Enbridge Inc.

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Enbridge Inc.

15 févr. 2013 10h41 HE

Enbridge rend publics ses résultats de 2012

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 15 fév. 2013) - Enbridge Inc. (TSX:ENB)(NYSE:ENB) -

POINTS SAILLANTS

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

  • Bénéfice de 146 M$ au quatrième trimestre et de 610 M$ pour l'exercice complet

  • Bénéfice ajusté de 0,42 $ par action ordinaire, ou 327 M$, au quatrième trimestre

  • Hausse de 11 %, par rapport à 2011, du bénéfice ajusté annuel, qui atteint 1,62 $ par action ordinaire

  • Investissement prévu d'Enbridge de 6,2 G$ dans le programme d'accès au marché du pétrole léger, lequel constitue un ensemble de projets envisagés qui devraient donner au pétrole léger du Dakota du Nord et de l'Ouest canadien un accès élargi aux marchés

  • Annonce par Enbridge de l'agrandissement de son réseau principal au Canada entre Edmonton et Hardisty, en Alberta, au coût approximatif de 1,8 G$

  • Accord entre Enbridge et Energy Transfer Partners, L.P. quant aux conditions générales d'élaboration d'un projet conjoint d'accès au marché de raffinage du secteur est de la côte du golfe

  • Nouvel agrandissement prévu par Enbridge de son réseau principal entre Hardisty, en Alberta, et Superior, au Wisconsin, au coût estimatif de 0,6 G$

  • Participation de 50 % acquise par Enbridge dans l'aménagement du projet éolien du Massif du Sud, d'une puissance de 150 MW et pour un investissement prévu de 0,2 G$, portant les participations dans la capacité de production d'énergie renouvelable et de remplacement à plus de 1 300 MW

  • Aménagement par Enbridge de la canalisation latérale Heidelberg de 0,1 G$ US dans les eaux profondes du golfe du Mexique

  • Prévisions qui laissent entrevoir un bénéfice ajusté de l'ordre de 1,74 $ à 1,90 $ par action ordinaire en 2013

  • Majoration de 12 % du dividende trimestriel qui passe à 0,315 $ par action ordinaire le 1er mars 2013

  • Charge de 105 M$, déduction faite des impôts, au titre de la dépréciation de certains actifs d'Offshore constatée au quatrième trimestre

Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - « Enbridge a conclu 2012 sur un solide quatrième trimestre et des résultats, pour l'exercice, qui une fois de plus correspondent à ses prévisions, mentionne Al Monaco, président et chef de la direction. Pour le trimestre clos le 31 décembre 2012, le bénéfice ajusté a totalisé 327 M$, soit 0,42 $ par action ordinaire. Sur l'ensemble de l'exercice 2012, le bénéfice ajusté atteint ainsi 1 249 M$, ou 1,62 $ par action ordinaire, soit une augmentation de 11 % comparativement à l'exercice précédent. Cette majoration est particulièrement digne de mention à la lumière du préfinancement que nous avons mis en place au cours de l'exercice au titre des projets de croissance futurs.

Information prospective

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

Opérations

Le solide rendement d'Enbridge en 2012 rend compte de la stabilité et de la diversification de notre gamme d'entreprises. Le secteur Oléoducs a produit un bénéfice record, principalement grâce à l'exploitation sur un exercice complet de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC »), qui a fait augmenter tant les volumes que les droits. Ce secteur a par ailleurs bénéficié des volumes supérieurs sur le pipeline Spearhead et de la première phase d'inversion du réseau d'oléoducs Seaway (« pipeline Seaway ») entreprise vers le milieu de l'année. L'apport de l'entreprise de distribution de gaz est demeuré stable pour cette dernière année aux termes de l'entente de tarification en fonction du rendement de cinq ans d'Enbridge Gas Distribution (« EGD »), les primes ayant plus que compensés les nouveaux règlements touchant Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick (« EGNB »).

Dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, le tronçon américain du pipeline d'Alliance et le pipeline Vector ont produits des résultats conformes à leur modèle commercial contractuel et réglementaire. Les résultats d'Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore »), se sont stabilisés, cette dernière ayant affiché une légère perte. L'usine de traitement du gaz naturel Aux Sable a profité des prix fixés pour les liquides de gaz naturel (« LGN ») au cours de l'exercice, alors que les services énergétiques ont connu des résultats favorables au cours de la dernière année compte tenu des occasions d'arbitrage découlant des vastes écarts quant à l'emplacement et à la qualité du brut, mais néanmoins pas autant qu'au cours de l'exercice précédent. Dans le secteur Placements à titre de promoteur, l'apport d'Enbridge Income Fund (le « fonds ») s'est accru de façon marqué en raison du passage d'actifs d'énergie renouvelable de 1,2 G$ vers la fin de 2011, ce qui a plus qu'annulé le recul attribuable à Enbridge Energy Partners, L.P. («EEP»). Les actifs des oléoducs d'EEP ont tiré parti des volumes et tarifs accrus, ce qui a influé favorablement sur leur rendement, mais les actifs de collecte et de traitement ont fait face à de moindres prix pour le gaz naturel et les LGN.

Le bénéfice de 2012 rend compte de variations des incidences comptables hors trésorerie non réalisées en rapport avec le programme exhaustif de couverture économique à long terme dont Enbridge dispose pour atténuer les risques découlant de la fluctuation des taux d'intérêt et de change ainsi que des prix des marchandises. La société croit que le programme de couverture favorise la production de flux de trésorerie fiables et la capacité de maintenir la croissance des dividendes.

La croissance solide et durable d'Enbridge a permis à la société d'annoncer, en décembre 2012, une majoration de 12 % du dividende sur ses actions ordinaires.

M. Monaco a commenté : « La sécurité, la fiabilité et la durabilité environnementale de nos installations demeurent toujours notre première priorité. Notre plan de gestion des risques d'exploitation est conçu pour placer Enbridge en tête de liste au sein de l'industrie, et ce sur un certain nombre de plans importants. À cette fin, nous continuons d'apporter des améliorations dans des secteurs opérationnels clés comme l'intégrité des canalisations, le fonctionnement du centre de commande des opérations, la capacité de déceler des fuites, la protection de l'environnement et les interventions. Depuis 2011, nous avons réalisé ce que nous croyons être le plus important programme de gestion de l'intégrité de l'histoire de l'industrie pipelinière en Amérique du Nord. La santé et la sécurité de nos employés revêt une importance primordiale pour nous. En 2012, aucune blessure grave n'a été signalée et, dans chacun de nos secteurs d'activité, notre fiche de sécurité se compare favorablement à celle de l'industrie.»

M. Monaco a fait remarquer que le plan de neutralisation de l'empreinte écologique d'Enbridge était un autre exemple de la façon dont la société respecte son engagement envers les parties prenantes. « Ce plan est conçu pour compenser l'impact environnemental de la société là où il se fait sentir le plus : sur les arbres que nous enlevons pour construire nos installations, sur les habitats naturels que nous perturbons et les incidences liées à l'électricité que nous achetons pour alimenter nos activités. À la fin de 2012, Enbridge avait planté près de 100 % des arbres qu'elle avait enlevés, assuré la conservation d'un nombre d'acres de beaucoup supérieur à ceux perturbés et la société avait la capacité de produire beaucoup plus d'énergie renouvelable que ne l'envisage la croissance prévue de la consommation d'énergie de nos exploitations. Nous faisons rapport de nos progrès mensuellement sur notre site Web.

« En janvier 2013, la société a une fois de plus été nommée au palmarès des 100 premières entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde (« Global 100 ») pour une cinquième année d'affilée, indique M. Monaco, Nous sommes très fiers d'être au nombre des dix entreprises canadiennes reconnues comme chef de file pour savoir composer avec des facteurs sociaux et environnementaux clés tout en procurant le meilleur rendement possible pour leurs actionnaires. »

Nouveaux projets d'investissement

Plus tôt aujourd'hui, Enbridge a annoncé la conclusion d'un accord avec Energy Transfer Partners, L.P. (« Energy Transfer ») en vue d'un projet conjoint d'accès prévoyant pour la première fois l'option de transporter par pipeline du pétrole brut vers la zone est de la côte du golfe du golfe à partir du Midwest américain. Le projet prévoit la conversion d'un de trois pipelines faisant partie du réseau actuel de Trunkline qui est détenu à 100 % par Energy Transfer, pour transformer le service de transport de gaz naturel en un service de transport de pétrole brut; il est assujetti à l'approbation par la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») pour ce qui est du retrait d'une canalisation affectée au transport de gaz.

« Le secteur de la côte du golfe est l'un des plus importants centres de raffinage du monde, et le marché de l'est de la région du golfe représente plus du tiers de cette capacité, avec trois millions de barils par jour, affirme M. Monaco. Il s'agit à la fois d'un marché de pétrole lourd et de pétrole léger où les prix sont avantageux. Jusqu'à maintenant, ce marché n'était pas directement accessible pour les producteurs de brut de l'Ouest canadien et de la région de Bakken. Ce projet, qui bénéficie des canalisations déjà présentes, nous permettra d'acheminer le produit aux marchés plus rapidement que nous pourrions le faire en construisant un nouveau pipeline. »

Dans le secteur Oléoducs, les projets de croissance continueront d'être animés par les besoins des producteurs à l'égard d'une plus grande capacité et d'un meilleur accès à de nouveaux marchés, et par ceux des raffineurs qui souhaitent un approvisionnement sûr et fiable à coût concurrentiel. Au cours du quatrième trimestre de 2012 et en janvier 2013, Enbridge a annoncé de nouveaux investissements d'une valeur supérieure à 9 G$ dans de nouveaux projets d'agrandissement commercialement garantis, en plus de faire état de la réalisation de projets à l'échelle des trois grandes initiatives d'accès au marché de la société : accès vers l'est, accès à la côte du golfe et accès au marché du pétrole léger.

