a commenté M. Daniel. Nous avons annoncé, cette semaine, un projet d'expansion de la capacité de traitement de condensat de notre installation de Venice, en Louisiane. Cette expansion, qui devrait entrer en service vers la fin de 2013, est assortie de modalités financières favorables semblables à celles qui ont été négociées pour notre autre investissement dans la région de la côte du golfe du Mexique annoncé récemment.

"Enbridge dispose d'actifs extrêmement solides, d'une capacité prouvée de mettre sur pied de nouveaux projets assortis de modalités intéressantes et d'éloquents antécédents d'exécution de projets dans le respect du calendrier et du budget. La sécurité et l'intégrité de notre exploitation demeure notre plus grande priorité, a affirmé M. Daniel. Les résultats positifs que nous avons affichés en 2010 témoignent des efforts collectifs de nos employés à l'échelle de la société afin de concrétiser notre vision d'être l'entreprise de livraison de produits énergétiques par excellence en Amérique du Nord et, ce faisant, de procurer des rendements supérieurs à nos actionnaires."

FAITS NOUVEAUX

- Le 3 février 2011, Enbridge a annoncé qu'elle investira 0,1 G$ pour acquérir, auprès de Laurentides Investissements (SAS), filiale de GDF SUEZ, une participation supplémentaire de 6,8 % dans Noverco pour porter sa participation totale dans Noverco à 38,9 %. Trencap, société en commandite gérée par la Caisse de dépôt et placement du Québec se portera acquéreur de la participation restante de 10,8 % de Laurentides Investissements dans Noverco, à la suite de quoi Enbridge et Trencap deviendront les actionnaires exclusifs de Noverco. Noverco est une société de portefeuille qui détient une participation de 71 % dans Société en commandite Gaz Métro ("Gaz Métro"), qui possède des actifs de distribution de gaz et des gazoducs dans la province de Québec ainsi que des actifs de distribution et de transport de gaz et d'électricité dans l'Etat du Vermont.

- Le 1er février 2011, Enbridge a annoncé la conclusion d'ententes visant l'acquisition, auprès de First Solar Inc., ("First Solar") de deux nouveaux projets d'énergie solaire d'une capacité de production totale de 20 MW, au coût de 0,1 G$. Le projet solaire de Tilbury de 5 MW, achevé en décembre 2010, est situé à Tilbury, en Ontario. Le projet solaire d'Amherstburg II, situé à Amherstburg, en Ontario, regroupe deux installations distinctes ayant une puissance cumulée totale de 15 MW. First Solar a construit (et, dans le cas du projet solaire d'Amherstburg II, construira) les installations pour Enbridge aux termes de contrats à prix fixe de services d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction. La construction devrait commencer en mars 2011 et s'achever au troisième trimestre de 2011. Enbridge vendra la production des installations à l'Office de l'électricité de l'Ontario conformément à des conventions d'achat d'électricité de 20 ans aux termes du Programme d'offre standard en matière d'énergie renouvelable du gouvernement de l'Ontario.

- Le 31 janvier 2011, Enbridge a annoncé des plans pour une expansion évaluée à 0,2 G$ de la capacité de traitement de condensat de son installation de Venice, en Louisiane, au sein de son entreprise gazière extracôtière. L'installation de traitement du condensat élargie sera nécessaire pour la production de gaz naturel supplémentaire du projet d'aménagement pétrolier et gazier extracôtier d'Olympus récemment approuvé. La production de gaz naturel d'Olympus sera transportée à l'installation terrestre à Venice au moyen du pipeline extracôtier Mississipi Canyon d'Enbridge, où elle sera traitée pour séparer et stabiliser le condensat. L'expansion, qui augmentera par plus du double la capacité de l'installation pour la porter à 12 000 barils de condensat par jour, devrait être en service vers la fin de 2013.

- Le 16 décembre 2010, la société a annoncé qu'elle procédera à un agrandissement de son pipeline Athabasca pour en porter la capacité au maximum afin de pouvoir répondre à des engagements contractuels supplémentaires, y compris les récents engagements d'expédition supplémentaires associés au projet des sables bitumineux de Christina Lake exploité par Cenovus. Cet agrandissement portera la capacité nominale du pipeline Athabasca à sa capacité maximale d'environ 570 000 b/j, selon le brut disponible. Sous réserve de l'obtention de l'approbation réglementaire, le coût estimatif de ce projet d'expansion est de quelque 0,4 G$. L'expansion sera réalisée par étapes, et entièrement terminée au début de 2014. Le pipeline Athabasca achemine du pétrole brut de différents projets de sables bitumineux jusqu'au carrefour de Hardisty, en Alberta, sur le réseau principal.



RESULTATS CONSOLIDES

Trimestres terminés Exercices terminés
(non vérifiés, en millions de les 31 décembre les 31 décembre
dollars canadiens, ----------------------------------------
sauf les données par action) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 117 141 512 445
Distribution de gaz 60 74 155 186
Gazoducs, traitement et services
énergétiques 32 15 121 428
Placements à titre de promoteur 56 38 137 141
Activités non sectorielles 61 32 38 355
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 326 300 963 1 555
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire 0,87 0,81 2,60 4,27
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 0,86 0,80 2,57 4,25
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2010, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 326 M$ (0,87 $ par action ordinaire), soit une augmentation de 26 M$ comparativement à 300 M$ (0,81 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009. Cette augmentation rend surtout compte de l'accroissement du bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur, y compris l'apport d'Alberta Clipper et un gain de dilution découlant de la participation réduite dans Enbridge Energy Partners ("EEP"), ainsi que de l'augmentation des gains de change non réalisés et des gains non réalisés sur des instruments dérivés du secteur Activités non sectorielles. L'apport inférieur du secteur Oléoducs attribuable en partie à l'élimination des paramètres de rendement annuel aux termes de l'entente de tarification provisoire de 2010, à l'apport moins élevé du secteur Distribution de gaz compte tenu des frais d'exploitation supérieurs et aux coûts de remise en état supplémentaires liés aux fuites de pétrole brut des canalisations 6B et 6A dont il est question ci-dessous ont fait contrepoids à ces augmentations.

Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2010, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a été de 963 M$ (2,60 $ par action ordinaire), alors qu'il s'était chiffré à 1 555 M$ (4,27 $ par action ordinaire) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009. Le bénéfice de la société en 2010 reflète l'incidence positive des projets entrés en service en 2010, dont le projet Alberta Clipper, le pipeline Southern Lights et le projet d'énergie solaire de Sarnia. Comparativement à 2009, le bénéfice a progressé en raison de l'accroissement de la clientèle du secteur Distribution de gaz et de l'apport du secteur de l'énergie verte, annulés en partie par les conditions météorologiques moins favorables dans les zones de franchise de distribution de gaz de la société. Ces améliorations de l'exploitation ont été renversées par l'absence d'éléments ponctuels favorables survenus en 2009, y compris un gain de 329 M$ à la cession d'Oleoducto Central S.A. ("OCENSA") et des gains non réalisés sur des instruments dérivés et des gains de change intersociétés non réalisés.

De plus, les résultats de 2010 ont subi le contrecoup des fuites de pétrole brut des canalisations 6B et 6A. En juillet et en septembre 2010, des fuites de pétrole brut sont survenues respectivement sur les canalisations 6B et 6A du réseau de Lakehead d'EEP. Pour réagir à ces incidents, EEP a engagé des coûts associés à l'intervention d'urgence, à la remise en état des lieux et aux activités de nettoyage et des coûts d'inspection des pipelines connexes ainsi que des coûts pour dédommager les personnes et les collectivités touchées par les déversements. Le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2010 tient compte de la part devant être assumée par la société des coûts d'EEP, avant les recouvrements d'assurance et exclusion faite des amendes et pénalités, soit 103 M$. La quote-part d'Enbridge de la perte de produits d'exploitation liée à l'interruption de l'exploitation des canalisations 6B et 6A, soit 3 M$, a également contribué au recul du bénéfice d'un exercice à l'autre. Exception faite des pertes de produits, qui ne peuvent être recouvrés car EEP ne souscrit pas de garantie d'assurance pour les sinistres entraînant l'interruption d'activités commerciales, sauf pour le franchissement de cours d'eau, il est prévu que la presque totalité des coûts engagés, exclusion faire des amendes et pénalités, en raison des fuites pourront en fin de compte être recouvrés aux termes des polices d'assurance en vigueur de la société.

Mesures non conformes aux PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté (à la perte ajustée) qui représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation tant pour les données consolidées que pour les informations sectorielles. Ces facteurs sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une transparence accrue et une valeur prédictive supérieure. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer les objectifs de la société, d'évaluer son rendement et de déterminer le versement de dividendes ciblé. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et le bénéfice ajusté (la perte ajustée) pour chacun des secteurs ne sont pas des mesures ayant une définition normalisée au sens des PCGR du Canada et ils ne sont pas considérés comme des mesures de calcul conformes aux PCGR; par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. Se reporter à la section sur les rapprochements des mesures non conformes aux PCGR à la page 12 pour un rapprochement entre ces mesures et les PCGR.



BENEFICE AJUSTE
                
   Trimestres terminés Exercices terminés
(non vérifiés, en millions de les 31 décembre les 31 décembre
dollars canadiens, ----------------------------------------
sauf les données par action) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 117 141 512 454
Distribution de gaz 54 60 167 154
Gazoducs, traitement et services
énergétiques   31 22 123 116
Placements à titre de promoteur 48 39 209 151
Activités non sectorielles (12) (23) (27) (20)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté(1) 238 239 984 855
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté par action
ordinaire(1) 0,64 0,64 2,66 2,35
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

1 Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire ne sont pas
considérés comme une mesure de calcul conforme aux PCGR et ne constituent
pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des principes
comptables généralement reconnus. Il y a lieu de se reporter à la
rubrique "Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR" pour un
complément d'information sur les mesures non conformes aux PCGR.


Le bénéfice ajusté s'est chiffré à 238 M$ (0,64 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2010, comparativement à 239 M$ (0,64 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009. Au nombre des facteurs positifs au cours du trimestre, notons l'apport des secteurs Gazoducs, traitement et services énergétiques, dont Aux Sable et l'entreprise de services énergétiques ont bénéficié des marges favorables pendant la période visée et dont les frais d'expansion de l'entreprise ont été moins élevés comparativement au quatrième trimestre de 2009. Le bénéfice ajusté du secteur Placements à titre de promoteur s'est accru en raison de l'apport d'Alberta Clipper, par l'entremise d'EEP et d'Enbridge Energy, L.P. ("EELP"), et de l'acquisition d'installations de collecte de gaz au quatrième trimestre de 2010. Ces éléments ont été contrés en partie par le recul du bénéfice ajusté du secteur Oléoducs, principalement en raison du fait que l'entente de tarification provisoire de 2010 ne comprend plus de paramètres de rendement annuel et de l'augmentation des frais d'expansion de l'entreprise et des impôts. Le secteur Distribution de gaz a de plus affiché une hausse des frais d'exploitation, de l'amortissement et des impôts au quatrième trimestre de 2010 comparativement à la même période en 2009.

Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2010, le bénéfice ajusté s'est chiffré à 984 M$ (2,66 $ par action ordinaire), alors qu'il s'était établi à 855 M$ (2,35 $ par action ordinaire) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009. Le relèvement du bénéfice ajusté reflète principalement l'apport des projets entrés en service, dont le projet Alberta Clipper, le pipeline Southern Lights et le projet d'énergie solaire de Sarnia, ainsi que le solide rendement des oléoducs et gazoducs en exploitation de la société. De plus, la société a dégagé un bénéfice ajusté supérieur du secteur Distribution de gaz compte tenu de l'accroissement de la clientèle et du rendement d'exploitation favorable. Le secteur Placements à titre de promoteur a contribué à la hausse du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre grâce à l'apport d'EEP et aux expansions et acquisitions réalisées en 2010.



