Enbridge Inc.
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Enbridge Inc.

19 févr. 2015 16h35 HE

Enbridge rend publics ses résultats de 2014

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 19 fév. 2015) -

POINTS SAILLANTS

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

  • Bénéfice de 88 M$ au quatrième trimestre et bénéfice de 1 154 M$ pour l'exercice complet; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation

  • Bénéfice ajusté de 409 M$ au quatrième trimestre et de 1 574 M$ pour l'exercice complet, ou de 0,49 $ et 1,90 $ par action ordinaire, respectivement

  • Majoration de 33 % du dividende trimestriel d'Enbridge Inc., qui passera à 0,465 $ par action ordinaire le 1er mars 2015, et annonce de la modification de la fourchette prévue par la révision de la politique de distribution des dividendes de 75 % à 85 % du bénéfice ajusté

  • Annonce de l'intention d'Enbridge Inc. de transférer à Enbridge Income Fund la plupart de ses activités du secteur Oléoducs au Canada, de même que certains actifs canadiens d'énergie renouvelable; la société envisage aussi de transférer à Enbridge Energy Partners, L.P. les actifs d'oléoducs aux États-Unis qu'elle détient directement

  • Transfert d'Enbridge Inc. à Enbridge Income Fund de participations dans des gazoducs et pipelines de diluant pour un produit de 1,8 G$ et conclusion du transfert à Enbridge Energy Partners, L.P. du tronçon américain du pipeline Alberta Clipper pour une contrepartie totale de 1 G$ US

  • Poursuite par Enbridge Inc. de l'exécution réussie du programme record de dépenses en immobilisations à des fins de croissance et mise en service de 15 projets d'une valeur totale de 10 G$ en 2014; parmi les projets achevés, citons le pipeline Flanagan sud et le doublement du réseau d'oléoducs Seaway

  • En février, approbation par l'Office national de l'énergie des conditions 16 et 18 de la demande d'Enbridge Inc. visant l'inversion et l'accroissement de la capacité de la canalisation 9B, permettant à la société de faire une demande d'autorisation nécessaire à la mise en service du projet

  • Conclusion par Enbridge Inc. de l'acquisition d'une participation de 80 % dans un portefeuille de deux parcs éoliens aux États-Unis pour une contrepartie d'environ 0,3 G$ US; Enbridge Inc. choisie pour construire le pipeline de pétrole Stampede de 0,2 G$ US dans les eaux profondes du golfe du Mexique

  • Prévisions laissant entrevoir un bénéfice ajusté de l'ordre de 2,05 $ à 2,35 $ par action ordinaire en 2015

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) - Pour le quatrième trimestre de 2014, Enbridge a annoncé un bénéfice ajusté de 409 M$ ou 0,49 $ par action ordinaire et un bénéfice ajusté pour l'exercice 2014 de 1 574 M$ ou 1,90 $ par action ordinaire.

Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR
Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs et des références à des mesures non conformes aux PCGR. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes ainsi que des rapprochements sont décrits respectivement aux rubriques Information prospective et Mesures non conformes aux PCGR du présent communiqué.

« L'exercice 2014 s'est avéré réussi sous plusieurs aspects, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge Inc. Comme par les exercices passés, nos solides résultats financiers témoignent de notre capacité de réaliser une croissance soutenue et prévisible du bénéfice. Nous avons majoré le dividende de 11 % et annoncé une autre majoration de 33 % prenant effet le 1er mars 2015. Nous avons également mis en service des projets de croissance d'une valeur de 10 G$ et prévoyons achever des projets pour une somme supplémentaire de 9 G$ en 2015; et nous avons accru à la somme record de 44 G$ notre programme quinquennal de dépenses en immobilisations à des fins de croissance, dont 34 G$ se rapportent à des projets garantis sur le plan commercial en cours d'aménagement. L'efficacité de notre modèle d'exploitation et nos nombreuses possibilités de croissance nous rendent optimistes quant à notre capacité d'atteindre le taux de croissance annuel moyen de 10 à 12 % du bénéfice ajusté par action ordinaire que nous avons prévu jusqu'en 2018, sans prendre en compte l'incidence de la restructuration financière proposée à la fin du dernier exercice. »

« Bien que pour la majorité des entreprises d'Enbridge, l'exposition directe au prix des marchandises soit limitée, la récente chute des prix du pétrole a une incidence sur nos clients. À titre de transporteur essentiel, nous nous efforçons de soutenir la concurrence au sein de notre clientèle et de notre industrie en assurant des tarifs stables et prévisibles, l'efficience de notre exploitation et de notre capital, de même que l'ouverture de nouveaux marchés, comme le passage récemment achevé vers la côte américaine du golf du Mexique qui contribue à atténuer les rabais sur les prix », a dit M. Monaco.

En décembre, Enbridge a annoncé son intention de transférer la majorité de son entreprise canadienne d'oléoducs et certains actifs d'énergie renouvelable à Enbridge Income Fund (le « fonds ») - (ensemble, le « plan de restructuration des activités canadiennes ») - dont la valeur comptable totalise quelque 17 G$. La société a aussi annoncé qu'elle envisage de transférer à Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») sa participation dans ses actifs du secteur Oléoducs aux États-Unis, bien que cette opération ne soit pas encore conclue.

Aussi en décembre, Enbridge a annoncé une majoration de 33 % du dividende trimestriel sur l'action ordinaire et une nouvelle fourchette prévue par la révision de la politique de distribution des dividendes, entre 75 % et 85 % du bénéfice ajusté. Cette mesure rend compte des progrès de la société au chapitre du financement de son programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance, de la hausse prévue de ses flux de trésorerie disponibles ainsi que de sa facilité d'accès à des sources de financement économiques, dont des transferts de véhicules à titre de promoteur.

« Ces mesures combinées visent à rehausser encore davantage la valeur inhérente du programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance de la société, de premier plan dans l'industrie, et à rendre plus favorable le coût de financement des nouvelles occasions de croissance interne et d'éventuelles acquisitions d'actifs, a expliqué M. Monaco. Le transfert planifié d'actifs au fonds devrait faire en sorte que la plus grande partie du programme de dépenses en immobilisations soit financée à un coût avantageux, tout en réduisant la nécessité pour Enbridge de chercher du financement. Il devrait aussi permettre à Enbridge de monétiser une partie de ses actifs à des conditions avantageuses et de réinvestir les capitaux ainsi dégagés dans des occasions de croissance futures, ce qui placerait donc la société en position de croissance jusqu'à 2018 et au-delà. »

« Nous croyons que le plan de restructuration des activités canadiennes sera profitable aux actionnaires d'Enbridge comme à ceux du fonds, a poursuivi M. Monaco. Toutefois, nous ne modifierons ni notre stratégie, ni notre approche disciplinée des affaires, ni nos grandes priorités qui comprennent, d'abord et avant tout, l'exploitation sécuritaire et fiable de nos réseaux. »

En novembre, Enbridge a conclu une opération de 1,8 G$ visant le transfert au fonds d'un groupe de participations dans des gazoducs et pipelines de diluant, opération qui a procuré à la société un montant net d'environ 1,2 G$ en vue du financement de son programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance. En janvier 2015, Enbridge et EEP ont aussi mis la dernière main au transfert d'un tronçon américain du pipeline Alberta Clipper pour un produit totalisant environ 1 G$ US.

Au cours de 2014, Enbridge a accru à 44 G$ son portefeuille de projets de croissance et, facteur d'autant plus important, a porté la valeur des projets garantis sur le plan commercial à 34 G$, dont 7,5 G$ sont alloués au remplacement de la canalisation 3, le plus grand projet de croissance de l'histoire de la société. Enbridge a aussi réalisé des progrès notables quant à ses initiatives d'accès aux marchés et, en décembre, a mis en service le pipeline Flanagan sud et le doublement du réseau d'oléoducs Seaway (« pipeline Seaway »). Les pipelines Flanagan sud et Seaway procurent aux producteurs de l'Ouest canadien et de la région de Bakken une capacité combinée additionnelle de 600 000 barils par jour (« b/j ») vers le centre de raffinage de la côte américaine du golfe du Mexique.

« L'amélioration de l'accès aux marchés pour nos clients, comptant depuis cinq ans parmi nos priorités stratégiques, a franchi une étape importante en 2014, a indiqué M. Monaco. Alliés à notre réseau principal au Canada, ces deux projets établissent le premier réseau pipelinier complet de fort débit au départ de l'Ouest canadien et à destination de la côte américaine du golfe du Mexique, réseau qui contribuera aussi à assurer la sécurité énergétique du continent.