« Le fait de prévoir les besoins en infrastructures des producteurs d'énergie et des consommateurs, et le fait d'élaborer des stratégies visant à répondre à ces besoins, sont au cœur même de nos activités, mentionne M. Monaco. La production de pétrole brut de l'Ouest canadien et du nord-ouest des États-Unis fait face à d'importantes contraintes en ce qui a trait aux marchés. Par conséquent, cette production de pétrole continue d'être vendue à prix moindre que le prix mondial, ce qui continue d'être une grande préoccupation pour l'industrie. Les stratégies d'Enbridge en matière d'accès aux marchés sont en réaction à l'évolution rapide des principes sous-jacents à l'offre et à la demande en Amérique du Nord et seront à l'origine d'une plus-value significative pour ses clients puisqu'elles contribueront à combler cet écart et fournir aux raffineries un meilleur accès aux sources d'approvisionnement. »

M. Monaco a fait remarquer que la conception, la construction et l'exploitation des projets d'agrandissement ne dévieront pas de l'engagement d'Enbridge d'être un chef de file de l'industrie pour sa performance d'exploitation sécuritaire, fiable et respectueuse de l'environnement. « Nous avons pris l'engagement de construire et d'exploiter nos installations de façon sûre et fiable, dans le respect des collectivités locales et de l'environnement, ajoute M. Monaco. Il importe de souligner que nos stratégies d'accès aux marchés suivent des couloirs énergétiques et ont recours à des pipelines existants, dans la plus grande mesure possible, de manière à réduire au minimum les perturbations environnementales, ce qui permet de circonscrire l'empreinte écologique. »

La canalisation latérale Heidelberg (« Heidelberg ») a elle aussi fait l'objet d'une annonce au quatrième trimestre. Il s'agit d'un pipeline de pétrole brut dans le golfe du Mexique devant permettre à l'exploitant, Anadarko Petroleum Corporation (« Anadarko »), de relier le projet de mise en valeur Heidelberg proposé à un réseau pipelinier tiers existant. Enbridge construira, détiendra et exploitera le pipeline, qui devrait entrer en service en 2016 et pour lequel l'investissement prévu est de 0,1 G$ US. Sa construction est assujettie à la signature d'ententes définitives et à l'approbation du projet de mise en valeur par Anadarko et les autres copropriétaires.

Dans le secteur des Gazoducs, Enbridge a poursuivi la réalisation de sa stratégie dans le secteur intermédiaire au Canada compte tenu d'une entente de services avec Encana Corporation (« Encana ») pour la mise en valeur d'installations de collecte et de compression de gaz dans la région de l'arche de Peace River (« APR »), dans le nord-ouest de l'Alberta. Enbridge a convenu de faire l'acquisition de certaines installations de collecte et de compression de gaz sulfureux appartenant à Encana, actuellement en service ou en construction dans la région de l'APR, selon des modalités qui correspondent à l'investissement de la société dans l'usine à gaz de Cabin (« Cabin »). En outre, Enbridge travaille de concert exclusivement avec Encana à la délimitation d'installations en vue d'une mise en valeur ultérieure d'autres grandes installations du secteur intermédiaire dans cette région. L'annonce précitée a suivi le report de la mise en service de l'étape 1 et de la construction de l'étape 2 de Cabin en octobre 2012.

« Cette nouvelle occasion qui se présente à Enbridge, renchérit M. Monaco, lui permet d'être encore plus présente dans la région du riche et prolifique gisement de Montney, en complément de sa participation actuelle dans le pipeline Alliance et l'installation de LGN d'Aux Sables. Nous sommes heureux d'accroître nos participations dans le secteur intermédiaire et souhaitons travailler avec les producteurs et toutes les parties prenantes dans cette région. »

Dans le secteur Énergie verte, Enbridge a ajouté à sa base d'actifs d'énergie renouvelable avec l'obtention d'une participation de 50 % dans le cadre de l'aménagement du projet éolien de 150 MW du Massif du Sud (« Massif du Sud »), au Québec, entré en service en janvier 2013.

« Enbridge continue de chercher des possibilités de grossir son portefeuille d'infrastructures d'énergie renouvelable au Canada et aux États-Unis, précise M. Monaco. Elle affiche aujourd'hui la présence la plus marquée au Canada en production d'énergie solaire, et la deuxième en production d'énergie éolienne. Nous considérons que l'énergie renouvelable joue un rôle prépondérant dans notre stratégie à plus long terme de développement d'une future base d'actifs élargie, alors que se pointe à l'horizon une économie énergétique où la dépendance aux hydrocarbures diminue. »

En décembre, Enbridge a conclu la cession au fonds, en contrepartie d'un montant de 1,2 G$, d'un groupe d'actifs comprenant des installations de stockage de pétrole brut ainsi que de production d'énergie éolienne et solaire. La société a par ailleurs émis des actions privilégiées pour un montant de 400 M$.

« Le passage des actifs au fonds a produit un montant net de 0,8 G$ en vue du financement de notre vaste programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance, notamment un nouveau relèvement des capitaux propres de lancement, dit M. Monaco. Ce montant sert de complément au financement classique sur les marchés financiers qui, pour l'exercice dans son ensemble, a totalisé près de 6 G$ et contribue à assurer tout l'accès voulu à des liquidités en vue de la réalisation de notre programme de dépenses en immobilisations. »

M. Monaco conclut : Les résultats positifs que nous avons obtenus en 2012 rendent compte de l'importance que nous accordons à l'exploitation et à l'exécution à la lettre de notre stratégie de croissance. En se fondant sur le nombre d'occasions que nous avons été en mesure de mettre à profit au cours de l'exercice, et des occasions à venir, nous avons confiance que nous serons en mesure de maintenir une croissance de premier plan jusqu'en 2016, puis pendant une bonne partie de la seconde moitié de la décennie. »

APERÇU DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2012

Pour un complément d'information sur les projets de croissance d'Enbridge, il y a lieu de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, disponible également sur le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.

  • Le 15 février 2013, Enbridge a annoncé la conclusion d'un accord avec Energy Transfer au sujet des conditions générales de l'aménagement conjoint d'un projet permettant l'accès au marché de raffinage du secteur de la côte du golfe depuis la plaque tournante de Patoka, en Illinois. Sous réserve de l'approbation de la FERC, le projet prévoit la conversion de certains tronçons d'un gazoduc actuellement en exploitation dans le cadre du réseau de gazoducs de Trunkline Gas Company, LLC, une filiale en propriété exclusive d'Energy Transfer and Energy Transfer Equity, L.P. Après la conversion, la capacité du pipeline devrait être de l'ordre de 420 000 à 660 000 barils par jour (« b/j »), selon le type de brut transporté et les engagements reçus dans le cadre d'un appel de soumissions. La mise en service est prévue pour le début de 2015. Enbridge et Energy Transfer détiendraient chacune une participation de 50 % dans le projet. La participation d'Enbridge à ce projet est assujettie à l'obtention d'engagements minimaux dans le cadre d'un appel de soumissions et à la diligence raisonnable au sujet du coût de conversion. Selon le niveau des engagements et l'étabissement de la portée et des dépenses en immobilisations estimatives, Enbridge prévoit un investissement entre 1,2 G$ US et 1,7 G$ US.

  • Le 4 janvier 2013, Enbridge a annoncé un nouvel agrandissement du réseau principal au Canada entre Hardisty, en Alberta, et un point à la frontière canado-américaine situé près de Gretna, au Manitoba, à un coût estimatif de 0,4 G$, ainsi qu'un nouvel agrandissement du réseau de Lakehead, qui appartient à EEP, entre Neche, au Dakota du Nord, et Superior, au Wisconsin, à un coût estimatif de 0,2 G$ US. Sous réserve de l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation, les agrandissements prévoient l'ajout d'une puissance de pompage suffisante pour augmenter de 230 000 b/j la capacité à la fois du réseau principal au Canada et du réseau de Lakehead, dans le contexte d'une entrée en service prévue pour 2015. L'annonce ainsi faite s'est greffée à celle effectuée en mai 2012 par la société relativement à un projet d'accroissement de la capacité de 120 000 b/j des mêmes tronçons du réseau principal au Canada et du réseau de Lakehead, à un coût approximatif respectivement de 0,2 G$ et de 0,2 G$ US avec une entrée en service prévue au milieu de 2014.

  • Le 20 décembre 2012, Enbridge a fait l'acquisition d'une participation de 50 % dans le cadre de l'aménagement du projet éolien de 150 MW du Massif du Sud, situé à 100 kilomètres (60 milles) à l'est de Québec. Les travaux de construction ont été menés à terme en décembre 2012 et le projet est entré en exploitation commerciale en janvier 2013. L'électricité produite au Massif du Sud est livrée à Hydro-Québec aux termes d'une convention d'achat d'électricité de 20 ans. L'investissement total de la société dans le projet est d'environ 0,2 G$.