OLEODUCS   
       
Trimestres terminés   Exercices terminés
        les 31 décembre   les 31 décembre
(non vérifiés, en millions ---------------------------------------------
de dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Réseau d'Enbridge 84 92 327 295
Réseau de sables bitumineux
régional d'Enbridge 15 20 73 72
Pipeline Southern Lights 20 14 82 58
Pipeline Spearhead 6 6 29 17
Pipelines d'amenée et autres (8) 9 1 12
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 117 141 512 454
----------------------------------------------------------------------------
Réseau de sables bitumineux
régional d'Enbridge - coûts         
  de correction de fuites - - - (9)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 117 141 512 445
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Certains pipelines réglementés peuvent constater dans les résultats une provision pour les fonds utilisés pendant la construction, qui seront perçus par le truchement de la tarification une fois les pipelines en service. L'incidence sur le bénéfice de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour le trimestre terminé le 31 décembre 2010 a été de 1 M$ (25 M$ en 2009) pour le réseau d'Enbridge. La provision pour les fonds utilisés pendant la construction n'a eu aucune incidence pour le pipeline Southern Lights pour le trimestre terminé le 31 décembre 2010, alors que son incidence a été de 11 M$ au quatrième trimestre de 2009. L'incidence sur le bénéfice de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour l'exercice terminé le 31 décembre 2010 a été de 29 M$ (74 M$ en 2009) pour le réseau d'Enbridge et de 32 M$ (44 M$ en 2009) pour le pipeline Southern Lights.

- La hausse du bénéfice du réseau d'Enbridge sur l'exercice complet découle de l'accroissement des assises financières d'Alberta Clipper ainsi que de l'apport au bénéfice connexe à la suite de sa mise en service le 1er avril 2010 et du rendement d'exploitation favorable, annulée en partie par la hausse des impôts pour Terrace. Le recul enregistré au quatrième trimestre se rapporte à un changement dans la composition du bénéfice trimestriel aux termes de l'entente de tarification provisoire de 2010 en ce qui a trait à l'entente de tarification en fonction du rendement, qui s'appliquait à 2009 et selon laquelle la majorité des mesures incitatives des paramètres de rendement n'étaient reconnues qu'au quatrième trimestre.

- Le bénéfice ajusté de l'exercice complet du réseau régional des sables bitumineux d'Enbridge rend compte de la hausse des volumes, de l'augmentation des droits de péage pour certaines canalisations latérales et de l'incidence positive soutenue de l'agrandissement des installations de terminal, annulées en partie par l'accroissement des frais d'exploitation et des impôts sur les bénéfices, plus particulièrement au quatrième trimestre.

- La hausse de l'apport au bénéfice provenant du pipeline Southern Lights pour l'exercice complet et le quatrième trimestre s'explique par les assisses financières supérieures à la suite de sa mise en service le 1er juillet de 2010.

- Le bénéfice du pipeline Spearhead pour l'exercice complet a augmenté compte tenu des volumes dans le contexte de l'agrandissement mené à terme en mai 2009, de la constatation de droits de rattrapage qui a pris fin pendant l'exercice visé et des frais d'exploitation moins élevés.

- Le repli du bénéfice ajusté du secteur Pipelines d'amenée et autres est attribuable à un certain nombre de facteurs de moindre importance, y compris la baisse du bénéfice provenant du pipeline Toledo en raison de l'arrêt d'exploitation de la canalisation 6B, le recul du bénéfice provenant du pipeline Olympic et la hausse des coûts d'expansion de l'entreprise.

Certains postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Oléoducs.

- Des dépenses après impôts de 9 M$ attribuables à des travaux de nettoyage et aux coûts de colmatage d'une soupape, en janvier 2009, au terminal Cheecham sur le réseau régional des sables bitumineux d'Enbridge, cet événement n'étant toutefois pas représentatif du rendement futur prévu de cet actif.



DISTRIBUTION DE GAZ

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(non vérifiés, en millions ---------------------------------------------
de dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Gas Distribution
("EGD") 46 53 135 129
Autres distributeurs de gaz
et stockage 8 7 32 25
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 54 60 167 154
----------------------------------------------------------------------------
EGD - températures inférieures
(supérieures) à la normale 6 3 (12) 17
EGD - Incidence des
modifications des taux
d'imposition - 21 - 21
EGD - intérêts créditeurs sur
le remboursement de TPS - - - 7
Autres distributeurs de gaz
et stockage -- perte de valeur
d'actifs - (10) - (10)
Autres distributeurs de gaz
et stockage - adoption d'une
nouvelle norme comptable - - - (3)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 60 74 155 186
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- L'augmentation du bénéfice ajusté d'EGD pour l'exercice complet est surtout attribuable au maintien d'un rendement favorable aux termes de la réglementation incitative ("RI"), plus particulièrement l'élargissement de la clientèle, l'accroissement des charges de distribution et la diminution des impôts, facteurs en partie neutralisés par l'augmentation de l'amortissement. Le recul du bénéfice ajusté d'EGD au quatrième trimestre de 2010 provient avant tout de la hausse des impôts sur les bénéfices, des charges d'exploitation et de l'amortissement, atténué en partie par la réduction des intérêts débiteurs.

- La hausse du bénéfice ajusté des autres distributeurs de gaz et stockage rend compte de l'accroissement de l'apport de l'entreprise de stockage de gaz non réglementée d'Enbridge en Ontario et de la croissance des franchises d'Enbridge Gas New Brunswick.

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

- Le bénéfice d'EGD est ajusté pour tenir compte des conditions météorologiques.

- En 2009, le bénéfice d'EGD tient compte de l'incidence favorable de modifications des taux d'imposition.

- Le bénéfice d'EGD en 2009 rend compte d'intérêts créditeurs de 7 M$ liés au recouvrement des montants excédentaires de TPS versé à l'Agence du revenu du Canada.

- Le bénéfice des autres distributeurs de gaz et du stockage en 2009 tient compte d'une perte de valeur des actifs de 10 M$, y compris l'écart d'acquisition.

- Le bénéfice des autres distributeurs de gaz et du stockage rend compte de la passation en charges d'un montant de 3 M$ sous forme de coûts d'aménagement reportés en raison d'une modification aux normes comptables entrée en vigueur le 1er janvier 2009.



GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ENERGETIQUES

Trimestres terminés   Exercices terminés
       les 31 décembre   les 31 décembre
(non vérifiés, en millions ------------------------------------------
de dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Offshore Pipelines
("Offshore")   2 10 23 29
Alliance Pipeline US 6 7 25 27
Pipeline Vector 4 4 15 16
Aux Sable 10 4 37 26
Services énergétiques 6 - 20 29
Autres 3 (3) 3 (11)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 31 22 123 116
----------------------------------------------------------------------------
Offshore - produit de l'assurance
contre les dommages matériels
obtenu à la suite d'ouragans - 3 2 4
Aux Sable - gains (pertes) non
réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 2 (25) 7 (36)
Aux Sable - radiation d'une dette - 7 - 7
Services énergétiques - gains
(pertes) non réalisés liés à la
juste valeur d'instruments
dérivés (1) 6 (12) 3
Services énergétiques -
recouvrement de créances de
Lehman et de SemGroup - 1 1 1
Autres - gains à la vente de
placements - - - 329
Autres - incidence des
modifications des taux
d'imposition - 1 - 4
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 32 15 121 428
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------



- Le bénéfice ajusté d'Offshore a diminué tant pour le trimestre terminé le 31 décembre 2010 que pour l'exercice terminé à cette date. La diminution est attribuable à la hausse des frais d'exploitation et d'administration, y compris les primes d'assurance et l'amortissement. De plus, les volumes de la société ont diminué en raison du ralentissement du processus d'obtention des permis réglementaires et de l'interruption temporaire des forages en eaux profondes. Le bénéfice ajusté en 2009 comprend également un produit d'assurance touché au deuxième et au quatrième trimestres relativement aux pertes de produits subies en raison de l'interruption de l'exploitation et aux charges d'exploitation liées à un ouragan ayant sévi en 2008.

- Le bénéfice ajusté d'Aux Sable a progressé tant au quatrième trimestre que pour l'exercice complet en raison de l'accroissement du rendement des installations et du relèvement des marges de fractionnement.

- Le secteur Services énergétiques a affiché un bénéfice ajusté favorable au quatrième trimestre de 2010, ce qui rend compte des marges supérieures réalisées sur les contrats de stockage et de transport, tant pour les liquides que pour la commercialisation du gaz. Pour l'exercice complet, la baisse du bénéfice est le résultat d'une compression des possibilités quant aux volumes et aux marges pour la commercialisation des liquides.

- Le poste Autres reflète principalement les apports positifs du projet d'énergie solaire de Sarnia ainsi que la réduction des frais d'expansion de l'entreprise.

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

- Le bénéfice d'Offshore comprend un règlement d'assurance obtenu pour le remplacement d'infrastructures endommagées au passage d'un ouragan en 2008.

- Pour chaque période, le bénéfice d'Aux Sable rend compte de variations non réalisées de la juste valeur d'instruments financiers dérivés liés aux contrats à terme de gestion des risques de traitement du gaz de la société.

- Le bénéfice d'Aux Sable pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009 rend compte d'un gain de 7 M$ à la suite de la radiation d'une dette liée à un règlement négocié avec une contrepartie en faillite.

- Le bénéfice du secteur Services énergétiques pour chaque période rend compte de gains et de pertes non réalisés liés à la juste valeur en raison de la réévaluation des stocks et de la réévaluation d'instruments financiers dérivés servant à gérer le risque lié à la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage.

- Le bénéfice du secteur Services énergétiques pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 tient compte d'une radiation attribuable à la faillite de SemGroup et de la banque Lehman Brothers. En 2009, un montant de 1 M$ a été recouvré de SemGroup et en 2010, la société a reçu un recouvrement partiel de 1 M$ à la vente de ses créances de Lehman Brothers.

- En mars 2009, la société a vendu sa participation dans OCENSA, un oléoduc d'exportation de brut situé en Colombie, en contrepartie d'un produit de 512 M$ à l'origine d'un gain de 329 M$.

- En 2009, les autres bénéfices tiennent compte de l'incidence favorable de 4 M$ découlant de modifications des taux d'imposition.



PLACEMENTS A TITRE DE PROMOTEUR        
       
   Trimestres terminés   Exercices terminés
  les 31 décembre   les 31 décembre
(non vérifiés, en millions ------------------------------------------
de dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Energy Partners ("EEP")   27 22 122 99
Enbridge Energy, L.P. - Alberta
Clipper US ("EELP")   10 6 42 7
Enbridge Income Fund ("EIF") 11 11 45 45
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 48 39 209 151
----------------------------------------------------------------------------
EEP - coûts de correction de fuites
et pertes de produits (21) - (106) -
EEP - pertes non réalisées liées à
la juste valeur d'instruments dérivés (3) (2) (1) (2)
EEP - correction de la facturation
pour le réseau de Lakehead - 1 1 4
EEP - gain de dilution sur les parts
de catégorie A émises 32 - 36 -
EEP - perte de valeur des actifs - - (2) (12)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 56 38 137 141
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- Après un ajustement du bénéfice d'EEP pour tenir compte des éléments non récurrents ou hors exploitation, y compris l'incidence des fuites de pétrole brut des canalisations 6B et 6A, la hausse du bénéfice ajusté d'EEP est attribuable aux solides résultats du secteur Oléoducs ainsi qu'à la hausse des primes de rendement du commandité. Le relèvement des résultats du secteur Oléoducs provient en grande partie des nouvelles infrastructures, des volumes livrés supérieurs connexes et de l'augmentation des tarifs de transport moyens.

- Le bénéfice d'EELP représente le bénéfice que la société tire de son placement dans une série de titres de participation d'EELP, qui détient le tronçon d'Alberta Clipper aux Etats-Unis. L'apport accru au bénéfice pour le trimestre et l'exercice complet rend compte des assises financières supérieures et du rendement connexe. Le bénéfice est attribuable à la provision pour les fonds utilisés pendant la construction constatée lorsque le projet était en chantier, ainsi qu'aux droits perçus depuis l'entrée en service d'Alberta Clipper en avril 2010.

- Le bénéfice d'EIF reflète principalement les contributions stables d'Alliance Canada et la croissance attribuable à la deuxième étape d'accroissement de la capacité du réseau de la Saskatchewan, essentiellement achevé en décembre 2010, annulées en partie par la hausse des coûts liés aux activités non sectorielles dans le cadre de la restructuration achevée en décembre 2010.

Plusieurs postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur.

- Le bénéfice d'EEP pour l'exercice comprend une charge de 103 M$ (montant net pour Enbridge) liée aux coûts estimatifs, avant les règlements d'assurance, associés aux fuites de pétrole brut des canalisations 6B et 6A ainsi qu'une charge de 3 M$ (montant net pour Enbridge) en rapport avec la perte de produits attribuable à ces fuites. Ces charges ne sont pas représentatives du rendement futur de cet actif.