En février, l'Office national de l'énergie (« ONÉ ») a approuvé les conditions 16 et 18 de la demande d'Enbridge visant l'inversion et le prolongement de la canalisation 9B. La société a ensuite déposé une demande d'autorisation nécessaire à la mise en service du projet auprès de l'ONÉ. Sous réserve de son approbation, Enbridge prévoit mettre en service la canalisation 9B au deuxième trimestre de 2015. Dans sa décision, l'ONÉ a imposé des obligations supplémentaires à Enbridge, qui doit tenir compte du cycle de vie de la canalisation en ce qui a trait au franchissement des cours d'eau et aux valves, et respecter des exigences d'analyse et d'évaluation continues afin d'assurer une protection optimale des cours d'eau.

« L'inversion de la canalisation 9, essentielle pour nos clients, est une mesure stratégique positive pour le Canada. La canalisation 9 donne aux raffineries du Québec et de l'Ontario accès à une matière première fiable, qui réduira grandement la dépendance aux sources de pétrole brut étrangères plus coûteuses. Le projet d'inversion contribue à assurer la viabilité à long terme, dans l'Est canadien, des raffineries ainsi que d'un important complexe pétrochimique et donc à protéger des milliers d'emplois au pays. De plus, il ouvre au moment opportun un marché crucial aux producteurs de l'Ouest canadien au moyen d'une infrastructure existante, ce qui réduit les coûts ainsi que l'empreinte écologique de l'industrie », a ajouté M. Monaco.

En décembre, Enbridge a procédé à l'acquisition d'une participation de 80 % dans un portefeuille de deux parcs éoliens aux États-Unis appartenant à E.ON Climate and Renewables North America, LLC (« E.ON »), une filiale de E.ON SE, une entreprise privée du secteur mondial de l'électricité et du gaz parmi les plus importantes. Ces parcs, d'une capacité combinée de plus de 400 mégawatts (« MW »), sont opérationnels et représentent pour Enbridge un investissement de 0,3 G$ US.

« L'acquisition de ces deux parcs éoliens constitue un autre grand pas dans le cadre de la stratégie visant à accroître notre production d'électricité. Ils porteront la capacité de production nette totale de nos projets d'énergie renouvelable à plus de 1 600 MW et nous garderont sur la bonne voie pour doubler notre capacité d'ici à 2018 », a ajouté M. Monaco.

En janvier 2015, Enbridge a annoncé la construction d'un oléoduc dans le golfe du Mexique qui reliera les installations de mise en valeur proposées Stampede, exploitées par Hess Corporation (« Hess »), à un réseau pipelinier existant d'une tierce partie. L'oléoduc Stampede devrait coûter environ 0,2 G$ US et être opérationnel en 2018.

Enbridge a continué de faire progresser la sécurité et la fiabilité opérationnelle en exécutant son plan de gestion des risques d'exploitation, qui inclut l'entretien et l'amélioration des pipelines et installations de la société.

« La sécurité et la fiabilité opérationnelle demeurent notre priorité absolue, et notre plan de gestion des risques d'exploitation contribue à positionner Enbridge comme chef de file de l'industrie en matière de sécurité, a répété M. Monaco. Nous maintenons nos investissements massifs dans l'intégrité des pipelines, la détection des fuites, la protection environnementale et l'intervention d'urgence pour nous assurer que nos réseaux de transport et de distribution sont exploités de façon sécuritaire, fiable et dans le respect de l'environnement. C'est également avec fierté que nous avons publié la seconde édition de notre Rapport sur la fiabilité opérationnelle, qui rend compte de notre performance au regard de notre objectif de zéro incident. »

Par ailleurs, pour souligner le leadership d'Enbridge sur le plan de la durabilité, le magazine Corporate Knights a de nouveau inscrit la société à son palmarès des 100 premières entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Cette reconnaissance se fonde sur la performance d'Enbridge en 2014 des points de vue économique, environnemental et social.

« C'est un honneur que l'on reconnaisse notre engagement envers les enjeux sociaux et environnementaux », a conclu M. Monaco.

Exploitation

Pour le quatrième trimestre de 2014, le bénéfice ajusté a totalisé 409 M$, soit 0,49 $ par action ordinaire. Sur l'ensemble de l'exercice 2014, le bénéfice ajusté atteint ainsi 1 574 M$, ou 1,90 $ par action ordinaire, ce qui se situe dans notre objectif de bénéfice ajusté sur l'exercice entre 1,84 $ et 2,04 $ par action ordinaire. Le solide rendement d'Enbridge en 2014 est imputable à la vigueur de ses entreprises en exploitation, mais aussi à l'exécution réussie de son programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance. Comparativement à l'exercice précédent, l'apport le plus important à la croissance du bénéfice a été celui des secteurs Oléoducs et Placements à titre de promoteur. Dans le secteur Oléoducs, la croissance du bénéfice sur le réseau principal au Canada a été soutenue par le débit accru lié aux approvisionnements vigoureux de pétrole brut de l'Ouest canadien et par la demande de raffinage dans le secteur aval, de même que par les efforts fructueux de la société pour maximiser le débit sur le réseau principal au moyen d'une initiative d'optimisation de l'exploitation. Cette croissance a cependant été tempérée par la diminution des droits relatifs au réseau principal au Canada, entrés en vigueur le 1er août 2014. De nouveaux actifs du secteur Oléoducs, entrés en service au cours de l'exercice, dont le pipeline Flanagan sud, le doublement du pipeline Seaway et le pipeline Norealis, ont également contribué à la vigueur du bénéfice de ce secteur.

Au sein du secteur Placements à titre de promoteur, EEP a dégagé de solides résultats à l'exercice 2014, surtout grâce à la croissance de son entreprise de liquides. Le réseau de Lakehead d'EEP a tiré profit de débits semblables à ceux du réseau principal au Canada ainsi que de droits supérieurs sur la majorité des importants pipelines de liquides d'EEP. La mise en service de nouveaux actifs, en particulier le remplacement et le prolongement de la canalisation 6B - élément clé des projets d'accès vers l'est d'Enbridge et d'EEP - a également eu un effet positif sur le bénéfice d'EEP. Enbridge en a directement bénéficié par le truchement de sa participation de 75 % dans la portion américaine des projets d'accès vers l'est détenue par Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP »). Le fonds, l'autre entreprise du secteur Placements à titre de promoteur de la société, a aussi affiché d'excellents résultats en 2014. Son portefeuille d'actifs élargi par le récent transfert de participations dans des gazoducs et pipelines de diluant en novembre 2014 a soutenu sa croissance.

Cependant, la croissance susmentionnée d'un exercice à l'autre a été partiellement annulée par les résultats plus faibles du secteur Gazocucs, traitement et services énergétiques. Les conditions changeantes du marché ont influé négativement sur les entreprises de services énergétiques de la société et les installations de traitement du gaz naturel de Aux Sable. Le rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et les conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée ainsi que des frais liés à la demande connexes non recouvrés ont entraîné un bénéfice inférieur au sein des services énergétiques après un exercice 2013 extrêmement solide. Le bénéfice de Aux Sable tient compte de la baisse des marges de fractionnement et des débits à ses usines en amont.

L'analyse du bénéfice de l'exercice 2014 ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains ou des pertes à la juste valeur non réalisés sur dérivés liés au programme de couverture économique à long terme de la société, certains ajustements de droits de rattrapage, les impôts sur le gain en capital résultant du transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge, les gains issus de l'aliénation de placements ou d'actifs non essentiels ainsi que certains coûts et les recouvrements auprès des compagnies d'assurance relativement aux déversements de pétrole brut. Se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR.