  • Le 6 décembre 2012, Enbridge a rendu public le programme de pétrole léger d'une valeur de 6,2 G$ visant à donner à la production croissante de pétrole léger au Dakota du Nord et au Canada un accès élargi aux marchés. Le programme de pétrole léger comprend une série de projets qui s'ajouteront à celui de l'accès vers l'Est précédemment annoncé par la société et qui procureront une plus grande capacité pipelinière sur le réseau régional du Dakota du Nord d'Enbridge, qui ajouteront encore à la capacité du réseau principal aux États-Unis, et qui amélioreront le potentiel du réseau principal au Canada côté terminal. Le programme de pétrole léger procurera un accès, à partir du réseau d'Enbridge, à des marchés de raffinage attrayants en Ontario, au Québec et dans le Midwest américain pour un volume supplémentaire de 400 000 b/j de pétrole léger. L'entrée en service ciblée pour les différents projets du programme de pétrole léger varie entre 2014 et le début de 2016.

  • En décembre 2012, la société a constaté une moins-value de 166 M$ (105 M$ après impôts) en rapport avec certains de ses actifs dans Offshore, principalement dans les couloirs Stingray et Garden Banks dans le golfe du Mexique. La société avait cherché à trouver de nouvelles utilisations pour ces actifs, mais compte tenu de l'évolution du contexte de la concurrence au quatrième trimestre de 2012, elle a conclu que de telles recherches demeureraient probablement vaines. En outre, une caractéristique unique de ces actifs est qu'ils dépendent en grande partie de la production gazière dans les eaux peu profondes du golfe du Mexique, rendue plus compliquée en raison de facteurs macroéconomiques comme la prévalence de la production terrestre des gaz de schistes, les perturbations découlant du passage d'ouragans, davantage de prescriptions réglementaires et des prix faibles pour le gaz naturel.

  • Le 26 novembre 2012, Enbridge a annoncé qu'elle était désormais partie à une coentreprise pour l'aménagement d'une installation de déchargement ferroviaire et de l'infrastructure pipelinière locale connexe près de Philadelphie, en Pennsylvanie, en vue de la livraison de pétrole brut léger non corrosif de Bakken et d'ailleurs aux raffineries de cette agglomération. Le terminal Eddystone comprendra la location de certaines parties d'une installation de production d'électricité et la reconfiguration de voies de chemin de fer existantes pour accueillir des trains de 120 wagons, la mise en place de matériel de déchargement de pétrole brut, la remise à neuf d'un réservoir existant d'une capacité de 200 000 barils, et des travaux d'amélioration d'une installation existante de chargement sur barge. Sous réserve de l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation et autres, le projet devrait être mis en service d'ici la fin de 2013 afin de recevoir et de livrer une capacité initiale de 80 000 b/j pouvant être portée à 160 000 b/j. Le coût total estimatif du projet est d'environ 68 M$ US et la quote-part des coûts du projet revenant à Enbridge sera calculée en tenant compte de sa participation de 75 % dans la coentreprise.

  • Le 22 novembre 2012, la société a rendu publics des plans pour procéder à un agrandissement de son réseau principal au Canada entre Edmonton, en Alberta, et Hardisty, aussi en Alberta. Le projet d'agrandissement, dont le coût estimatif est de quelque 1,8 G$, comprendra un nouveau pipeline d'un diamètre de 36 pouces et d'une longueur de 181 kilomètres (112 milles) qui devrait en général suivre le même tracé que celui de la canalisation 4 existante d'Enbridge, de nouvelles installations au terminal d'Edmonton, notamment cinq nouveaux réservoirs d'une capacité de 500 000 barils, et des raccords avec l'infrastructure en place au terminal de Hardisty. La capacité initiale de la nouvelle canalisation devrait être d'environ 570 000 b/j et pourrait éventuellement être portée à 800 000 b/j. Sous réserve de l'obtention des approbations requises au titre de la réglementation, le projet devrait entrer en service en 2015.

  • Le 6 novembre 2012, Enbridge a annoncé qu'elle construirait, détiendrait et exploiterait un pipeline de pétrole brut dans le golfe du Mexique devant relier à un réseau tiers existant le projet Heidelberg proposé par Anadarko, l'exploitant. Le point de départ de Heidelberg, d'un diamètre prévu de 20 pouces et d'une longueur approximative de 55 kilomètres (34 milles), sera situé en mer dans le bloc 860 de Green Canyon, à environ 320 kilomètres (200 milles) au sud-ouest de La Nouvelle-Orléans, en Louisiane, et par quelque 1 600 mètres (5 300 pieds) de fond. Sous réserve des approbations au titre de la réglementation et autres, ainsi que l'approbation du projet de mise en valeur par Anadarko et les autres copropriétaires, Heidelberg devrait être en exploitation d'ici 2016, en contrepartie d'un investissement d'environ 0,1 G$.

  • Le 25 octobre 2012, Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») et le fonds ont annoncé avoir conclu une entente avec Enbridge au titre de laquelle cette dernière céderait au fonds cinq entités, comprenant des installations de stockage de pétrole brut en Alberta et des actifs d'énergie renouvelable en Ontario. Le 10 décembre 2012, ENF et le fonds ont mené à bonne fin l'acquisition des installations souterraines de stockage de Hardisty, du terminal affermé de Hardisty, du projet éolien de Greenwich (« Greenwich ») ainsi que des projets d'énergie solaire d'Amherstburg et de Tilbury en contrepartie d'un montant total approximatif de 1,2 G$.

  • Le 22 octobre 2012, la société a convenu, avant de la mener à terme en novembre 2012, de l'acquisition auprès d'Encana de certaines installations de collecte et de compression de gaz sulfureux. Ces installations, qui sont soit en service, soit en construction, sont situées dans la région de l'APR, dans le nord-ouest de l'Alberta. Le projet procédera par étapes alors que de nouvelles canalisations de collecte devraient entrer en service vers la fin de 2013 tandis que les nouvelles installations de manutention de (« LGN ») devraient être prêtes au premier trimestre de 2014. L'investissement d'Enbridge dans la mise en valeur du gaz de l'APR devrait se situer autour de 0,3 G$. Par ailleurs, Enbridge travaille exclusivement avec Encana à établir la portée éventuelle d'installations visant l'aménagement d'autres grandes installations du secteur intermédiaire dans la région riche en liquides de l'APR. L'annonce précitée a suivi le report de la mise en service de l'étape 1 et de la construction de l'étape 2 de Cabin en octobre 2012.
RÉSULTATS CONSOLIDÉS
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs 136 203 726 505
Distribution de gaz 127 (226 ) 207 (88 )
Gazoducs, traitement et services énergétiques (52 ) 156 (478 ) 305
Placements à titre de promoteur 71 89 282 269
Activités non sectorielles (136 ) (63 ) (127 ) (171 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 146 159 610 820
Résultat par action ordinaire 0,19 0,21 0,79 1,09
Résultat dilué par action ordinaire 0,18 0,21 0,78 1,08

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 610 M$ (0,79 $ par action ordinaire), comparativement à 820 M$ (1,09 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2011. Dans l'ensemble, le bénéfice dérivé des activités de la société a connu une croissance importante au cours de l'exercice écoulé, ainsi qu'il est commenté sous la rubrique Bénéfice ajusté ci-dessous, mais l'incidence positive de cette croissance a été atténuée en partie par un certain nombre de facteurs inhabituels non susceptibles de se répéter ou hors exploitation, en particulier les variations des gains et des pertes à la juste valeur non réalisés sur dérivés et opérations de change. La société dispose d'un programme de couverture économique à long terme exhaustif pour atténuer les risques associés aux fluctuations du taux d'intérêt, du taux de change et du prix des marchandises. Les incidences comptables non réalisées de ce programme sont à l'origine de mouvements réactifs du bénéfice à court terme, mais la société est d'avis qu'à long terme, il favorise des flux de trésorerie fiables et la croissance des dividendes.

En 2012 et 2011, le bénéfice a aussi subi le contrecoup de cessions d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge. Les gains intersociétés réalisés en raison de ces cessions d'actifs au cours des deux exercices ont été éliminés aux fins comptables, mais des impôts sur les bénéfices de 56 M$ et de 98 M$ respectivement pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 2011, compte tenu des gains en capital connexes, continuent d'être imputés au bénéfice consolidé.

Un autre élément important ayant une incidence sur la comparabilité du bénéfice d'un exercice par rapport au précédent était lié aux coûts et aux pertes de produits, déduction faite des montants recouvrés aux termes des garanties d'assurance, associés aux fuites de pétrole brut provenant des canalisations 6A, 6B et 14. Le bénéfice des exercices clos les 31 décembre 2012 et 2011 tient compte de la quote-part après impôts devant être assumée par la société des coûts et des pertes de produits d'EEP en rapport avec ces incidents, avant les montants recouvrés aux termes des garanties d'assurance et exclusion faite des amendes ainsi que des pénalités, qui s'élèvent respectivement à 9 M$ et 33 M$. Dans le cas de la fuite de pétrole brut provenant de la canalisation 6B, les montants recouvrés aux termes des garanties d'assurance pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 2011 ont été respectivement de 24 M$ et de 50 M$, montants nets après impôts pour Enbridge.