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

- Le bénéfice d'EEP rend compte d'une correction à la facturation au réseau de Lakehead (montant net pour Enbridge) en rapport avec des services fournis au cours de périodes antérieures.

- Le bénéfice d'EEP est poussé à la hausse sous l'effet d'un gain de dilution du fait qu'Enbridge n'a pas participé aux émissions de parts de catégorie A faites par EEP.

- Le bénéfice d'EEP pour 2010 et 2009 comprend des pertes de valeur de certains éléments d'actif.



ACTIVITÉS NON SECTORIELLES        
       
      Trimestres terminés   Exercices terminés
       les 31 décembre   les 31 décembre
(non vérifiés, en millions ------------------------------------------
de dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Noverco 8 9 21 19
Activités non sectorielles (20) (32) (48) (39)
----------------------------------------------------------------------------
Perte ajustée (12) (23) (27) (20)
----------------------------------------------------------------------------
Noverco - incidence des modifications
du taux d'imposition - 6 - 6
Activités non sectorielles - gains
non réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 48 33 25 207
Activités non sectorielles - gains
de change non réalisés à la
conversion de prêts intersociétés
en devises, montant net 25 15 40 133
Activités non sectorielles - gain à
la vente de l'investissement dans
NetThruPut ("NTP") - - - 25
Activités non sectorielles -
incidence des modifications des taux
d'imposition - 1 - 4
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 61 32 38 355
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


- La perte ajustée du quatrième trimestre a profité d'économies d'impôts et de recouvrements de financement des unités commerciales plus élevés.

- La perte ajustée du secteur Activités non sectorielles pour l'exercice complet s'est accrue en raison de la hausse des frais de financement et de la baisse des gains de change, annulée en partie par les recouvrements favorables d'impôts des sociétés.

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

- En 2009, le bénéfice de Noverco tient compte de l'incidence favorable de 6
M$ découlant de modifications des taux d'imposition.

- Le bénéfice de chaque période rend compte des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés relativement aux positions de gestion du risque de change à terme.

- Le bénéfice comprend des gains de change non réalisés nets à la conversion de soldes intersociétés en devises.

- En mai 2009, la société a vendu sa participation dans NTP, une plateforme informatique de négociation et de compensation pour le pétrole brut, en contrepartie d'un produit de 32 M$ à l'origine d'un gain de 25 M$.

- Le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2009 comprend un montant de 4 M$ lié aux modifications favorables des taux d'imposition.




RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(non vérifiés, en millions ----------------------------------------
de dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice déjà établi selon les PCGR 326 300 963 1 555
Principaux facteurs et écarts non
récurrents ou hors exploitation
après impôts :
Oléoducs
Réseau régional de sables bitumineux
d'Enbridge - coûts de correction de
fuites - - - 9
Distribution de gaz
EGD - températures superieures
(inférieures) à la normale (6) (3) 12 (17)
EGD - incidence des modifications des
taux d'imposition - (21) - (21)
EGD - intérêts créditeurs sur le
remboursement de TPS - - - (7)
Autres distributeurs de gaz et stockage
- perte de valeur des actifs - 10 - 10
Autres distributeurs de gaz et stockage
- adoption d'une nouvelle norme
comptable - - - 3
Gazoducs, traitement et services
énergétiques
Offshore - produit d'assurance de biens
après les ouragans - (3) (2) (4)
Aux Sable - (gains) pertes non réalisées
liées à la juste valeur d'instruments
dérivés (2) 25 (7) 36
Aux Sable - radiation d'une dette - (7) - (7)
Services énergétiques - (gains) pertes non
réalisées liées à la juste valeur
d'instruments dérivés 1 (6) 12 (3)
Services énergétiques - recouvrement de
créances de Lehman et de SemGroup - (1) (1) (1)
Autres - gains à la vente placements - - - (329)
Autres - incidence des modifications des
taux d'imposition - (1) - (4)
Placements à titre de promoteur
EEP - coûts de correction de fuites et
pertes de produits 21 - 106 -
EEP - pertes non réalisées liées à la
juste valeur d'instruments dérivés 3 2 1 2
EEP - correction de la facturation pour
le réseau de Lakehead - (1) (1) (4)
EEP - gain de dilution sur les parts de
catégorie A émises (32) - (36) -
EEP - perte de valeur des actifs - - 2 12
Activités non sectorielles
Noverco - incidence des modifications
des taux d'imposition - (6) - (6)
Activités non sectorielles - gains non
réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés (48) (33) (25) (207)
Activités non sectorielles -gains de
change non réalisés à la conversion
de prêts intersociétés en devises,
montant net (25) (15) (40) (133)
Activités non sectorielles - gain à la
vente de l'investissement dans NTP - - - (25)
Activités non sectorielles - incidence
des modifications des taux
d'imposition - (1) - (4)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 238 239 984 855
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


CONFERENCE TELEPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le jeudi 3 février 2011 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats annuels de 2010. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-213-8837 ou, sans frais, le 1-866-700-7101, et le code d'accès 50707710. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse www.enbridge.com/investor. Elle sera aussi reprise sur le Web et en balladodiffusion quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. La conférence pourra être entendue en reprise jusqu'au 10 février 2011 en composant sans frais le1-888-286-8010 ou le 617-801-6888, et le code d'accès 37080369.

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

Les états financiers consolidés vérifiés, le rapport de gestion et la notice annuelle, qui renferment des notes et des informations supplémentaires, seront déposés auprès des autorités en valeurs mobilières et publiés sur le site Web d'Enbridge le ou vers le 22 février 2011.

Enbridge Inc., une société canadienne, est un chef de file du secteur de la livraison d'énergie en Amérique du Nord, et à l'échelle mondiale une des 100 premières entreprises championnes du développement durable. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux Etats-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires, et accroît ses participations dans des technologies d'énergie renouvelable et d'énergie verte, notamment l'énergie éolienne et solaire, les piles à combustible hybrides et la séquestration du dioxyde de carbone. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'Etat de New York. Enbridge compte un effectif d'environ 6 400 personnes, principalement au Canada et aux Etats-Unis, et la société est classée au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada et des employeurs des plus respectueux de l'environnement du Canada. 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 : www.enbridge.com.