APERÇU DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2014

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

Le 9 février 2015, EEP et sa filiale détenue en propriété partielle, Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »), ont annoncé qu'elles s'engageaient dans la nouvelle formation schisteuse Eaglebine, dans l'Est du Texas, dans le cadre de deux opérations totalisant environ 0,2 G$US. EEP et MEP ont commencé la construction d'installations latérales et connexes d'une capacité de collecte de plus de 50 Mpi3/j de gaz naturel riche devant être livré depuis les zones productrices d'Eaglebine jusqu'au complexe d'installations de traitement cryogénique de l'Est du Texas. Les installations initiales devraient entrer en service d'ici la fin de 2015, et les installations latérales, d'ici le milieu de 2016. MEP a aussi conclu avec New Gulf Resources, LLC (« NGR ») une entente en vue de l'achat des activités intermédiaires de NGR dans les comtés de Leon, de Madison et de Grimes, au Texas. Cette acquisition porte sur un réseau de collecte de gaz naturel actuellement en exploitation.
Le 12 janvier 2015, Enbridge a annoncé qu'elle construira, détiendra et exploitera un oléoduc dans le golfe du Mexique servant à relier le projet d'aménagement proposé Stampede, exploité par Hess, au réseau pipelinier d'une tierce partie. L'oléoduc Stampede, d'une capacité d'environ 100 000 b/j, d'une longueur de 26 kilomètres (16 milles) et d'un diamètre de 18 pouces, aura pour point de départ le bloc 468 de Green Canyon, situé à environ 350 kilomètres (200 milles) au sud-ouest de La Nouvelle-Orléans, au large de la Louisiane, à une profondeur estimative de 1 200 mètres (3 800 pieds). Après définition de la portée du projet ainsi que des coûts estimatifs définitifs, on évalue maintenant que l'oléoduce pipeline Stampede devrait être achevé à un coût d'environ 0,2 G$US et être mis en service en 2018.
Le 2 janvier 2015, Enbridge a procédé au transfert de sa participation de 66,7% dans le tronçon américain du pipeline Alberta Clipper à EEP pour une contrepartie totalisant 1 G$US, composée à hauteur d'environ 694 M$US de parts de catégorie E émises à Enbridge par EEP et à hauteur d'environ 306 M$US du remboursement de la dette à payer à Enbridge. Les modalités et le transfert proposés ont été révisés et recommandés par un comité indépendant d'EEP. Les parts de catégorie E émises à Enbridge donnent droit aux mêmes distributions que les parts de catégorie A détenues par le public et sont convertibles en des parts de catégorie A, part sur part, au gré d'Enbridge. Les parts de catégorie E ne donnent pas droit aux mêmes distributions pour le trimestre clos le 31 décembre 2014. Les parts de catégorie E sont rachetables à l'option d'EEP après 30 ans, si non converties par Enbridge. Les parts ont un privilège liquidatif égal à leur juste valeur au 23 décembre 2014 de 38,31 $US par part, valeur qui a été établie sur la base du cours moyen pondéré en fonction du volume des parts ordinaires de catégorie A des cinq jours précédents.
Le 3 décembre 2014, la société a dévoilé son intention de transférer au fonds la plupart de ses activités du secteur Oléoducs au Canada, qui englobent Pipelines Enbridge Inc. (« EPI ») et Enbridge Pipelines (Athabasca) Inc. (« EP Athabasca »), de même que certains actifs d'énergie renouvelable, dont la valeur comptable totalise quelque 17 G$, ainsi qu'un programme de dépenses en immobilisations garanti connexe d'une valeur approximative de 15 G$(ensemble, le « plan de restructuration des activités canadiennes »). Le transfert des actifs devrait être mené à bien d'ici le milieu de 2015. Le plan de restructuration des activités canadiennes a été annoncé, en plus du relèvement de 33% du prochain dividende sur actions ordinaires trimestriel de la société en date du 1er mars 2015 et d'une nouvelle fourchette correspondante de distribution des dividendes.
Le plan de restructuration des activités canadiennes a pour objectif d'accroître la valeur pour les investisseurs d'Enbridge et de permettre à la société de réaliser son programme de dépenses en immobilisations de croissance de 44 G$tout en réduisant le coût de financement des nouvelles occasions de croissance interne et des éventuelles acquisitions d'actifs. Le transfert d'actifs au fonds devrait faire en sorte que la plus grande partie du programme de dépenses en immobilisations à des fins de croissance soit financée à un coût avantageux tout en réduisant la nécessité pour Enbridge de chercher du financement. Il devrait permettre aussi à Enbridge de monétiser une partie de ses actifs à des conditions avantageuses et de réinvestir les capitaux ainsi dégagés dans des occasions de croissance futures.
Selon le plan, Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») doit acquérir une participation accrue dans les actifs visés au moyen d'investissements dans les capitaux propres du fonds sur une période de plusieurs années pour des montants en rapport avec sa capacité de financement. Le plan de restructuration des activités canadiennes a été approuvé en principe par le conseil d'administration d'Enbridge, mais demeure conditionnel à l'exécution des étapes préliminaires de réorganisation interne et à l'obtention d'un certain nombre de consentements et d'autorisations internes et externes. Il doit notamment recevoir l'autorisation finale des modalités définitives du transfert par le conseil d'administration d'Enbridge et par les conseils respectifs d'ENF et du fonds, après qu'un comité indépendant mandaté par ENF et le fonds aura formulé sa recommandation, ainsi que toutes les autorisations nécessaires que doivent délivrer les actionnaires et les organismes de réglementation. Sous réserve de l'obtention de l'ensemble de ces consentements et autorisations, le transfert et le premier investissement d'ENF devraient se réaliser vers le milieu de 2015. Rien ne garantit cependant que la restructuration envisagée pourra être concrétisée, ni qu'elle le sera de la manière prévue; de même, il n'est pas garanti que la conjoncture actuelle et les prévisions que la société fonde sur cette conjoncture ne se modifieront pas de manière importante.
Les activités canadiennes du secteur Oléoducs d'Enbridge comprennent le réseau principal au Canada, détenu par l'intermédiaire d'EPI, et le réseau régional des sables bitumineux, détenu par l'intermédiaire d'EP Athabasca. Après réalisation du plan, les deux entités ne seront plus détenues directement par Enbridge, mais par le truchement du fonds. Enbridge conservera la responsabilité de l'exploitation des activités liées aux oléoducs, comme c'est le cas pour les actifs qu'elle détient déjà par l'intermédiaire du fonds ou d'EEP; la société conservera également la responsabilité des projets d'expansion et des travaux de construction. En particulier, la priorité qu'accorde Enbridge à la sécurité et à la fiabilité de toutes ses activités et qui vise la protection des employés, du grand public et de l'environnement continuera de s'appliquer aux activités canadiennes du secteur Oléoducs.
Le fonds détient actuellement un bon nombre des actifs d'énergie renouvelable d'Enbridge. Les autres actifs d'énergie renouvelable de la société au Canada sont détenus par l'intermédiaire d'EPI. Dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes, Enbridge a l'intention de laisser la propriété de ces actifs à EPI et de les transférer au fonds en même temps que les activités canadiennes du secteur Oléoducs. Les actifs visés sont les participations d'Enbridge dans les projets éoliens Massif du Sud (« Massif du Sud »), Lac-Alfred (« Lac Alfred ») et Saint-Robert-Bellarmin, tous situés au Québec, et celui de Blackspring Ridge (« Blackspring Ridge »), en Alberta.
Le plan de restructuration des activités canadiennes prévoit l'émission publique par ENF de titres de capitaux propres de 600 M$à 800 M$par an de 2015 à 2018, en une ou plusieurs tranches, qui financeront l'investissement accru dans les activités canadiennes du secteur Oléoducs par l'intermédiaire du fonds. Enbridge sera tenue de faire en sorte que le fonds dispose d'un financement par capitaux propres suffisant pour entreprendre le programme de dépenses en immobilisations aux fins de croissance associé aux actifs transférés; le montant des titres de capitaux propres émis par ENF sera ajusté au besoin, en fonction de la capacité d'ENF à réunir les fonds requis à des conditions avantageuses. Enbridge fournira un apport supplémentaire à ENF afin de conserver sa participation actuelle de 19,9%. Enbridge reprendra une part importante du produit du transfert d'actifs sous forme de capitaux propres supplémentaires dans une filiale du fonds.
Par suite de la restructuration, la participation totale d'Enbridge dans le fonds devrait passer de 66,4% à environ 90% dans un premier temps, puis être ramenée à environ 80% d'ici 2018, à mesure qu'ENF accroîtra son investissement dans le fonds.
Enbridge étudie également la possibilité de réaliser un plan de restructuration de ses activités américaines selon lequel elle transférerait à EEP les actifs du secteur Oléoducs aux États-Unis qu'elle détient directement. Cet examen n'a pas encore permis de tirer une conclusion. Le plan de restructuration du secteur Oléoducs aux États-Unis est indépendant de la convention qui prévoit le transfert à EEP de la participation de 66,7% d'Enbridge dans le tronçon américain du pipeline Alberta Clipper, qui a été finalisé le 2 janvier 2015.
Le 28 novembre 2014, Enbridge a annoncé la conclusion d'une entente avec E.ON visant l'acquisition d'une participation de 80% dans un portefeuille de parcs éoliens comprenant le parc Magic Valley 1 de 203 MW, situé près de Harligen, au Texas, ainsi que le parc Wilcat 1 de 202 MW, situé près d'Elwood, en Indiana, pour une contrepartie d'environ 0,3 G$US. Les deux parcs éoliens sont opérationnels et ont été mis en service en 2012. Depuis la clôture de l'opération, le 31 décembre 2014, E.ON conserve une participation de 20% et demeure l'exploitant des deux parcs.
Au quatrième trimestre, la société a réalisé les opérations financières suivantes :
o Le 19 novembre 2014, le fonds a émis des billets à moyen terme d'un montant de 550 M$assortis d'une échéance de 10 ans, d'un montant de 250 M$assortis d'une échéance de 30 ans et d'un montant de 330 M$assortis d'une échéance de 2 ans.
o Au quatrième trimestre de 2014, Enbridge a accru ses facilités de crédit d'utilisation générale à l'échelle de la société pour les faire passer à 18,6 G$.