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2012, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 146 M$, comparativement à 159 M$ pour le trimestre clos le 31 décembre 2011. Les facteurs qui influent sur les résultats au quatrième trimestre suivent en grande partie les tendances observées depuis le début de l'exercice et tiennent toujours compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. En mettant de côté les facteurs d'exploitation traités sous la rubrique Bénéfice ajusté, les facteurs exclusifs au quatrième trimestre de 2012 comprennent une moins-value de 105 M$ après impôts en rapport avec les actifs d'Offshore dans les couloirs Stingray et Garden Banks, des impôts sur les bénéfices de 56 M$, compte tenu des gains intersociétés réalisés au moment de la vente d'actifs au fonds, qui n'ont pas été éliminés à des fins comptables, et l'incidence favorable d'un gain de 63 M$ découlant de la constatation d'un actif réglementaire lié aux avantages complémentaires de retraite pour EGD.

Le bénéfice du trimestre correspondant de 2011, soit le quatrième, tenait compte de l'abandon du traitement comptable s'appliquant aux activités à tarifs réglementés d'EGNB, à l'origine d'une radiation de certains soldes prévus au titre de la réglementation totalisant 262 M$ après impôts.

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté (à la perte ajustée) qui représente le bénéfice ou la perte attribuables aux porteurs d'actions ordinaires, et ajustés pour tenir compte de facteurs inhabituels non susceptibles de se répéter ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, appelés postes d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et est davantage transparente. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer des objectifs, d'évaluer le rendement de la société, et d'établir le versement de dividendes par celle-ci. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) dans les informations sectorielles et consolidées ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et n'est pas considéré comme une mesure de calcul conforme aux PCGR; par conséquent, cette mesure ne saurait être comparée aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. Se reporter au tableau Rapprochements non conformes aux PCGR, qui présente un rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.

BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs 183 126 684 536
Distribution de gaz 63 48 176 173
Gazoducs, traitement et services énergétiques 37 41 154 163
Placements à titre de promoteur 67 74 263 244
Activités non sectorielles (23 ) (16 ) (28 ) (16 )
Bénéfice ajusté1 327 273 1 249 1 100
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,42 0,36 1,62 1,46
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 par les principes comptables généralement reconnus. Voir ci-dessus pour obtenir plus d'information sur les mesures non conformes aux PCGR.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, le bénéfice ajusté a atteint 1 249 M$ (1,62 $ par action ordinaire) comparativement à 1 100 M$ (1,46 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2011, soit une hausse de 11 % du bénéfice ajusté par action ordinaire. La progression du bénéfice ajusté par rapport à celui de l'exercice précédent était principalement attribuable à un solide rendement d'exploitation des actifs du secteur Oléoducs de la société ainsi qu'aux apports des nouveaux actifs mis en service. Un accroissement des volumes a plus particulièrement eu une incidence sur le bénéfice ajusté à partir du milieu de 2011 alors qu'est entrée en vigueur l'ETC sur le réseau principal au Canada. En 2012, la société a aussi commencé à réaliser un bénéfice sur sa participation de 50 % dans le pipeline Seaway, qui, depuis mai 2012, achemine des produits en direction sud, du Midwest américain jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique. La mise en service du pipeline Seaway a aussi eu une incidence positive sur le bénéfice du pipeline Spearhead en 2012, ce dernier ayant alors également profité du désir des producteurs de pousser leur brut plus avant vers les marchés de la côte du golfe de façon à tirer parti d'écarts de prix attrayants. Outre le pipeline Seaway, d'autres nouveaux actifs sont entrés en exploitation et ont contribué à la croissance du bénéfice ajusté, notamment le projet éolien de Cedar Point (« Cedar Point ») vers la fin de 2011 et le projet d'énergie solaire Silver State (« Silver State ») en 2012. Les secteurs d'activité de la société qui ont connu une baisse par rapport à l'exercice précédent au chapitre du bénéfice ajusté comprennent EEP, en raison du recul des prix du gaz naturel et des LGN ainsi que de la hausse des frais d'exploitation et d'administration, surtout en ce qui a trait aux coûts liés à l'intégrité des pipelines, aux frais touchant le personnel et à l'augmentation des impôts fonciers, ainsi que les services énergétiques, alors que les conditions changeantes du marché ont été à l'origine d'un moins grand nombre d'occasions quant aux marges pouvant être réalisées pour la commercialisation de pétrole brut et de LGN. Le relèvement des dividendes sur les actions privilégiées pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 a lui aussi eu une incidence négative sur le bénéfice compte tenu des activités accrues de la société sur le marché des capitaux en vue du préfinancement des projets de croissance future.

Le bénéfice ajusté a atteint 327 M$ (0,42 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 décembre 2012, comparativement à 273 M$ (0,36 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 décembre 2011. Les principaux facteurs qui ont influé sur la croissance du bénéfice ajusté du trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent comprennent les forts volumes des actifs du secteur Oléoducs de la société, tant au Canada qu'aux États-Unis, qui tiennent compte des apports de nouveaux actifs comme le pipeline Seaway, la croissance du portefeuille d'énergie renouvelable de la société, et l'élargissement de la clientèle d'EGD. Faisant partiellement obstacle à ces hausses, il faut noter la baisse du bénéfice ajusté des services énergétiques, où les occasions quant aux marges pouvant être réalisées pour la commercialisation de produits pétroliers n'ont pas été aussi bonnes qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, ainsi que la poussée des frais d'Offshore.


OLÉODUCS
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal au Canada 117 72 432 336
Réseau régional de sables bitumineux 29 30 110 111
Pipeline Southern Lights 18 21 71 75
Pipeline Seaway 11 (3 ) 24 (3 )
Pipeline Spearhead 7 3 37 17
Pipelines d'amenée et autres 1 3 10 -
Bénéfice ajusté 183 126 684 536
Réseau principal au Canada - ajustement de la tarification de la canalisation 9 - - 6 10
Réseau principal au Canada - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (41 ) 86 42 (48 )
Réseau principal au Canada - règlement d'un différend avec un expéditeur - - - 14
Réseau régional de sables bitumineux - ajustement de périodes antérieures (6 ) - (6 ) -
Réseau régional de sables bitumineux - radiation de perte de valeur d'actifs - (8 ) - (8 )
Pipeline Spearhead - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - - - 1
Pipelines d'amenée et autres - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés - (1 ) - -
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 136 203 726 505
  • Le bénéfice du réseau principal au Canada pour l'exercice clos le 31 décembre 2012 rend compte d'un accroissement des volumes et d'une hausse des droits résiduels du réseau à l'égard du tarif international conjoint (« TIC »), lesquels varient selon l'évolution des droits locaux imposés sur le réseau de Lakehead. Le bénéfice ajusté pour l'ensemble de l'exercice 2012 a par ailleurs subi le contrecoup d'une hausse des frais d'exploitation et d'administration, surtout attribuable au relèvement des frais connexes touchant le personnel, et d'une augmentation des coûts de remise en état à la suite de fuites.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux pour le quatrième trimestre de 2012 ainsi que pour l'exercice dans son ensemble rend compte d'une hausse des frais d'exploitation et d'administration comme de la charge d'amortissement, hausse amoindrie en raison de plus forts volumes expédiés et d'une majoration des droits sur certaines canalisations latérales, de même que d'une croissance du bénéfice découlant de la progression annuelle des frais imposés pour le stockage et l'utilisation des terminaux par rapport à l'exercice précédent. Le bénéfice ajusté de 2012 comprend en outre les apports de la nouvelle infrastructure régionale, soit les pipelines de Woodland et de Wood Buffalo, entrée en service au quatrième trimestre, quoique neutralisés par l'absence, désormais, du bénéfice produit par les actifs vendus au fonds en décembre.
  • Le bénéfice ajusté du pipeline Southern Lights rend compte d'une plus forte charge d'impôts, supérieure aux économies d'impôts réputées sur les droits.
  • Le bénéfice ajusté du pipeline Seaway pour l'exercice écoulé et le quatrième trimestre de 2012 tient compte du service préliminaire compte tenu d'une capacité d'environ 150 000 bj/, à compter de mai 2012. Postérieurement à la fin de l'exercice, en janvier 2013, l'inversion a été menée à terme après l'ajout de station de pompage et d'autres modifications, ce qui a porté à 400 000 b/j la capacité accessibles pour les expéditeurs, selon le type de pétrole brut. Jusqu'à maintenant en 2013, le débit a été limité en raison de contraintes relatives aux installations de réception de tiers. Une canalisation latérale ayant pour point de départ l'installation de stockage de Jones Creek de Seaway pour aboutir au terminal de pétrole brut ECHO à Houston, au Texas, devrait éliminer de telles restrictions après son entrée en service, qui est prévue pour le quatrième trimestre de 2013. Dans l'intervalle, le pipeline Seaway prend les mesures qui s'imposent pour tenter de réduire ces contraintes en aval. La perte de 3 M$ constatée pour l'exercice clos le 31 décembre 2011 était liée à de premiers frais d'expansion d'entreprise ne pouvant être capitalisés.
  • L'augmentation du bénéfice ajusté du pipeline Spearhead pour l'exercice dans son ensemble ainsi que pour le quatrième trimestre de 2012 rend compte de la croissance des volumes et des droits, partiellement neutralisée par une hausse des frais d'exploitation et d'administration, notamment à l'égard de l'électricité ainsi que des réparations et de l'entretien. Les volumes ont beaucoup progressé par rapport à ceux de 2011 en raison de plus grands écarts de prix des marchandises et d'un accroissement de la demande à Cushing, en Oklahoma, en prévision de la capacité supplémentaire sur le pipeline Seaway pour un acheminement subséquent jusqu'à la côte du golfe.
  • L'augmentation du bénéfice des pipelines d'amenée et autres en 2012 comparativement à 2011 rend compte d'un accroissement de l'apport du pipeline d'Olympic découlant d'une hausse des tarifs, de la croissance des volumes sur le pipeline de Toledo, et de l'augmentation des droits liés à l'utilisation des terminaux. En 2011, le bénéfice du pipeline de Toledo avait subi le contrecoup des travaux d'intégrité effectués sur les canalisations 6A et 6B du réseau de Lakehead d'EEP. Le recul du bénéfice ajusté au quatrième trimestre de 2012 rend compte de la poussée des coûts d'expansion d'entreprise.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Oléoducs :