Information prospective

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, afin de renseigner les actionnaires de la société et les investisseurs éventuels sur la société et ses filiales et sociétés affiliées, notamment sur l'analyse par la direction des projets et activités à venir. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme "entrevoir", "s'attendre", "projeter", "estimer", "prévoir", "planifier", "viser", "cibler", "croire" et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et les documents qui y sont intégrés par renvoi contiennent des informations ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice prévu ou le bénéfice ajusté; le résultat prévu ou le résultat ajusté par action; les coûts prévus des projets en cours de construction; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les tarifs prévus pour les pipelines; les dépenses en immobilisations prévues, les dividendes futurs estimatifs et les coûts prévus liés à la remise en état à la suite de fuites et les règlements d'assurance éventuels.

Bien qu'Enbridge croie raisonnables ces énoncés prospectifs compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent, notamment, l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel, les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel, les taux de change, d'inflation et d'intérêt prévus, la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations de projets par les clients, le maintien de l'appui des projets de la société et leur approbation par les organismes de réglementation, les dates prévues de mise en service et les conditions météorologiques. Les hypothèses portant sur l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel, ainsi que sur les prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs, dont ils constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs, car ils peuvent influer sur les niveaux actuels et futurs de demande pour les services de la société.

Parallèlement, les taux de change, les taux d'inflation et les taux d'intérêt influent sur les économies et les milieux d'affaires où la société exerce ses activités, pourraient influer sur la demande pour les services de la société et le coût des intrants, et font par conséquent partie intégrante de tous les énoncés prospectifs. En raison de l'interdépendance et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, les répercussions d'une hypothèse sur un énoncé prospectif ne peuvent être établies avec certitude, surtout en ce qui a trait au bénéfice ou au bénéfice ajusté prévu et aux montants par part correspondants ou aux dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs à l'égard de projets en chantier, notamment les dates d'entrée en service envisagées et dépenses en immobilisations prévues, comprennent, entre autres, la disponibilité et le prix de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, les conséquences des taux d'inflation et de change sur les coûts de la main-d'oeuvre et des matériaux, les effets des taux d'intérêt sur les coûts des emprunts, et l'incidence des conditions météorologiques ainsi que des approbations par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers des travaux.

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



POINTS SAILLANTS
Trimestres Exercices
terminés terminés
les 31 les 31
décembre décembre
-----------------------------
(non vérifiés, en millions de dollars
canadiens, sauf les données par action) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires
Oléoducs 117 141 512 445
Distribution de gaz 60 74 155 186
Gazoducs, traitement et services énergétiques 32 15 121 428
Placements à titre de promoteur 56 38 137 141
Activités non sectorielles 61 32 38 355
----------------------------------------------------------------------------
326 300 963 1 555
Résultat par action ordinaire 0,87 0,81 2,60 4,27
Résultat dilué par action ordinaire 0,86 0,80 2,57 4,25
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté(1)
Oléoducs 117 141 512 454
Distribution de gaz 54 60 167 154
Gazoducs, traitement et services énergétiques 31 22 123 116
Placements à titre de promoteur 48 39 209 151
Activités non sectorielles (12) (23) (27) (20)
----------------------------------------------------------------------------
238 239 984 855
Bénéfice ajusté par action ordinaire 0,64 0,64 2,66 2,35
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation 375 182 1 851 2 017
Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement (746) (1162) (2 674)(3 306)
Flux de trésorerie liés aux activités de
financement 152 912 749 1109
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 163 139 648 555
Dividendes payés par action ordinaire 0,425 0,37 1,70 1,48
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Actions en circulation(en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en
circulation 373 371 370 364
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires
en circulation 378 374 374 366
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de
barils par jour)
Réseau Enbridge(2) 2 234 2132 2 168 2,054
Réseau régional des sables bitumineux
d'Enbridge(3) 327 250 291 259
Pipeline Spearhead 159 129 144 121
Pipeline Olympic 282 289 276 280
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution
Volumes (en milliards de pieds cubes) 129 122 393 408
Nombre de clients actifs (en milliers)(4) 1 981 1937 1 981 1937
Degrés-jours de chauffage(5)
Chiffres réels 1 315 1267 3 466 3767
Prévisions fondées sur la température normale 1 210 1198 3 546 3514
Gazoducs, traitement et services énergétiques -
Débit quotidien moyen (en millions de pieds
cubes par jour)
Alliance Pipeline US 1 588 1569 1 600 1601
Pipeline Vector 1 623 1364 1 456 1334
Enbridge Offshore
Pipelines 1 899 2061 1 962 2037
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

1 Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteur
d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs récurrents ou
hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action
ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à
aucune définition standard prescrite par les PCGR reconnus.

2 Le réseau d'Enbridge comprend les livraisons du réseau principal au
Canada dans l'Ouest canadien et au réseau de Lakehead à la frontière
avec les Etats-Unis, ainsi que les canalisations 8 et 9 dans l'Est du
pays.

3 Se limite au volume du réseau principal d'Athabasca et du pipeline
Waupisoo et ne comprend pas les canalisations latérales du réseau
régional des sables bitumineux d'Enbridge.

4 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant
le gaz naturel d'Enbridge Gas Distribution à la fin de la période.

5 Degrés-jours de chauffage est une 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'Enbridge Gas Distribution. 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.



ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS


Trimestres Exercices
terminés terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens, sauf les données
par action) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Produits
Ventes de marchandises 3 280 2 491 11 990 9 720
Transport et autres services 863 696 3 137 2 746
----------------------------------------------------------------------------
4 143 3 187 15 127 12 466
----------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts des marchandises 3 070 2 290 11 291 9 011
Exploitation et administration 417 388 1 466 1 430
Amortissement 252 202 864 764
----------------------------------------------------------------------------
3 739 2 880 13 621 11 205
----------------------------------------------------------------------------
404 307 1 506 1 261
Quote-part du résultat des
satellites 16 60 38 198
Autres produits 197 135 374 678
Charges d'intérêts (179) (166) (687) (597)
Gain à la vente de placements - - - 365
----------------------------------------------------------------------------
438 336 1 231 1 905
Participations ne donnant pas le
contrôle (12) (8) (10) (37)
----------------------------------------------------------------------------
426 328 1 221 1 868
Impôts sur les bénéfices (98) (26) (251) (306)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 328 302 970 1 562
Dividendes sur les actions
privilégiées (2) (2) (7) (7)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 326 300 963 1 555
----------------------------------------------------------------------------