RÉSULTATS CONSOLIDÉS

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 19 46 463 427
Distribution de gaz 69 80 213 129
Gazoducs, traitement et services énergétiques 185 (325 ) 571 (68 )
Placements à titre de promoteur 140 79 419 268
Activités non sectorielles (325 ) (151 ) (558 ) (314 )
Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 88 (271 ) 1 108 442
Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques - 4 46 4
88 (267 ) 1 154 446
Bénéfice (perte) par action ordinaire 0,11 (0,33 ) 1,39 0,55
Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire 0,10 (0,33 ) 1,37 0,55

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 1 154 M$ (1,39 $ par action ordinaire), contre 446 M$ (0,55 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2013. La société a continué d'enregistrer une forte croissance du bénéfice d'exploitation au cours des trois derniers exercices, comme il est précisé ci-après à la rubrique Aperçu du rendement - Bénéfice ajusté. Cependant, l'incidence positive de cette croissance et la comparabilité du bénéfice de la société subissent toutefois l'incidence de plusieurs facteurs non récurrents inhabituels ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur. La société a un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer son exposition aux risques de taux d'intérêt et de change et au risque lié au prix des marchandises. Les variations des incidences comptables évaluées à la valeur de marché non réalisée de ce programme se traduisent par des bénéfices à court terme volatils, mais la société estime qu'elle sera en mesure de soutenir, à long terme, une croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes, soit le fondement de la proposition de valeur qu'elle offre à ses investisseurs. Le bénéfice de 2014 reflète par ailleurs l'incidence fiscale négative du transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge. Le gain intersociétés réalisé par l'entité vendeuse a été éliminé des états financiers consolidés d'Enbridge. Cependant, puisque cette opération a compris la vente de parts de sociétés, les conséquences fiscales sont demeurées intégrées aux résultats consolidés et ont donné lieu à une charge de 157 M$ en 2014.

Les coûts et les recouvrements des compagnies d'assurance associés au déversement de pétrole brut sur la canalisation 6B ont également eu une incidence sur la comparaison du bénéfice d'un exercice à l'autre. Le bénéfice des exercices clos les 31 décembre 2014 et 2013 comprend pour EEP des coûts estimatifs liés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B de 86 M$ US (montant après impôts de 12 M$ attribuable à Enbridge), de 302 M$ US (montant après impôts de 44 M$ attribuable à Enbridge), respectivement. Pour l'exercice clos le 31 décembre 2013, EEP a comptabilisé des règlements des compagnies d'assurance liés au déversement de pétrole provenant de la canalisation 6B qui se sont élevés à 42 M$ US (montant après impôts de 6 M$ attribuable à Enbridge). Pour le secteur Oléoducs, le bénéfice de 2014 et celui de 2013 tiennent compte de frais liés à la correction de fuites et à la stabilisation à long terme d'environ 4 M$ et 56 M$, respectivement, après impôts et avant les règlements des compagnies d'assurance consécutifs au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013. En 2014, Enbridge a constaté des règlements des compagnies d'assurance liés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 de 8 M$ après impôts.

D'autres éléments importants influent sur la comparaison du bénéfice d'un exercice à l'autre. C'est le cas notamment d'un gain de 57 M$ après impôts constaté à la cession d'actifs non essentiels d'Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») ainsi que d'un gain de 14 M$ après impôts constaté à la vente d'un placement dans les technologies nouvelles et émergentes par l'unité d'exploitation Activités non sectorielles. Ces deux opérations ont été comptabilisées en 2014.

Enfin, le bénéfice de 2013 de la société tenait compte de certains ajustements hors période qui ont aussi eu une incidence sur la comparaison du bénéfice d'un exercice à l'autre. Ces ajustements hors période comprenaient notamment un ajustement hors trésorerie de 37 M$ après impôts visant à reporter des produits associés aux droits de rattrapage accumulés aux termes de certains contrats d'expédition fermes à long terme du réseau régional des sables bitumineux. Le réseau régional des sables bitumineux a également apporté un ajustement hors période de 31 M$ après impôts lié au recouvrement d'impôts sur les bénéfices conformément à un contrat à long terme, ajustement qui a été compensé en partie par une correction connexe de la charge d'impôts reportés. Dans le secteur Distribution de gaz, la société a comptabilisé un ajustement hors période de 56 M$ après impôts, qui reflète une hausse du coût de transport du gaz ayant été reportée de manière erronée.

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 88 M$ (0,11 $ par action ordinaire), comparativement à une perte de 267 M$ (perte de 0,33 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 décembre 2013. Les facteurs qui ont influé sur la performance au quatrième trimestre ont suivi en grande partie les tendances observées depuis le début de l'exercice et tiennent toujours compte des variations des gains et pertes à la juste valeur non réalisés sur dérivés et opérations de change. Outre les facteurs liés à l'exploitation dont il est question à la rubrique Aperçu du rendement - Bénéfice ajusté, le quatrième trimestre de 2014 se démarque par l'incidence fiscale associée au transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge, comme il est mentionné plus haut. Enfin, les résultats du quatrième trimestre de 2014 comprennent un gain de 14 M$ après impôts constaté à la cession d'actifs non essentiels d'Offshore et des recouvrements de compagnies d'assurance constatés relativement au déversement de pétrole brut de la canalisation 37 survenu en juin 2013.

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 inhabituels des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché. Les éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. 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, y compris le montant cible des dividendes versés, et d'évaluer le rendement de la société. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) de chacun des secteurs ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée selon les 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. Le tableau ci-dessous présente le rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.

RAPPROCHEMENTS HORS PCGR

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 88 (267 ) 1 154 446
Ajustements(1):
Variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés (2) 164 613 320 843
Droits de rattrapage 11 13 17 50
Coûts de correction de fuites, déduction faite des recouvrements des compagnies d'assurance (9 ) 12 8 94
Températures inférieures à la normale (1 ) (13 ) (36 ) (9 )
Gains à la vente d'actifs et de placements non essentiels (14 ) - (71 ) (2 )
Pertes de valeur d'actifs 2 6 2 6
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 8 (2 ) 14 -
Impôt sur des gains intersociétés à la vente d'actifs 157 - 157 -
Ajustements liés aux impôts - - - (19 )
Ajustements hors période - - - 25
Autres 3 - 9 -
Bénéfice ajusté 409 362 1 574 1 434
(1) Le tableau présente les ajustements en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces ajustements pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur.
(2) Les variations des gains et pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs 199 205 858 770
Distribution de gaz 68 67 177 176
Gazoducs, traitement et services énergétiques 30 17 136 203
Placements à titre de promoteur 123 89 429 313
Activités non sectorielles (11 ) (16 ) (26 ) (28 )
Bénéfice ajusté(1) 409 362 1 574 1 434
Bénéfice ajusté par action ordinaire(1) 0,49 0,44 1,90 1,78
(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. Se reporter à la rubrique Mesures non conformes aux PCGR pour obtenir un complément d'information.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, le bénéfice s'est établi à 1 574 M$ (1,90 $ par action ordinaire), comparativement à 1 434 M$ (1,78 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2013. Cette croissance reflète la vigueur du portefeuille d'actifs actuel d'Enbridge ainsi que le succès de la réalisation de son vaste programme de dépenses en immobilisations aux fins de croissance, dans le cadre duquel de nombreux nouveaux actifs ont été mis en service au cours de cette période.

L'alliance de solides actifs de base et de l'exécution réussie du programme de dépenses en immobilisations de croissance a été particulièrement bien illustrée par les secteurs Oléoducs et Placements à titre de promoteur de la société et a joué pour beaucoup dans la croissance globale du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre. Dans le secteur Oléoducs, la croissance du bénéfice ajusté tiré du réseau principal au Canada pour un deuxième exercice consécutif est en grande partie redevable à l'augmentation du débit faisant suite à l'accroissement de l'offre de pétrole brut en provenance de l'Ouest canadien, à la demande accrue de la part des raffineurs en aval ainsi qu'aux efforts déployés par la société pour optimiser la capacité et le débit, et améliorer des horaires convenus avec les expéditeurs.

Les nouveaux actifs pipeliniers du réseau régional des sables bitumineux qui sont entrés en service, notamment le pipeline Norealis, ont contribué à la croissance du bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux. Au quatrième trimestre de 2014, la société a mis en service les pipelines Flanagan sud et Seaway. Les deux projets sont des composantes clés du projet d'accès au golfe du Mexique de la société, qui vise à offrir aux producteurs de l'Ouest canadien et de la région de Bakken une meilleure connectivité avec le centre de raffinage de la côte américaine du golfe du Mexique. Les deux projets ont procuré à la société une part supplémentaire de bénéfice au quatrième trimestre de 2014 et devraient participer davantage à la croissance du bénéfice ajusté en 2015.