  • Le bénéfice du réseau principal au Canada en 2012 et en 2011 tient compte d'ajustements de la tarification sur la canalisation 9 en raison des services fournis au cours de périodes antérieures.
  • Quelle que soit la période, le bénéfice du réseau principal au Canada rend compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés ayant servi à la gestion du risque inhérent à l'ETC, soit les taux de change, la fluctuation du coût de l'électricité et les prix des marchandises pour le pétrole d'allocation.
  • Le bénéfice du réseau principal au Canada en 2011 tenait compte d'un montant de 14 M$ lié au règlement d'un différend avec des expéditeurs à propos d'ajustements de la mesure des volumes de pétrole au cours d'années antérieures.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2012 tient compte d'un ajustement lié à la constatation de produits par rapport aux périodes antérieures.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2011 tenait compte de la radiation de certains actifs liés au projet.
  • Le bénéfice du pipeline Spearhead en 2011 tenait compte des variations des gains à la juste valeur non réalisés sur des instruments financiers dérivés ayant servi à gérer les expositions aux prix du pétrole d'allocation.
  • Le bénéfice des pipelines d'amenée et autres en 2011 tenait compte des variations de la perte à la juste valeur non réalisée sur des instruments financiers dérivés ayant servi à gérer les expositions aux prix du pétrole d'allocation.
DISTRIBUTION DE GAZ
Trimestres clos Trimestres clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») 56 38 149 135
Autres distributeurs de gaz et stockage 7 10 27 38
Bénéfice ajusté 63 48 176 173
EGD - températures (supérieures) inférieures à la normale 1 (12 ) (23 ) 1
EGD - modifications aux taux d'imposition - - (9 ) -
EGD - comptabilisation d'un actif réglementaire 63 - 63 -
Autres distributeurs de gaz et stockage - radiation d'un report découlant de la réglementation - (262 ) - (262 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 127 (226 ) 207 (88 )
  • La hausse du bénéfice ajusté d'EGD est principalement attribuable à l'élargissement de sa clientèle, à des écarts tarifaires favorables et à une meilleure optimisation de la capacité pipelinière. Cette croissance a été en partie neutralisée par l'augmentation des charges liées à l'intégrité et à la sécurité des réseaux, des frais touchant le personnel, et de l'amortissement compte tenu compte tenu du plus grand nombre d'actifs en service.
  • La diminution du bénéfice ajusté des autres distributeurs de gaz et stockage, tant pour l'exercice dans son ensemble que pour le quatrième trimestre de 2012, est en majeure partie le résultat de la modification apportée à la méthode d'établissement des tarifs d'EGNB imposée par décret en 2012. Ainsi, depuis le 1er janvier 2012, l'abandon par EGNB du traitement comptable s'appliquant aux activités à tarifs réglementés a fait que le bénéfice est assujetti à des écarts plus prononcés, notamment des variations saisonnières d'un trimestre à un autre, puisqu'il n'y a plus accumulation du solde du compte de report réglementaire. Le bénéfice de 2012 a subi le contrecoup d'une diminution des volumes en raison d'un recul de la demande de gaz naturel, résultat d'un hiver où les températures ont été plus douces que la normale.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Distribution de gaz :

  • Le bénéfice d'EGD a varié compte tenu du temps qu'il faisait.
  • Le bénéfice d'EGD en 2012 rend compte de l'incidence défavorable de modifications aux taux d'imposition sur les passifs d'impôts reportés.
  • Le bénéfice d'EGD en 2012 comprend la constatation d'un actif réglementaire lié au recouvrement de coûts pour les avantages complémentaires de retraite en raison d'une ordonnance tarifaire de la Commission de l'énergie de l'Ontario.
  • Le bénéfice des autres distributeurs de gaz et stockage en 2011 rendait compte de l'abandon du traitement comptable s'appliquant aux activités à tarifs réglementés d'EGNB et de la radiation en découlant d'un actif réglementaire reporté ainsi que de certains frais d'exploitation capitalisés, déduction faite des impôts.
GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Aux Sable 21 19 68 55
Services énergétiques 9 13 40 56
Alliance Pipeline US 6 7 24 26
Pipeline Vector 4 5 16 18
Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») (3 ) (2 ) (3 ) (7 )
Autres - (1 ) 9 15
Bénéfice ajusté 37 41 154 163
Aux Sable - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (5 ) (4 ) 10 (7 )
Services énergétiques - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (21 ) 95 (537 ) 125
Offshore - perte de valeur d'actifs (105 ) - (105 ) -
Autres - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - 24 - 24
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires (52 ) 156 (478 ) 305
  • Le bénéfice ajusté d'Aux Sable a progressé, tant au quatrième trimestre de 2012 que pour l'exercice dans son ensemble, en raison surtout du relèvement des marges de fractionnement réalisées. Les apports au bénéfice sur un exercice complet du pipeline de Prairie Rose et de l'usine de conditionnement de Palermo, acquis en juillet 2011, ont eux aussi contribué à l'augmentation du bénéfice ajusté sur l'exercice.
  • La baisse du bénéfice ajusté des services énergétiques est en majeure partie le résultat de l'évolution des conditions commerciales qui a donné lieu à une compression des possibilités quant aux marges pour la commercialisation de pétrole brut et de LGN.
  • Pour un deuxième exercice de suite, Offshore a connu des pertes en raison de la faiblesse des volumes découlant de retards dans les programmes de forage et d'un nombre accru d'interruptions préventives des activités décrétées par les producteurs présents dans le golfe du Mexique. La diminution de la perte comparativement à celle de l'exercice précédent est le fruit d'une hausse tarifaire pour les volumes transportés sur le réseau pipelinier Stingray, d'une réduction de la charge d'intérêt et d'une incidence favorable de 2 M$ liée à la réappropriation de réserves qui avaient été faites en raison d'un dossier tarifaire déposé par un expéditeur en 2011. Quant à l'augmentation de la perte ajustée au quatrième trimestre de 2012, elle rend compte de la hausse des coûts liés à l'intégrité des pipelines et des frais d'assurance.
  • La diminution du bénéfice ajusté des autres installations est surtout attribuable à la vente au fonds en 2011 du projet éolien en Ontario, du projet d'énergie solaire de Sarnia et du projet éolien de Talbot (les actifs d'énergie renouvelable), suivie de celle de Greenwich ainsi que des projets d'énergie solaire d'Amherstburg et de Tilbury, toujours au fonds, en décembre 2012. La hausse des frais d'expansion d'entreprise a également contribué au recul du bénéfice ajusté. Cette hausse a été en partie annulée du fait des apports de Cedar Point et de Greenwich, entrés en service vers la fin de 2011, et de Silver State North, entré en service au début de 2012.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques :

  • Pour chaque période, le bénéfice d'Aux Sable rend compte des variations de la juste valeur d'instruments financiers dérivés non réalisés liés aux contrats à terme de gestion des risques de traitement du gaz de la société.
  • Pour chaque période, le bénéfice des services énergétiques rend compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur en raison de la réévaluation d'instruments financiers dérivés et ayant servi à gérer la rentabilité des opérations de transport et de stockage. Un gain ou une perte sur un tel instrument dérivé financier correspond à une perte ou un gain semblable, mais opposé, sur la valeur de l'opération physique sous-jacente qui devrait être réalisé ultérieurement au moment du règlement de l'opération physique. Contrairement à la variation de la valeur de l'instrument financier dérivé, la perte ou le gain de valeur de l'opération physique sous-jacente est constaté aux fins des états financiers dans les périodes au cours desquelles il est réalisé.
  • Le bénéfice d'Offshore en 2012 a subi le contrecoup d'une moins-value en rapport avec certains de ses actifs, principalement situés dans les couloirs Stingray et Garden Banks.
  • Les autres résultats de 2011 tenaient compte de variations de la juste valeur sur des instruments financiers dérivés non réalisés.
PLACEMENTS À TITRE DE PROMOTEUR
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Energy Partners, LP (« EEP ») 32 45 141 151
Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP ») - Alberta Clipper US 6 10 38 42
Enbridge Income Fund (le « fonds ») 29 19 84 51
Bénéfice ajusté 67 74 263 244
EEP - recouvrements d'assurance associés à des fuites de pétrole - 29 24 50
EEP - coûts de correction de fuites et perte de produits - (6 ) (9 ) (33 )
EEP - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (3 ) (5 ) (2 ) 3
EEP - coûts d'enquêtes sur la commercialisation et le transport par camion de LGN - (3 ) (1 ) (3 )
EEP - ajustement de périodes antérieures 7 - 7 -
EEP - règlement d'un différend avec un expéditeur - - - 8
EEP - règlement d'une poursuite - - - 1
EEP - incidence de conditions météorologiques inhabituelles - - - (1 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 71 89 282 269
  • Le bénéfice ajusté d'EEP en 2012 tient compte d'une hausse des primes de rendement à titre de commanditaire et de solides résultats des entreprises de produits pétroliers, principalement attribuables au relèvement des volumes de livraison moyens et des droits sur tous les grands réseaux de transport de produits pétroliers, ainsi qu'aux apports des installations de stockage aux terminaux et des autres installations entrées en service en 2012. Le bénéfice de l'entreprise de gaz naturel a diminué en raison de la baisse des prix du gaz naturel et des LGN. Le bénéfice a par ailleurs subi le contrecoup d'une hausse des frais d'exploitation et d'administration, en particulier les coûts liés à l'intégrité des pipelines, les frais touchant le personnel et les impôts fonciers.
  • Le bénéfice d'EELP - Alberta Clipper US a reculé compte tenu d'une diminution tarifaire entrée en vigueur le 1er avril 2012.
  • L'augmentation du bénéfice du fonds rend compte de la constatation sur un exercice complet du bénéfice du projet éolien en Ontario, du projet d'énergie solaire de Sarnia et du projet éolien de Talbot, tous acquis d'une filiale en propriété exclusive d'Enbridge en octobre 2011. Le bénéfice rend aussi compte du transfert des installations souterraines de stockage de Hardisty, des terminaux affermés de Hardisty, de Greenwich ainsi que des projets d'énergie solaire d'Amherstburg et de Tilbury en décembre 2012. Une hausse des intérêts débiteurs, des frais d'expansion d'entreprise et des impôts sur les bénéfices reportés hors trésorerie ont fait en partie contrepoids aux apports au bénéfice.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur :

  • Le bénéfice d'EEP tient compte des règlements des compagnies d'assurance associés à la fuite de pétrole brut provenant de la canalisation 6B.
  • Pour chaque période, le bénéfice d'EEP comprend une charge liée aux coûts estimatifs, avant les règlements des compagnies d'assurance, associés aux déversements de pétrole brut provenant des canalisations 6A, 6B et 14.
  • Pour chaque période, le bénéfice d'EEP rend compte des variations de la juste valeur non réalisée des instruments financiers dérivés.
  • Le bénéfice d'EEP rend compte de charges associées à des honoraires juridiques et comptables en rapport avec une enquête au sujet d'une filiale de transport par camion et de commercialisation de LGN menée à terme au premier trimestre de 2012.
  • Le bénéfice d'EEP en 2012 rend compte d'un ajustement hors période non susceptible de se répéter.
  • Le bénéfice d'EEP en 2011 tenait compte de produits découlant du règlement d'un différend avec un expéditeur au sujet d'ajustements au titre de la mesure du pétrole au cours d'exercices précédents.
  • Le bénéfice d'EEP en 2011 tenait compte de produits liés au règlement d'une action en justice au premier trimestre.
  • Le bénéfice d'EEP en 2011 tenait compte d'une incidence défavorable de la baisse des volumes attribuable à des températures extrêmement basses en février 2011 qui ont perturbé le cours normal des activités de ses réseaux de gazoducs.
ACTIVITÉS NON SECTORIELLES
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Noverco Inc. (« Noverco ») 8 10 27 24
Autres activités non sectorielles (31 ) (26 ) (55 ) (40 )
Perte ajustée (23 ) (16 ) (28 ) (16 )
Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites - - (12 ) -
Noverco - variation des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 1 - (10 ) -
Autres activités non sectorielles - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (54 ) 45 (22 ) (87 )
Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers - - 29 -
Autres activités non sectorielles - gains (pertes) de change non réalisés à la conversion de soldes intersociétés en devises, montant net - 1 (17 ) 24
Autres activités non sectorielles - incidence des modifications des taux d'imposition (4 ) 5 (11 ) 6
Autres activités non sectorielles - impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés (56 ) (98 ) (56 ) (98 )
Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires (136 ) (63 ) (127 ) (171 )
  • Le bénéfice ajusté de Noverco rend compte du plus grand apport du placement en actions privilégiées de la société et des placements sous-jacents de Noverco dans le secteur Distribution de gaz. La diminution du bénéfice ajusté au quatrième trimestre de 2012 rend compte de températures plus clémentes que la normale, ce qui a eu une incidence sur les activités sous-jacentes de distribution de gaz de Noverco.
  • Même si les frais de financement nets des activités non sectorielles ont diminué en 2012 comparativement à 2011, cette diminution a été plus qu'annulée par l'augmentation des dividendes sur les actions privilégiées et des frais touchant le personnel.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur les frais de financement des activités non sectorielles :

  • Le bénéfice de Noverco en 2012 tient compte d'un ajustement défavorable des capitaux propres sur le bénéfice en rapport avec des périodes antérieures.
  • Le bénéfice de Noverco en 2012 tient compte d'une perte liée à la juste valeur non réalisée d'instruments financiers dérivés.
  • Pour chaque période, la perte tient compte de gains ou de pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés et associés aux positions de gestion du risque de change à terme.
  • La perte en 2012 a subi l'incidence d'impôts liés à un investissement étranger historique.
  • La perte tient compte de gains et de pertes de change non réalisés nets à la conversion de soldes intersociétés en devises.
  • Pour chaque période, la perte rend compte des variations du taux d'imposition.
  • Pour chaque période, la perte a subi l'incidence de l'impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés.

RAPPROCHEMENTS NON CONFORMES AUX PCGR
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 146 159 610 820
Éléments d'ajustement :
Oléoducs
Réseau principal au Canada - ajustement de la tarification de la canalisation 9 - - (6 ) (10 )
Réseau principal au Canada - variation des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 41 (86 ) (42 ) 48
Réseau principal au Canada - règlement d'un différend avec un expéditeur - - - (14 )
Réseau régional de sables bitumineux - ajustement de périodes antérieures 6 - 6 -
Réseau régional de sables bitumineux - radiation de perte de valeur d'actifs - 8 - 8
Pipeline Spearhead - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - - - (1 )
Pipelines d'amenée et autres - variation de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - 1 - -
Distribution de gaz
EGD - températures supérieures (inférieures) à la normale (1 ) 12 23 (1 )
EGD - modifications des taux d'imposition - - 9 -
EGD - comptabilisation d'un actif réglementaire (63 ) - (63 ) -
Autres distributeurs de gaz et stockage - radiation d'un report découlant de la réglementation - 262 - 262
Gazoducs, traitement et services énergétiques
Aux Sable - variations des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 5 4 (10 ) 7
Services énergétiques - variation des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (21 ) (95 ) 537 (125 )
Offshore - perte de valeur d'actifs 105 - 105 -
Autres - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - (24 ) - (24 )
Placements à titre de promoteur
EEP - recouvrements d'assurance associés à des fuites de pétrole - (29 ) (24 ) (50 )
EEP - coûts de correction de fuites et perte de produits - 6 9 33
EEP - variations des (gains) pertes non réalisés liées à la juste valeur d'instruments dérivés 3 5 2 (3 )
EEP - coûts d'enquêtes sur la commercialisation et le transport par camion de LGN - 3 1 3
EEP - ajustement de périodes antérieures (7 ) - (7 ) -
EEP - règlement d'un différend avec un expéditeur - - - (8 )
EEP - règlement d'une poursuite - - - (1 )
EEP - incidence de conditions météorologiques inhabituelles - - - 1
Activités non sectorielles
Noverco - ajustement à la quote-part du résultat des satellites - - 12 -
Noverco - variations des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés (1 ) - 10 -
Autres activités non sectorielles - variations des (gains) pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 54 (45 ) 22 87
Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers - - (29 ) -
Autres activités non sectorielles - gains (pertes) de change non réalisés à la conversion de soldes intersociétés en devises, montant net - (1 ) 17 (24 )
Autres activités non sectorielles - incidence des modifications des taux d'imposition 4 (5 ) 11 (6 )
Autres activités non sectorielles - impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés 56 98 56 98
Bénéfice ajusté 327 273 1 249 1 100

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le vendredi 15 février 2013 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats annuels de 2012. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer sans frais le 1-888-771-4371 en Amérique du Nord ou le 1-847-585-4405 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 34177918. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx. 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 22 février 2013 en composant sans frais le 1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 34177918.

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 aussitôt.