Résultat par action ordinaire 0,87 0,81 2,60 4,27
----------------------------------------------------------------------------

Résultat dilué par action ordinaire 0,86 0,80 2,57 4,25
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT ÉTENDU

Trimestres Exercices
terminés terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de dollars
canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 328 302 970 1 562
Autres éléments du résultat étendu
Variation des gains (pertes) non
réalisés sur les couvertures des
flux de trésorerie, déduction
faite des impôts 53 68 (113) (54)
Variation du gain non réalisé sur
les couvertures d'investissement
net, déduction faite des
impôts 48 15 51 151
Reclassement dans le bénéfice des
couvertures de flux de
trésorerie réalisées, déduction
faite des impôts 1 4 (25) 114
Reclassement dans le bénéfice des
couvertures de flux de
trésorerie non réalisées, déduction
faite des impôts - - - (20)
Autres éléments du résultat étendu
des satellites, déduction faite
des impôts 13 2 (11) (24)
Participations ne donnant pas le
contrôle prises en compte
dans les autres éléments du
résultat étendu 9 4 33 72
Variation de l'écart de conversion (190) (123) (274) (815)
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu (66) (30) (339) (576)
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 262 272 631 986
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


ÉTATS CONSOLIDÉS DES CAPITAUX PROPRES

(non vérifiés, en millions de dollars
canadiens, sauf les données par action)

Exercices terminés les 31 décembre 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées 125 125
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de l'exercice 3 379 3 194
Actions ordinaires émises - 4
Régime de réinvestissement de dividendes
et d'achat d'actions 224 143
Actions émises à l'exercice d'options
sur actions 80 38
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice 3 683 3 379
----------------------------------------------------------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de l'exercice 54 38
Rémunération à base d'actions 13 19
Options exercées (8) (3)
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice 59 54
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de l'exercice 4 400 3 383
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 963 1 555
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires (648) (555)
Dividendes versés sur participation
croisée 19 17
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice 4 734 4 400
----------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat
étendu
Solde au début de l'exercice (543) 33
Autres éléments du résultat étendu (339) (576)
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice (882) (543)
----------------------------------------------------------------------------
Participation croisée (154) (154)
----------------------------------------------------------------------------
Total des capitaux propres 7 565 7 261
----------------------------------------------------------------------------

Dividendes payés par action ordinaire 1,70 1,48
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------



ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE

Trimestres Exercices
terminés terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------------------------------------------
(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens) 2010 2009 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice 328 302 970 1 562
Amortissement 252 202 864 764
Gains non réalisés sur les
instruments dérivés (66) (2) (10) (204)
Provision pour les fonds utilisés
pendant la construction (1) (41) (80) (135)
Excédent (insuffisance) des
distributions en trésorerie
sur la quote-part du bénéfice des
satellites 62 (10) 214 (9)
Gain à la réduction de
participations (73) - (81) -
Gain à la vente de placements - - - (365)
Impôts futurs 117 107 238 218
Pertes liées à l'écart
d'acquisition et à la perte de
valeur d'actifs - 11 - 11
Participations ne donnant pas le
contrôle 12 8 10 37
Autres (12) (15) (11) (105)
Variation de l'actif et du passif
d'exploitation (244) (380) (263) 243
----------------------------------------------------------------------------
375 182 1 851 2 017
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Nouvelles immobilisations
corporelles (794) (944) (2 357) (3 225)
Acquisition d'actifs incorporels (12) (42) (50) (95)
Variation du montant à payer au
titre de la construction 105 (74) 27 (110)
Placements à long terme (17) (135) (121) (359)
Prêts à des sociétés affiliées,
montant net 1 33 (80) (145)
Acquisitions (52) - (116) -
Produit de la vente de placements 23 - 23 535
Vente d'immobilisations corporelles - - - 87
Règlement de couvertures - - - 6
----------------------------------------------------------------------------
(746) (1 162) (2 674) (3 306)
----------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des emprunts à
court terme (108) 155 (182) (366)
Variation nette des billets de
trésorerie et des
prélèvements sur les facilités de
crédit 47 408 (347) 736
Émissions de débentures et de
billets à terme 500 500 2 300 1 500
Remboursements sur les débentures
et les billets à terme (150) (200) (600) (616)
Variation nette du financement du
projet Southern Lights (8) 153 14 343
Émissions de titres d'emprunt sans
droit de recours - 60 5 60
Remboursements sur la dette sans
droit de recours (35) (79) (73) (130)
Distributions aux participations ne
donnant pas le contrôle,
montant net 5 2 (1) (33)
Émissions d'actions ordinaires 13 17 66 36
Dividendes sur les actions
privilégiées (2) (2) (7) (7)
Dividendes sur les actions
ordinaires (110) (102) (426) (414)
----------------------------------------------------------------------------
152 912 749 1 109
----------------------------------------------------------------------------
Incidence de la conversion de la
trésorerie et des équivalents
libellés en devises (9) (10) (11) (35)
----------------------------------------------------------------------------
Diminution de la trésorerie et des
équivalents (228) (78) (85) (215)
Trésorerie et équivalents au début
de l'exercice 470 405 327 542
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents à la fin
de l'exercice 242 327 242 327
----------------------------------------------------------------------------


BILANS CONSOLIDÉS

(non vérifiés, en millions de
dollars canadiens)
31 décembre 2010 2009
----------------------------------------------------------------------------
Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents 242 327
Comptes débiteurs et autres créances 2 706 2 484
Stocks 813 784
----------------------------------------------------------------------------
3 761 3 595

Immobilisations corporelles, montant net 20 332 18 850
Placements à long terme 2 198 2 312
Montants reportés et autres actifs 2 886 2 425
Actifs incorporels 478 488
Écarts d'acquisition 385 372
Impôts futurs 80 127
----------------------------------------------------------------------------
30 120 28 169
----------------------------------------------------------------------------
Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Emprunts à court terme 326 508
Comptes créditeurs et autres dettes 2 688 2 463
Intérêts à payer 117 104
Partie à court terme de la dette à long terme 154 601
Partie à court terme de la dette à long terme
sans droit de recours 70 113
----------------------------------------------------------------------------
3 355 3 789