Les entités dont la société est le promoteur, c'est-à-dire EEP et le fonds, ont aussi contribué positivement à la croissance du bénéfice ajusté. Le bénéfice ajusté d'EEP a profité des apports accrus de ses activités liées aux hydrocarbures liquides faisant suite à la mise en service de nouveaux actifs en 2013 et en 2014 ainsi que des débits et des droits supérieurs sur les principaux pipelines d'hydrocarbures liquides d'EEP. Les nouveaux actifs mis en service comprennent notamment le remplacement et le prolongement de la canalisation 6B dans le cadre du projet d'accès vers l'est d'Enbridge et d'EEP. Enbridge a également profité de sa participation de 75 % dans le tronçon américain du projet d'accès vers l'est détenue par l'intermédiaire d'EELP. Quant aux activités liées au gaz naturel et aux liquides de gaz naturel (« LGN ») d'EEP, que la société détient directement et indirectement par l'intermédiaire de sa filiale en propriété partielle, MEP, le recul des volumes a eu une incidence négative sur le bénéfice ajusté. Pour ce qui est du fonds, la croissance de son bénéfice ajusté reflète l'avantage représenté par l'élargissement de son portefeuille d'actifs découlant des transferts effectués par Enbridge en 2011, en 2012 et, plus récemment, au quatrième trimestre de 2014.

Le bénéfice ajusté de 2014 du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques a diminué par rapport à celui du dernier exercice en grande partie en raison de facteurs du marché ayant une incidence sur les activités liées aux services énergétiques de la société et sur ses installations d'Aux Sable. Le rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et les conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée, cumulés aux charges liées à la demande non recouvrées, ont érodé le bénéfice ajusté des services énergétiques après un exercice 2013 particulièrement solide. Le bénéfice ajusté d'Aux Sable a baissé en 2014 par suite du rétrécissement des marges de fractionnement et de la diminution des volumes des usines de traitement en amont.

L'un des volets essentiels de la stratégie d'Enbridge consiste à assurer l'avenir à long terme de la société en mettant sur pied de nouvelles plateformes pour favoriser la croissance et la diversification. L'investissement de la société dans des actifs du secteur intermédiaire au Canada, à savoir l'usine à gaz Cabin (« Cabin ») et les réseaux de collecte Pipestone et Sexsmith (ensemble, « Pipestone et Sexsmith »), ainsi que les investissements constants que consent Enbridge dans l'énergie renouvelable au moyen de l'acquisition de nouveaux parcs éoliens ou de l'accroissement de ses participations dans des parcs éoliens existants que la société détient avec des partenaires sont autant d'exemples d'initiatives de diversification qui ont assuré la croissance du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre.

En 2014, le bénéfice ajusté des Activités non sectorielles de la société a dû tenir compte de la hausse des dividendes sur les actions privilégiées ainsi que de l'augmentation des charges d'intérêts de plusieurs unités d'exploitation comme suite de l'accroissement du financement par capitaux propres privilégiés et par emprunt contracté pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance.

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, le bénéfice ajusté s'est établi à 409 M$ (0,49 $ par action ordinaire) en regard de 362 M$ (0,44 $ par action ordinaire) pour la même période de 2013. En ce qui a trait au quatrième trimestre de 2014, la plupart des tendances annuelles susmentionnées ont contribué à la croissance du bénéfice ajusté depuis le quatrième trimestre de 2013. Dans le secteur Oléoducs, l'accroissement du débit sur le réseau principal au Canada et les nouveaux actifs mis en service dans tout le secteur ont favorisé l'augmentation du bénéfice ajusté du quatrième trimestre de 2014. Toutefois, cette croissance a été plus qu'annulée par la diminution des droits tirés du réseau principal au Canada par rapport au trimestre correspondant de 2013. Au quatrième trimestre de 2013, les résultats du réseau régional des sables bitumineux comprenaient un ajustement favorable lié à une réduction du partage des produits d'exploitation avec l'expéditeur fondateur du pipeline d'Athabasca. Bien que cet ajustement n'ait pas influé sur le bénéfice ajusté pendant l'exercice complet de 2013, il a augmenté le bénéfice ajusté du quatrième trimestre de cet exercice par rapport au quatrième trimestre de 2014. Exclusion faite de cet ajustement en 2013, le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux des quatrièmes trimestres a été comparable pour les deux exercices.

Au quatrième trimestre, les services énergétiques ont enregistré des résultats supérieurs à ceux du trimestre correspondant de 2013, car l'élargissement des écarts liés à l'emplacement et qualitatifs leur a permis de réaliser des marges plus rentables et de profiter d'occasions d'arbitrage sur le plan de la gestion des réservoirs, ce qui a contribué à compenser en partie la diminution du bénéfice ajusté observée au cours des neuf premiers mois de 2014 en raison du rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée, facteurs auxquels s'ajoutent les charges liées à la demande non recouvrées.

OLÉODUCS

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal au Canada 100 119 500 460
Réseau régional des sables bitumineux 47 55 181 170
Pipeline Seaway et pipeline Flanagan sud 35 10 74 48
Pipeline Southern Lights 12 13 49 49
Pipeline Spearhead 4 6 31 31
Pipelines d'amenée et autres 1 2 23 12
Bénéfice ajusté 199 205 858 770
Réseau principal au Canada - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés (178 ) (143 ) (370 ) (268 )
Réseau principal au Canada - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B (2 ) - (8 ) -
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage 1 (13 ) 6 (13 )
Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations - (3 ) (4 ) (56 )
Réseau régional des sables bitumineux - règlements de compagnies d'assurance pour déversement 4 - 8 -
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement hors période de droits de rattrapage - - - (37 )
Réseau régional des sables bitumineux - ajustements hors période de recouvrements aux termes de contrats à long terme, montant net - - - 31
Pipeline Seaway et pipeline Flanagan sud - ajustement de droits de rattrapage (14 ) - (25 ) -
Pipeline Southern Lights - gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments 9 - - -
Pipeline Spearhead - gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments 1 - 1 -
Pipeline Spearhead - ajustement de droits de rattrapage 1 - - -
Pipelines d'amenée et autres - ajustement de droits de rattrapage - - 3 -
Pipelines d'amenée et autres - coûts d'aménagement des projets (2 ) - (6 ) -
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 19 46 463 427
  • La hausse du bénéfice ajusté du réseau principal au Canada est principalement attribuable au débit plus élevé sous l'effet de plusieurs facteurs : l'intensification de la production tirée des sables bitumineux; la vigueur de la demande des raffineries sur le marché du Midwest américain faisant suite notamment au démarrage d'une raffinerie du Midwest convertie au traitement du pétrole lourd au cours du deuxième trimestre de 2014; le succès des efforts que la société a déployés afin d'optimiser la capacité et le débit et d'améliorer l'efficacité des horaires conclus avec les expéditeurs. D'autres facteurs positifs ont contribué au bénéfice ajusté, comme la hausse des produits tirés des terminaux, la baisse des charges d'exploitation et d'administration et la diminution de la charge d'impôts sur les bénéfices, qui ne comprenait que des impôts exigibles et qui a baissé en raison des déductions fiscales plus importantes.
  • Ces effets positifs pour le réseau principal au Canada ont été partiellement contrebalancés par une baisse, d'un exercice à l'autre, des droits repères résiduels moyens du tarif international conjoint (« TIC ») sur le réseau principal au Canada en particulier au quatrième trimestre de 2014. La variation des droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada se fait à l'inverse de celle des droits sur le réseau de Lakehead, qui, en moyenne, ont été supérieurs depuis le début de 2014 en raison du recouvrement de coûts supplémentaires liés aux projets de croissance d'EEP. Au quatrième trimestre de 2014, les droits repères résiduels moyens aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada se chiffraient à 1,53 $ US le baril, comparativement à 1,80 $ US le baril pour le trimestre correspondant de 2013. La diminution de ces droits a été un facteur prépondérant de la baisse du bénéfice ajusté au quatrième trimestre de 2014 par rapport au trimestre correspondant de 2013. La hausse des coûts énergétiques liée au débit accru ainsi que l'augmentation de la charge d'amortissement faisant suite à l'élargissement du portefeuille d'actifs ont aussi nui au bénéfice ajusté. Enfin, le bénéfice ajusté du réseau principal au Canada en 2014 a continué de subir le contrecoup de l'absence de produits provenant de la canalisation 9B, qui a été mise hors exploitation vers la fin de 2013 en vue de son inversion et d'un agrandissement dans le cadre du projet d'accès vers l'est de la société.
  • La hausse du bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux est surtout attribuable aux apports du pipeline Norealis achevé en avril 2014 ainsi qu'au débit supérieur du pipeline d'Athabasca et à l'accroissement des produits tirés du pipeline de Waupisoo. Cette hausse du bénéfice ajusté a été en partie neutralisée par la charge d'amortissement supérieure faisant suite à l'élargissement du portefeuille d'actifs ainsi que par le relèvement des frais d'exploitation et d'administration, de l'amortissement, de l'intérêt et des charges fiscales attribuables à l'augmentation des activités d'exploitation. Au quatrième trimestre de 2013, les résultats du réseau régional des sables bitumineux comprenaient un ajustement favorable lié à une réduction du partage des produits d'exploitation avec l'expéditeur fondateur du pipeline d'Athabasca. Bien que cet ajustement n'ait pas influé sur le bénéfice ajusté pendant l'exercice complet de 2013, il a augmenté le bénéfice ajusté du quatrième trimestre de cet exercice par rapport au quatrième trimestre de 2014. Exclusion faite de cet ajustement en 2013, le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux des quatrièmes trimestres a été comparable pour les deux exercices.
  • Le bénéfice ajusté du pipeline Seaway et du pipeline Flanagan sud pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2014 s'explique par les bénéfices supplémentaires associés aux premiers volumes de pétrole transportés par Flanagan sud et la canalisation jumelle du pipeline Seaway, en décembre 2014. La hausse des droits moyens rattachés au pipeline Seaway a aussi contribué au bénéfice ajusté. En revanche, l'augmentation des charges d'exploitation et des charges financières par suite de l'élargissement du portefeuille d'actifs a en partie contrebalancé la hausse du bénéfice ajusté.
  • Le bénéfice ajusté du pipeline Southern Lights des deux exercices a été comparable; toutefois, en raison de facteurs contraires, la hausse des recouvrements de taux d'amortissement négociés sur les droits de transport a été annulée en 2014 par l'augmentation de la charge d'intérêts associée à l'émission de parts de catégorie A en faveur du fonds.
  • Le bénéfice ajusté du pipeline Spearhead pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2014 reflète la hausse combinée du débit et des droits de même que la baisse des dépenses liées à l'intégrité du pipeline, qui étaient plus importantes en 2013. Ces facteurs positifs ont été annulés par l'accroissement des coûts de l'électricité découlant de la hausse du débit et par l'augmentation des charges d'administration.
  • L'augmentation du bénéfice ajusté du secteur Pipelines d'amenée et autres est attribuable à l'accroissement des droits et du débit du pipeline de Toledo, aux résultats supplémentaires tirés d'Eddystone, projet terminé en avril 2014, à l'augmentation des produits de stockage et à la baisse des frais de mise en valeur qui ne peuvent pas être capitalisés. La baisse des tarifs d'Olympic a en partie annulé l'accroissement du bénéfice ajusté. Des tendances annuelles semblables ont été constatées au quatrième trimestre de 2014, mais le bénéfice du pipeline de Toledo a fléchi en raison de taxes foncières et de coûts d'expansion des affaires supérieurs ne pouvant pas être capitalisés.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur les résultats du secteur Oléoducs :