Enbridge Inc. est un chef de file du secteur du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord, et la société était classée à l'échelle mondiale comme l'une des 100 premières entreprises championnes du développement durable (Global 100) au cours des cinq dernières années. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de produits pétroliers du monde. La société 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'être toujours plus présente en matière de transport d'électricité. 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'État de New York. En tant que producteur d'électricité, Enbridge possède des participations dans des installations d'une capacité de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de presque 1 300 mégawatts et accroît ses participations dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 10 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis, et la société est classée au palmarès des 100 meilleurs employeurs du Canada en 2013. Enbridge est incluse dans les indices Dow Jones mondial et nord-américain 2012-2013 axés sur la durabilité, en plus d'être partie constituante de l'indice FTS4Good 2012-2013. 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 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 », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent une information ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice (la perte) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) prévu; le bénéfice (la perte) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en cours de construction; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs; les coûts prévus concernant la correction de fuites et les éventuels règlements des compagnies d'assurance.

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 priés de 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 LGN, les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie verte, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations de projets par les clients et les organismes de réglementation, le maintien du soutien et l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société, les dates prévues de mise en service et les conditions météorologiques. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie verte, et au 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 puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de 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 commercial 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 macro-économiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le bénéfice/(la perte) ou le bénéfice ajusté/(la perte ajustée) prévu et les montants par action correspondants ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets en construction, y compris la date estimative de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux de construction, l'incidence de l'inflation et du cours du change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'incidence de l'approbation 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 à l'égard du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises et de l'offre et de la demande pour les marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des 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 énoncés prospectifs particuliers 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 la loi, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ni de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans ce 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. Tous les énoncés prospectifs ultérieurs, communiqués par écrit ou de façon verbale et attribuables à Enbridge ou à des personnes agissant en son nom, sont dans leur totalité conditionnels aux mises en garde qui précèdent.

POINTS SAILLANTS
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 136 203 726 505
Distribution de gaz 127 (226 ) 207 (88 )
Gazoducs, traitement et services énergétiques (52 ) 156 (478 ) 305
Placements à titre de promoteur 71 89 282 269
Activités non sectorielles (136 ) (63 ) (127 ) (171 )
146 159 610 820
Résultat par action ordinaire 0,19 0,21 0,79 1,09
Résultat dilué par action ordinaire 0,18 0,21 0,78 1,08
Bénéfice ajusté1
Oléoducs 183 126 684 536
Distribution de gaz 63 48 176 173
Gazoducs, traitement et services énergétiques 37 41 154 163
Placements à titre de promoteur 67 74 263 244
Activités non sectorielles (23 ) (16 ) (28 ) (16 )
327 273 1 249 1 100
Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,42 0,36 1,62 1,46
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 502 823 2 874 3 371
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (2 182 ) (2 676 ) (6 204 ) (5 079 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 1 725 1 435 4 395 2 030
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 227 190 895 759
Dividendes par action ordinaire 0,2825 0,2450 1,13 0,98
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 783 753 772 751
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 795 765 785 761
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada2 1 622 1 594 1 646 1 554
Réseau régional des sables bitumineux3 477 354 414 334
Pipeline Spearhead 133 54 151 82
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 123 115 395 426
Nombre de clients actifs (en milliers)4 2 032 1 997 2 032 1 997
Degrés-jours de chauffage5
Chiffres réels 1 205 1 091 3 194 3 597
Prévisions fondées sur la température normale 1 204 1 223 3 532 3 602
Gazoducs, traitement et services énergétiques -
Débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Alliance Pipeline US 1 561 1 562 1 553 1 564
Pipeline Vector 1 575 1 600 1 534 1 525
Enbridge Offshore Pipelines 1 547 1 390 1 540 1 595
1 Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux 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.
2 Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, soit à destination des États-Unis et de l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
3 Se limite au volume du réseau principal d'Athabasca et du pipeline de Waupisoo et ne comprend pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
4 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
5 La mesure des degrés-jours de chauffage en est une 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.
ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS
Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 5 111 5 159 19 101 20 611
Ventes liées à la distribution de gaz 585 568 1 910 1 906
Transport et autres services 1 477 1 546 4 295 4 536
7 173 7 309 25 306 27 053
Charges
Coûts des marchandises 5 130 5 029 18 566 19 864
Coûts liés à la distribution de gaz 441 451 1 220 1 281
Exploitation et administration 853 725 2 890 2 281
Amortissement 323 289 1 206 1 112
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements 18 (162 ) (88 ) (116 )
6 765 6 332 23 794 24 422
408 977 1 512 2 631
Quote-part du résultat des satellites 56 70 160 210
Autres produits 38 109 240 117
Charges d'intérêts (211 ) (240 ) (841 ) (928 )
291 916 1 071 2 030
Impôts sur les bénéfices (114 ) (303 ) (128 ) (526 )
Bénéfice avant perte extraordinaire 177 613 943 1 504
Perte extraordinaire, déduction faite des impôts - (262 ) - (262 )
Bénéfice 177 351 943 1 242
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 5 (184 ) (228 ) (409 )
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. 182 167 715 833
Dividendes sur les actions privilégiées (36 ) (8 ) (105 ) (13 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 146 159 610 820
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 146 421 610 1 082
Bénéfice avant perte extraordinaire - (262 ) - (262 )
Perte extraordinaire, déduction faite des impôts 146 159 610 820
Résultat par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
Bénéfice avant perte extraordinaire 0,19 0,56 0,79 1,44
Perte extraordinaire, déduction faite des impôts - (0,35 ) - (0,35 )
0,19 0,21 0,79 1,09
Résultat dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
Bénéfice avant perte extraordinaire 0,18 0,55 0,78 1,42
Perte extraordinaire, déduction faite des impôts - (0,34 ) - (0,34 )
0,18 0,21 0,78 1,08

ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT ÉTENDU
Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Bénéfice 177 351 943 1 242
Autres éléments du résultat étendu, déduction faite des impôts
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie, 48 (230 ) (176 ) (582 )
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures d'investissement net (15 ) 43 13 (19 )
Autres éléments du résultat étendu des satellites (1 ) (15 ) 2 (17 )
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées (10 ) 29 7 14
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées 18 18 20 12
Reclassement dans le résultat des montants au titre de l'amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 4 13 18 21
Perte actuarielle sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite (56 ) (165 ) (56 ) (165 )
Variation de l'écart de conversion 103 (154 ) (159 ) 151
Autres éléments du résultat étendu 91 (461 ) (331 ) (585 )
Résultat étendu 268 (110 ) 612 657
Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (56 ) (82 ) (164 ) (329 )
Résultat étendu attribuable à Enbridge Inc. 212 (192 ) 448 328
Dividendes sur les actions privilégiées (36 ) (8 ) (105 ) (13 )
Résultat étendu attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 176 (200 ) 343 315
ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
Exercices clos les 31 décembre 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Actions privilégiées
Solde au début de l'exercice 1 056 125
Émission d'actions privilégiées 2 651 931
Solde à la fin de l'exercice 3 707 1 056
Actions ordinaires
Solde au début de l'exercice 3 969 3 683
Émission d'actions ordinaires 388 -
Régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions 297 229
Actions émises à l'exercice d'options sur actions 78 57
Solde à la fin de l'exercice 4 732 3 969
Surplus d'apport
Solde au début de l'exercice 242 131
Rémunération à base d'actions 26 18
Options exercées (17 ) (7 )
Émissions d'actions autodétenues 236 -
Gain de dilution et autres gains 35 100
Solde à la fin de l'exercice 522 242
Bénéfices non répartis
Solde au début de l'exercice 3 926 3 993
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. 715 833
Dividendes sur les actions privilégiées (105 ) (13 )
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires (895 ) (759 )
Dividendes versés sur participation croisée 20 25
Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (197 ) (153 )
Solde à la fin de l'exercice 3 464 3 926
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de l'exercice (1 532 ) (1 027 )
Autres éléments du résultat étendu attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. (267 ) (505 )
Solde à la fin de l'exercice (1 799 ) (1 532 )
Participation croisée
Solde au début de l'exercice (187 ) (154 )
Émissions d'actions autodétenues 61 -
Acquisition de satellites - (33 )
Solde à la fin de l'exercice (126 ) (187 )
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. 10 500 7 474
Participations ne donnant pas le contrôle
Solde au début de l'exercice 3 141 2 424
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 241 416
Autres éléments du résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts
Variation de la perte non réalisée sur les couvertures de flux de trésorerie 39 (84 )
Variation de l'écart de conversion (66 ) 66
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées (23 ) (63 )
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées (13 ) 4
(63 ) (77 )
Résultat étendu attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 178 339
Distributions (421 ) (355 )
Apports 382 735
Gains de dilution 6 22
Acquisitions (25 ) (27 )
Autres (3 ) 3
Solde à la fin de l'exercice 3 258 3 141
Total des capitaux propres 13 758 10 615
Dividendes payés par action ordinaire 1,13 0,98
ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
Trimestres clos
les 31 décembre
Exercices clos
les 31 décembre
2012 2011 2012 2011
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Activités d'exploitation
Bénéfice 177 351 943 1 242
Amortissement 323 289 1 206 1 112
(Économie) charge d'impôts sur les bénéfices reportés 19 171 (40 ) 368
Variation des (gains) pertes non réalisés sur les instruments dérivés, montant net (83 ) (331 ) 665 (73 )
Excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du résultat de satellites 39 27 474 125
Radiation d'un actif réglementaire - 262 - 262
Perte de valeur des actifs 166 11 166 11
Provision pour les fonds utilisés pendant la construction - (3 ) (1 ) (3 )
Autres 67 6 110 14
Variation de l'actif et du passif réglementaires 5 3 37 28
Variation des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements 20 (15 ) (26 ) (118 )
Variation de l'actif et du passif d'exploitation (231 ) 52 (660 ) 403
502 823 2 874 3 371
Activités d'investissement
Nouvelles immobilisations corporelles (1 932 ) (1 348 ) (5 468 ) (3 508 )
Placements à long terme (200 ) (1 221 ) (531 ) (1 515 )
Acquisition d'actifs incorporels (33 ) (115 ) (163 ) (154 )
Acquisitions, déduction faite de la trésorerie acquise (119 ) (5 ) (340 ) (33 )
Prêts à des sociétés affiliées, montant net 4 (3 ) 8 7
Produit tiré de la vente de placements et d'actifs nets 18 - 18 -
Subvention gouvernementale - 145 - 145
Variation de la trésorerie soumise à restrictions 7 (3 ) (2 ) (2 )
Variation du montant à payer au titre de la construction 73 (126 ) 274 (19 )
(2 182 ) (2 676 ) (6 204 ) (5 079 )
Activités de financement
Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme 127 24 412 224
Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit 398 416 (294 ) (630 )
Variation nette du financement du projet Southern Lights - (12 ) (13 ) (62 )
Émissions de débentures et de billets à terme 1 200 375 2 199 1 604
Remboursements sur les débentures et les billets à terme (193 ) (83 ) (349 ) (234 )
Remboursements de dette acquise (160 ) - (160 ) -
Apports des participations ne donnant pas le contrôle 7 291 448 873
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (116 ) (83 ) (421 ) (355 )
Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables 213 210 213 210
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (14 ) (13 ) (49 ) (35 )
Émissions d'actions privilégiées 389 438 2 634 926
Émissions d'actions ordinaires 46 17 465 46
Dividendes sur les actions privilégiées (30 ) (2 ) (93 ) (7 )
Dividendes sur les actions ordinaires (142 ) (143 ) (597 ) (530 )
1 725 1 435 4 395 2 030
Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents libellés en devises 5 (15 ) (12 ) 25
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents 50 (433 ) 1 053 347
Trésorerie et équivalents au début de l'exercice 1 726 1 156 723 376
Trésorerie et équivalents à la fin de l'exercice 1 776 723 1 776 723
BILANS CONSOLIDÉS
31 décembre 2012 2011
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents 1 776 723
Trésorerie soumise à restrictions 19 17
Comptes débiteurs et autres créances 4 014 4 029
Montants à recevoir de sociétés affiliées 12 55
Stocks 779 823
6 660 5 647
Immobilisations corporelles, montant net 33 318 29 074
Placements à long terme 3 386 3 081
Montants reportés et autres actifs 2 622 2 500
Actifs incorporels, montant net 817 711
Écart d'acquisition 419 440
Impôts sur les bénéfices reportés 10 41
47 172 41 494
Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Dette bancaire 479 102
Emprunts à court terme 583 548
Comptes créditeurs et autres dettes 5 052 4 753
Montants à payer à des sociétés affiliées - 48
Intérêts à payer 196 185
Passifs environnementaux 107 175
Partie à court terme de la dette à long terme 652 354
7 069 6 165
Dette à long terme 20 203 19 251
Autres passifs à long terme 2 541 2 208
Impôts sur les bénéfices reportés 2 601 2 615
32 414 30 239
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables 1 000 640
Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 3 707 1 056
Actions ordinaires 4 732 3 969
Surplus d'apport 522 242
Bénéfices non répartis 3 464 3 926
Cumul des autres éléments du résultat étendu (1 799 ) (1 532 )
Participation croisée (126 ) (187 )
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. 10 500 7 474
Participations ne donnant pas le contrôle 3 258 3 141
13 758 10 615
47 172 41 494
INFORMATIONS SECTORIELLES
Trimestre clos le 31 décembre 2012 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs, traitement et services énergétiques Placements
à titre de
promoteur
Activités
non
sectorielles
Chiffres
consolidés
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation 581 780 4 032 1 780 - 7 173
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (441 ) (3 936 ) (1 194 ) - (5 571 )
Exploitation et administration (229 ) (139 ) (176 ) (281 ) (28 ) (853 )
Amortissement (105 ) (87 ) (12 ) (114 ) (5 ) (323 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements - - - (18 ) - (18 )
247 113 (92 ) 173 (33 ) 408
Quote-part du résultat des satellites 20 - 26 13 (3 ) 56
Autres produits (charges) (32 ) 87 1 13 (31 ) 38
Produits (charges) d'intérêts (57 ) (42 ) (18 ) (106 ) 12 (211 )
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices (41 ) (31 ) 31 (28 ) (45 ) (114 )
Bénéfice (perte) 137 127 (52 ) 65 (100 ) 177
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (1 ) - - 6 - 5
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (36 ) (36 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 136 127 (52 ) 71 (136 ) 146
Nouvelles immobilisations corporelles1 806 137 286 672 31 1 932
Total de l'actif 15,327 7 416 5 145 15 741 3 954 47 583
Trimestre clos le 31 décembre 2011 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs, traitement et services énergétiques Placements
à titre de promoteur
Activités
non
sectorielles
Chiffres
consolidés
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation 659 771 3 692 2 187 - 7 309
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (451 ) (3 439 ) (1 590 ) - (5 480 )
Exploitation et administration (258 ) (151 ) (41 ) (252 ) (23 ) (725 )
Amortissement (82 ) (81 ) (15 ) (106 ) (5 ) (289 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements - - - 162 - 162
319 88 197 401 (28 ) 977
Quote-part du résultat des satellites 2 - 54 14 - 70
Autres produits (charges) 6 (3 ) 10 14 82 109
Charge d'intérêts (64 ) (41 ) (13 ) (100 ) (22 ) (240 )
Charge d'impôts sur les bénéfices (59 ) (8 ) (92 ) (57 ) (87 ) (303 )
Bénéfice (perte) avant perte extraordinaire 204 36 156 272 (55 ) 613
Perte extraordinaire, déduction faite des impôts - (262 ) - - - (262 )
Bénéfice (perte) 204 (226 ) 156 272 (55 ) 351
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (1 ) - - (183 ) - (184 )
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (8 ) (8 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 203 (226 ) 156 89 (63 ) 159
Nouvelles immobilisations corporelles1 287 177 540 324 21 1 349
Total de l'actif 12 348 7 189 4 468 13 492 3 997 41 494
Exercice clos le 31 décembre 2012 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs, traitement et services énergétiques Placements
à titre de
promoteur
Activités
non
sectorielles
Chiffres
consolidés
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation 2 452 2 438 13 745 6 671 - 25 306
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 220 ) (14 283 ) (4 283 ) - (19 786 )
Exploitation et administration (943 ) (528 ) (289 ) (1 076 ) (54 ) (2 890 )
Amortissement (363 ) (336 ) (62 ) (431 ) (14 ) (1 206 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements - - - 88 - 88
1 146 354 (889 ) 969 (68 ) 1 512
Quote-part du résultat des satellites 46 - 108 53 (47 ) 160
Autres produits (charges) (7 ) 83 30 49 85 240
Produits (charge) d'intérêts (250 ) (164 ) (51 ) (397 ) 21 (841 )
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices (205 ) (66 ) 325 (169 ) (13 ) (128 )
Bénéfice (perte) 730 207 (477 ) 505 (22 ) 943
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (4 ) - (1 ) (223 ) - (228 )
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (105 ) (105 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 726 207 (478 ) 282 (127 ) 610
Nouvelles immobilisations corporelles1 2 092 438 837 1 993 109 5 469
Total de l'actif 15 252 7 416 5 119 15 780 3 605 47 172
Exercice clos le 31 décembre 2011 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs, traitement et services énergétiques Placements
à titre de promoteur
Activités
non
sectorielles
Chiffres
consolidés
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation 1 942 2 516 13 599 8 996 - 27 053
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 282 ) (13 051 ) (6 812 ) - (21 145 )
Exploitation et administration (752 ) (508 ) (138 ) (847 ) (36 ) (2 281 )
Amortissement (322 ) (320 ) (75 ) (383 ) (12 ) (1 112 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements - - - 116 - 116
868 406 335 1 070 (48 ) 2 631
Quote-part du résultat des satellites 5 - 153 57 (5 ) 210
Autres produits (charges) 31 (12 ) 40 68 (10 ) 117
Charges d'intérêts (256 ) (166 ) (56 ) (350 ) (100 ) (928 )
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices (140 ) (54 ) (166 ) (171 ) 5 (526 )
Bénéfice (perte) avant perte extraordinaires 508 174 306 674 (158 ) 1 504
Perte extraordinaire, déduction faite des impôts - (262 ) - - - (262 )
Bénéfice (perte) 508 (88 ) 306 674 (158 ) 1 242
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (3 ) - (1 ) (405 ) - (409 )
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (13 ) (13 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 505 (88 ) 305 269 (171 ) 820
Nouvelles immobilisations corporelles1 958 483 850 1 187 33 3 511
Total de l'actif 12 348 7 189 4 468 13 492 3 997 41 494
1 Y compris la provision pour les fonds utilisés pendant la construction.

Renseignements