Dette à long terme 13 561 11 866
Dette à long terme sans droit de recours 1 061 1 108
Autres passifs à long terme 1 473 1 207
Impôts futurs 2 447 2 211
----------------------------------------------------------------------------
21 897 20 181
----------------------------------------------------------------------------
Participations ne donnant pas le contrôle 658 727
Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 125 125
Actions ordinaires 3 683 3 379
Surplus d'apport 59 54
Bénéfices non répartis 4 734 4 400
Cumul des autres éléments du résultat étendu (882) (543)
Participation croisée (154) (154)
----------------------------------------------------------------------------
7 565 7 261
----------------------------------------------------------------------------
30 120 28 169
----------------------------------------------------------------------------

INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre terminé le 31 décembre 2010


Gazoducs,
traitement et
(non vérifiés, en millions de Distribution services
dollars canadiens) Oléoducs de gaz énergétiques
----------------------------------------------------------------------------
Produits 478 789 2 789
Coûts des marchandises - (452) (2 618)
Exploitation et administration (172) (131) (58)
Amortissement (105) (79) (42)
----------------------------------------------------------------------------
201 127 71
Quote-part du résultat des
satellites - - -
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 7 (4) 6
Charges d'intérêts et dividendes
sur les actions privilégiées (60) (42) (29)
Participations ne donnant pas le
contrôle - - -
Impôts sur les bénéfices (31) (21) (16)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 117 60 32
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Placements
(non vérifiés, en millions de à titre de Activités non Chiffres
dollars canadiens) promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits 87 - 4 143
Coûts des marchandises - - (3 070)
Exploitation et administration (34) (22) (417)
Amortissement (24) (2) (252)
----------------------------------------------------------------------------
29 (24) 404
Quote-part du résultat des
satellites 12 4 16
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 79 109 197
Charges d'intérêts et dividendes
sur les actions privilégiées (17) (33) (181)
Participations ne donnant pas le
contrôle (12) - (12)
Impôts sur les bénéfices (35) 5 (98)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 56 61 326
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Trimestre terminé le 31 décembre 2009


Gazoducs,
traitement et
(non vérifiés, en millions de Distribution services
dollars canadiens) Oléoducs de gaz énergétiques
----------------------------------------------------------------------------

Produits 360 795 1 950
Coûts des marchandises - (453) (1 838)
Exploitation et administration (142) (135) (65)
Amortissement (61) (83) (33)
----------------------------------------------------------------------------
157 124 14
Quote-part du résultat des satellites - - -
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 48 (9) 14
Charges d'intérêts et dividendes sur
les actions privilégiées (37) (57) (15)
Participations ne donnant pas le
contrôle (1) (2) -
Impôts sur les bénéfices (26) 18 2
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 141 74 15
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Placements Activités
(non vérifiés, en millions de à titre de non Chiffres
dollars canadiens) promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------

Produits 82 - 3 187
Coûts des marchandises - 1 (2 290)
Exploitation et administration (32) (14) (388)
Amortissement (23) (2) (202)
----------------------------------------------------------------------------
27 (15) 307
Quote-part du résultat des satellites 48 12 60
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 3 79 135
Charges d'intérêts et dividendes sur
les actions privilégiées (13) (46) (168)
Participations ne donnant pas le
contrôle (5) - (8)
----------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices (22) 2 (26)
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 38 32 300
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2010

Gazoducs,
traitement et
(non vérifiés, en millions de Distribution services
dollars canadiens) Oléoducs de gaz énergétiques
----------------------------------------------------------------------------
Produits 1 672 2 611 10 518
Coûts des marchandises - (1 384) (9 907)
Exploitation et administration (603) (497) (215)
Amortissement (312) (310) (144)
----------------------------------------------------------------------------
757 420 252
Quote-part du résultat des
satellites - - -
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 115 (17) 30
Charges d'intérêts et dividendes
sur les actions privilégiées (223) (179) (96)
Participations ne donnant pas le
contrôle (2) (5) -
Impôts sur les bénéfices (135) (64) (65)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 512 155 121
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Nouvelles immobilisations
corporelles 765 387 1 153
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Placements Activités
(non vérifiés, en millions de à titre de non Chiffres
dollars canadiens) promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits 326 - 15 127
Coûts des marchandises - - (11 291)
Exploitation et administration (120) (31) (1 466)
Amortissement (88) (10) (864)
----------------------------------------------------------------------------
118 (41) 1 506
Quote-part du résultat des
satellites 32 6 38
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 114 132 374
Charges d'intérêts et dividendes
sur les actions privilégiées (58) (138) (694)
Participations ne donnant pas le
contrôle (3) - (10)
Impôts sur les bénéfices (66) 79 (251)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 137 38 963
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Nouvelles immobilisations
corporelles 132 - 2 437
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------


Exercice terminé le 31 décembre 2009


Gazoducs,
traitement et
(non vérifiés, en millions de Distribution services
dollars canadiens) Oléoducs de gaz énergétiques
----------------------------------------------------------------------------

Produits 1 333 2 992 7 823
Coûts des marchandises - (1 757) (7 254)
Exploitation et administration (565) (495) (226)
Amortissement (230) (298) (140)
----------------------------------------------------------------------------
538 442 203
Quote-part du résultat des
satellites - - -
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 161 (12) 366
Charges d'intérêts et dividendes
sur les actions privilégiées (144) (188) (87)
Participations ne donnant pas le
contrôle (2) (6) -
Impôts sur les bénéfices (108) (50) (54)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 445 186 428
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Nouvelles immobilisations
corporelles 2 662 326 321
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Placements Activités
(non vérifiés, en millions de à titre de non Chiffres
dollars canadiens) promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------

Produits 313 5 12 466
Coûts des marchandises - - (9 011)
Exploitation et administration (113) (31) (1 430)
Amortissement (88) (8) (764)
----------------------------------------------------------------------------
112 (34) 1 261
Quote-part du résultat des
satellites 188 10 198
Autres produits de placements
(charges) et gain à la vente
de placements 13 515 1 043
Charges d'intérêts et dividendes
sur les actions privilégiées (56) (129) (604)
Participations ne donnant pas le
contrôle (28) (1) (37)
Impôts sur les bénéfices (88) (6) (306)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 141 355 1 555
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Nouvelles immobilisations
corporelles 41 10 3 360
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Renseignements