  • Le bénéfice (la perte) du réseau principal au Canada de chaque exercice tient compte des variations des pertes non réalisées liés à la juste valeur des instruments financiers dérivés ayant servi à gérer les expositions au risque inhérentes à l'entente de tarification concurrentielle, à savoir le taux de change, la variabilité du coût de l'électricité et la provision pour les prix du pétrole d'allocation.
  • Le bénéfice (la perte) du réseau principal au Canada en 2014 comprend la charge d'amortissement et les intérêts débiteurs imputés à la canalisation 9B pendant qu'elle était hors exploitation pour en inverser le sens d'écoulement dans le cadre de l'initiative d'accès vers l'est de la société.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux de chaque exercice comprend un ajustement hors trésorerie ayant pour objet de reporter les produits découlant des droits de rattrapage accumulés aux termes de certains contrats fermes à long terme (ajustement au titre des droits de rattrapage).
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2014 et 2013 comprenait des charges, avant les règlements des compagnies d'assurance, liées au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2014 rend compte des règlements des compagnies d'assurance liés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 37 survenu en juin 2013.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2013 tenait compte d'un ajustement hors période des droits de rattrapage.
  • Le bénéfice du réseau régional des sables bitumineux en 2013 comprenait un ajustement hors période et hors trésorerie visant à redresser la charge d'impôts reportés et à corriger le taux auquel les impôts réputés sont recouvrés aux termes d'un contrat à long terme.
  • Le bénéfice des pipelines Seaway et Flanagan sud en 2014 tient compte d'un ajustement au titre des droits de rattrapage.
  • Le bénéfice du pipeline Southern Lights du quatrième trimestre de 2014 tient compte d'un gain non réalisé sur la juste valeur marchande des instruments financiers dérivés.
  • Le bénéfice du pipeline Spearhead en 2014 tient compte d'un gain lié à la juste valeur non réalisée d'instruments financiers dérivés.
  • Le bénéfice du pipeline Spearhead au quatrième trimestre de 2014 tient compte d'un ajustement au titre des droits de rattrapage.
  • Le bénéfice des pipelines d'amenée et autres en 2014 tient compte d'un ajustement au titre des droits de rattrapage.
  • Le bénéfice des pipelines d'amenée et autres en 2014 tient compte de certains coûts d'expansion des affaires liés à Northern Gateway qui devraient être recouvrés sur la durée du projet.

DISTRIBUTION DE GAZ

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») 58 59 158 156
Autres activités de distribution et de stockage de gaz 10 8 19 20
Bénéfice ajusté 68 67 177 176
EGD - températures inférieures à la normale 1 13 36 9
EGD - ajustement hors période de coûts de transport du gaz - - - (56 )
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 69 80 213 129
  • Les résultats d'exploitation d'Enbridge Gas Distributions Inc. (« EGD ») pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2014 étaient en grande partie comparables avec ceux des périodes correspondantes de 2013. Le bénéfice ajusté d'EGD reflète l'incidence de la décision de la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO ») relativement au régime de RI adapté, qui a été approuvé par la CÉO avec certaines modifications en juillet 2014. Pendant le premier semestre de 2014, l'exploitation d'EGD était soumise aux tarifs de distribution provisoires approuvés par la CÉO. Le 22 août 2014, la CÉO a rendu une ordonnance sur les tarifs calculés conformément au régime de réglementation incitative (« RI ») adapté, dans laquelle elle approuve les tarifs définitifs, avec prise d'effet au 1er janvier 2014. La hausse du bénéfice ajusté est attribuable à l'élargissement de la clientèle, à la diminution des coûts relatifs aux salariés et d'autres coûts et à l'incidence du régime de RI adapté qui a été approuvé. Le régime de RI adapté prévoit une nouvelle approche pour déterminer l'amortissement et les provisions pour frais futurs d'enlèvement et de restauration des lieux; cette nouvelle approche s'est traduite par une baisse de la charge d'amortissement. Ces facteurs favorables ont été en partie contrebalancés par la réduction des tarifs et le rétablissement du mécanisme de partage des bénéfices conformément au régime de RI adapté ainsi que par la baisse des produits tirés du mécanisme de partage des bénéfices.
  • Le bénéfice des autres activités de distribution et de stockage de gaz pour l'exercice complet tient compte d'une perte inscrite par Enbridge Gas New Brunswick Inc. (« EGNB ») relativement à un contrat de vente de gaz naturel à la province du Nouveau-Brunswick, expiré en octobre 2014. Par suite d'un hiver particulièrement rigoureux au premier trimestre de 2014, les coûts associés à l'exécution de ce contrat ont été supérieurs aux produits reçus. L'accroissement des volumes de distribution et la hausse des tarifs entrée en vigueur en mai 2014 ont en partie neutralisé la baisse du bénéfice d'EGNB et ont été déterminants pour l'augmentation du bénéfice de EGNB au quatrième trimestre de 2014.

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

  • Le bénéfice d'EGD pour chaque exercice est ajusté de manière à tenir compte des températures.
  • Le bénéfice d'EGD de 2013 reflète une correction hors période apportée à des coûts de transport du gaz qui avaient été reportés précédemment.

GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Aux Sable 8 17 28 49
Services énergétiques 8 (19 ) 35 75
Alliance Pipeline US 5 12 41 43
Pipeline Vector 3 4 15 22
Réseau principal au Canada 6 3 23 12
Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») 1 2 (2 ) (2 )
Autres (1 ) (2 ) (4 ) 4
Bénéfice ajusté 30 17 136 203
Services énergétiques - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 138 (337 ) 424 (206 )
Offshore - gain à la vente d'actifs non essentiels 14 - 57 -
Autres - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 3 (1 ) - (61 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 185 (321 ) 617 (64 )
  • Le bénéfice d'Aux Sable a fléchi pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2014, principalement en raison de la baisse des marges de fractionnement, qui a eu pour effet de réduire l'apport à la hausse du mécanisme de partage des bénéfices, en partie compensée par l'accroissement des volumes de propane produits par l'usine de Channahon. La baisse des volumes traités par les usines en amont et la hausse des charges d'administration ont aussi joué défavorablement sur le bénéfice d'Aux Sable.
  • Le bénéfice ajusté des services énergétiques a accusé un recul en 2014 en raison du rétrécissement des écarts liés à l'emplacement et des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée ainsi que des frais liés à la demande connexes non recouvrés. En outre, le bénéfice ajusté de 2014 reflète des pertes réalisées au premier trimestre de 2014 sur certains contrats financiers ayant pour objet de couvrir la valeur de la capacité de transport engagée, mais qui n'étaient pas efficaces à ce titre. Au deuxième et au quatrième trimestre de 2014, la société a mis fin à la composante à terme de tels contrats dérivés qui n'étaient plus efficaces. La baisse du bénéfice ajusté a été contrée en partie par les conditions plus favorables sur certains marchés observées au quatrième trimestre de 2014, qui ont entraîné l'élargissement des écarts liés à l'emplacement et qualitatifs, et ont permis aux services énergétiques de réaliser des marges plus rentables et de profiter d'occasions d'arbitrage sur le plan de la gestion des réservoirs. En grande partie grâce à l'incidence positive de ces occasions d'arbitrage qui s'est poursuivie, le bénéfice ajusté des services énergétiques au quatrième trimestre de 2014 a augmenté par rapport à l'exercice 2013, ce qui a contribué à compenser en partie le recul du bénéfice ajusté des neuf premiers mois de l'exercice. Au nombre des facteurs ayant contribué à la hausse du bénéfice ajusté, citons les écarts favorables liés à l'emplacement des actifs de gaz naturel qu'ont suscité des conditions météorologiques hivernales anormales au premier trimestre de 2014. Le bénéfice ajusté des services énergétiques dépend des conditions du marché, et les résultats obtenus pour une période donnée pourraient ne pas être représentatifs des résultats de périodes futures.
  • La diminution du bénéfice d'Alliance Pipeline US pour l'exercice complet reflète l'incidence du transfert d'Alliance Pipeline US au fonds en novembre 2014 et l'absence de bénéfices qui en a découlé. Avant le 7 novembre 2014, date du transfert, le bénéfice d'Alliance Pipeline US avait augmenté par rapport à la période équivalente de 2013 et reflétait une augmentation de la charge d'amortissement recouvrée à même les droits, de même que les résultats tirés de la canalisation latérale de Tioga, entrée en service en septembre 2013.
  • La diminution du bénéfice du pipeline Vector est le fait de la baisse de la charge d'amortissement recouvrée à même les droits, en partie compensée par la recrudescence de la demande de gaz naturel par suite des conditions hivernales anormalement rigoureuses qui ont frappé la région au premier trimestre de 2014.
  • Le bénéfice du secteur intermédiaire au Canada s'est accru en raison des honoraires plus élevés tirés des participations de la société dans Cabin, Pipestone et Sexsmith. Le bénéfice tiré de Pipestone a été supérieur grâce aux résultats supplémentaires qui découlent de la dernière phase de mise en service, en 2014, et des volumes accrus qui ont surpassé les niveaux prévus dans les contrats fermes.
  • Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) d'Offshore pour l'exercice et le quatrième trimestre de 2014 était comparable avec ceux des périodes correspondantes de 2013. Depuis les deux derniers exercices, le résultat d'Offshore reflète la faiblesse persistante des volumes de gaz en raison de la moins grande production dans le golfe du Mexique. Le résultat ajusté d'Offshore reflète aussi le fait qu'aucun bénéfice n'a été tiré des actifs non essentiels qui ont été vendus en mars et en novembre 2014. Les pertes ajustées ont été en partie neutralisées par les bénéfices supplémentaires dégagés après l'achèvement du tronçon Jack St. Malo du réseau de collecte de gaz de Walker Ridge (« RCGWR »), en décembre 2014, et par les économies de coûts réalisées grâce à la décision de la société de ne pas renouveler son assurance contre les ouragans à compter de mai 2013. Le résultat d'Offshore devrait s'améliorer après l'exploitation pendant un exercice complet du tronçon Jack St. Malo du RCGWR et le parachèvement et la mise en service du tronçon du gazoduc Big Foot et de l'oléoduc du même nom, sur le RCGWR prévus pour le troisième trimestre de 2015.
  • Le bénéfice ajusté du sous-secteur Autres a fléchi pour l'exercice complet en 2014, en raison de la diminution des produits provenant de la direction sud de la ligne de raccordement Montana-Alberta (« LRMA »), et par la hausse de la charge d'amortissement et des frais financiers qui s'y rapportent, ainsi que par l'augmentation des coûts d'expansion des affaires, qui ne sont pas admissibles à la capitalisation. Le recul du bénéfice ajusté a été en partie compensé par les mises en service de nouveaux parcs éoliens des deux dernières années. Le bénéfice ajusté du quatrième trimestre de 2014 a suivi la même tendance observée pour l'exercice complet; toutefois, l'incidence de la mise en service de nouveaux parcs éoliens a plus que compensé la baisse du bénéfice de la LRMA et l'augmentation des coûts d'expansion des affaires non admissibles à la capitalisation.

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

  • Le bénéfice (la perte) du secteur Services énergétiques pour chaque période tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur en raison 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 ainsi que de la réévaluation des stocks.
  • Le bénéfice ajusté du secteur Services énergétiques en 2014 ne tient pas compte d'une perte réalisée de 117 M$ subie pour mettre fin à certains contrats financiers dérivés à terme qui visaient à couvrir la valeur de la capacité de transport physique engagée sur certains marchés desservis par le secteur Services énergétiques, mais qui n'étaient plus efficaces à ce titre.
  • Le bénéfice ajusté en 2013 ne tenait pas compte d'une perte réalisée de 58 M$ subie pour mettre fin à certains contrats dérivés à terme ayant pour objet d'assurer la couverture d'opérations prévues au sein du secteur Services énergétiques qui ne se sont pas produites.
  • Le bénéfice d'Offshore pour 2014 comprenait un gain à la cession d'actifs non essentiels.
  • Les autres bénéfices (pertes) de chaque exercice tiennent compte des variations des gains et des pertes liés à la juste valeur non réalisées des contrats dérivés à long terme sur les prix de l'électricité acquis afin de servir de couverture des produits et des flux de trésorerie prévus à l'égard de Blackspring Ridge.

PLACEMENTS À TITRE DE PROMOTEUR

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») 40 46 197 165
Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP ») 49 14 107 38
Enbridge Income Fund (le « fonds ») 34 29 125 110
Bénéfice ajusté 123 89 429 313
EEP - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés 14 (3 ) 5 (6 )
EEP - coûts de correction de fuites 5 (9 ) (12 ) (44 )
EEP - ajustement de droits de rattrapage - - (1 ) -
EEP - perte de valeur d'actifs (2 ) - (2 ) -
EEP - coûts de séparation versés aux salariés (1 ) - (1 ) -
EEP - règlements de compagnies d'assurance pour déversement - - - 6
EEP - écart ou modification du taux d'imposition - - - (3 )
EEP - gain à la vente d'actifs non essentiels - 2 - 2
Le fonds - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - - 3 -
Le fonds - ajustement de droits de rattrapage 1 - - -
Le fonds - coûts des opérations de transfert - - (2 ) -
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 140 79 419 268
  • Le bénéfice ajusté d'EEP pour l'exercice complet s'est apprécié, reflétant la solide performance de ses activités liées aux hydrocarbures liquides faisant suite à la mise en service de nouveaux actifs en 2013 et en 2014 ainsi que des débits et des droits supérieurs sur les principaux pipelines d'hydrocarbures liquides d'EEP. Les nouveaux actifs mis en service comprennent le remplacement et le prolongement de la canalisation 6B dans le cadre du projet d'accès vers l'est d'Enbridge et d'EEP ainsi que le programme de remplacement d'un tronçon de 75 milles de la canalisation 6B. Les programmes d'accès et d'agrandissement dans la région de Bakken du réseau du Dakota du Nord d'EEP, qui ont rehaussé la capacité de collecte de pétrole brut dans la région de Bakken, ont fait un apport important à la croissance du bénéfice ajusté. Les facteurs positifs constatés pour le réseau principal au Canada cités précédemment ont également fait augmenter le débit sur le réseau de Lakehead d'EEP. Cette hausse du bénéfice ajusté des activités liées aux hydrocarbures liquides d'EEP a été annulée en partie par les coûts énergétiques supplémentaires liés au débit supérieur, la charge d'amortissement plus élevée découlant d'un portefeuille d'actifs plus vaste et la hausse des frais d'exploitation et d'administration attribuables surtout à un effectif plus important, contrée en partie par le recul des coûts liés à l'intégrité des pipelines. L'érosion des volumes, surtout causée par la diminution des activités de forage, s'est répercutée négativement sur le bénéfice ajusté des activités liées au gaz naturel et aux LGN d'EEP, que cette dernière détient directement et indirectement par le truchement de MEP, filiale en propriété partielle. Enfin, l'apport d'EEP au bénéfice ajusté d'Enbridge reflète la hausse du bénéfice tiré du placement dans des parts privilégiées d'EEP effectué en mai 2013, l'augmentation des primes sous forme de distributions et de la distribution de parts de catégorie D.
  • Le bénéfice d'EELP rend compte de sa participation dans Alberta Clipper ainsi que de ses participations dans les projets d'accès vers l'est et d'agrandissement du réseau principal de Lakehead. La hausse du bénéfice reflète l'apport des actifs récemment mis en service, plus particulièrement l'agrandissement de la canalisation 6B, dont la capacité est passée de 240 000 b/j à 500 000 b/j, en plusieurs phases réalisées en 2014 dans le cadre du projet d'accès vers l'est de la société. La hausse du bénéfice provenant de l'accès vers l'est s'explique aussi par une augmentation du taux de surcharge imputable à un retard de la demande produite pour le réseau Lakehead et d'autres ajustements d'égalisation. La hausse des droits d'Alberta Clipper a aussi influé favorablement sur le bénéfice.
  • Le bénéfice ajusté du fonds a augmenté pour l'exercice complet et le quatrième trimestre de 2014. Cette augmentation est attribuable à l'accroissement du bénéfice découlant du transfert au fonds des participations d'Enbridge dans des gazoducs et des pipelines de diluants en novembre 2014 ainsi qu'à la solide performance des activités liées aux hydrocarbures liquides du fonds. L'augmentation du bénéfice ajusté a été annulée en partie par la baisse des ressources éoliennes de plusieurs parcs éoliens du fonds et la hausse de la charge d'intérêts associée à l'accroissement de la dette extérieure contractée en 2014 pour financer l'acquisition des participations dans des gazoducs et des pipelines de diluant. Enfin, le bénéfice ajusté a aussi bénéficié de l'incidence favorable des distributions sur les parts privilégiées supérieures reçues du fonds.

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

  • Le bénéfice d'EEP pour chaque période tient compte des variations de gains et des pertes non réalisés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés.
  • Le bénéfice d'EEP de chaque exercice comprend une charge liée aux coûts estimatifs, avant les règlements des compagnies d'assurance, associés au déversement de pétrole brut de la canalisation 6B.
  • Le bénéfice d'EEP en 2014 tient compte d'un ajustement au titre des droits de rattrapage.
  • Le bénéfice d'EEP de 2014 tient compte d'une perte de valeur d'actifs.
  • Le bénéfice d'EEP de 2014 tient compte de coûts de séparation versés aux salariés à la suite de redondances dans les activités d'EEP liées au gaz naturel et aux LGN.
  • Le bénéfice d'EEP en 2013 tient compte des règlements des compagnies d'assurance consécutifs au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B.
  • Le bénéfice d'EEP de 2013 tient compte d'un ajustement hors période d'impôts reportés sans incidence sur la trésorerie lié à une modification de la loi fiscale.
  • Le bénéfice d'EEP de 2013 comprend un gain à la vente d'actifs non essentiels.
  • Le bénéfice du fonds en 2014 tient compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés.
  • Le bénéfice du fonds au quatrième trimestre de 2014 tient compte d'un ajustement au titre des droits de rattrapage.
  • Le bénéfice du fonds en 2014 comprend les coûts engagés relativement à l'opération de transfert au fonds de participations dans des gazoducs et des pipelines de diluant.

ACTIVITÉS NON SECTORIELLES

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Noverco Inc. (« Noverco ») 21 20 43 54
Autres activités non sectorielles (32 ) (36 ) (69 ) (82 )
Perte ajustée (11 ) (16 ) (26 ) (28 )
Noverco - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés - - (5 ) 4
Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés (151 ) (129 ) (378 ) (306 )
Autres activités non sectorielles - impôt sur des gains intersociétés à la vente d'actifs (157 ) - (157 ) -
Autres activités non sectorielles - gain à la vente d'un placement - - - 14 -
Autres activités non sectorielles - coûts des opérations de transfert (6 ) - (6 ) -
Autres activités non sectorielles - recouvrement d'impôts étrangers - - - 4
Autres activités non sectorielles - incidence de la modification du taux d'imposition - - - 18
Autres activités non sectorielles - perte de valeur d'actifs - (6 ) - (6 )
Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires (325 ) (151 ) (558 ) (314 )
  • Le bénéfice ajusté de Noverco comprend le rendement sur le placement en actions privilégiées de la société ainsi que la quote-part du bénéfice de satellites provenant des investissements sous-jacents de Noverco dans des installations de distribution de gaz et de production d'électricité. Exclusion faite de l'incidence d'un petit gain non récurrent à la vente d'un placement au premier trimestre de 2013 et d'un ajustement d'égalisation de la quote-part de satellites constaté aussi au premier trimestre de 2013, le bénéfice ajusté de Noverco était légèrement plus élevé pour l'exercice clos le 31 décembre 2014, ce qui reflète la remontée du bénéfice d'exploitation de Gaz Métro, société dans laquelle Noverco détient une participation d'environ 71 %, et la hausse du produit de dividende sur des actions privilégiées.
  • La diminution de la perte ajustée du secteur Activités non sectorielles est attribuable à la baisse du montant net des frais de financement et de l'impôt sur les bénéfices qui a été annulée en partie par la hausse des dividendes versés sur les actions privilégiées en raison de l'accroissement du nombre d'actions privilégiées en circulation et de l'augmentation des charges d'exploitation et d'administration.

Les éléments d'ajustement suivants ont influé sur la perte du secteur Activités non sectorielles :

  • Le bénéfice de Noverco pour 2014 et 2013 tient compte des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés.
  • La perte des autres activités non sectorielles de chaque exercice tient compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés relativement aux positions de gestion du risque de change à terme.
  • La perte des autres activités non sectorielles de 2014 a subi l'incidence de l'impôt sur un gain lors d'une vente intersociétés.
  • La perte des autres activités non sectorielles de 2014 tient compte des coûts d'opération associés au Plan de restructuration des activités canadiennes et des coûts engagés pour une opération visant à transférer au fonds des participations dans un pipeline de gaz naturel et de diluant.
  • Un recouvrement d'impôts liés à un investissement étranger historique a permis de réduire la perte des autres activités non sectorielles pour 2013.
  • La perte des autres activités sectorielles en 2013 a subi l'incidence d'écarts du taux d'imposition.
  • La perte des autres activités non sectorielles en 2013 comprend des charges liées à la perte de valeur d'actifs.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique le vendredi 20 février 2015 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats annuels de 2014. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-708-4540 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6397 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 38886502#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/dkrar36x. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise jusqu'au 27 février 2015 en composant sans frais le1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 38886502#).

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

Enbridge, société canadienne, est un chef de file de la livraison d'énergie en Amérique du Nord et a figuré au palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde au cours des six dernières années. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux États-Unis, le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long 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 2 200 MW (capacité nette de 1 800 MW) et accroît sa participation dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2014. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à 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 à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent des informations ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée); le bénéfice prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs, le plan de restructuration des activités canadiennes et les coûts prévus concernant la correction de fuites et les éventuels recouvrements 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 invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable, les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable, les taux de change prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et le coût 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 de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société, les dates prévues de mise en service, l'approbation finale des modalités de transfert définitives par Enbridge, ENF et le fonds, l'obtention de toutes les approbations nécessaires des actionnaires et des organismes de réglementation pouvant être exigées par le plan de restructuration des activités canadiennes 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 renouvelable, et aux 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 l'économie et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs 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 prévu (la perte prévue) ou le bénéfice ajusté (la perte ajustée) et les montants connexes par action,
les conséquences du plan de restructuration des activités canadiennes pour Enbrige, la politique de versement des dividendes ajustés ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets en construction, y compris les dates estimatives de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction des pipelines; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; et l'incidence des conditions météorologiques et de l'approbation par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers de construction et de mise en service.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet du rendement de l'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, de la situation de concurrence, des modifications aux lois fiscales, des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises ainsi que de l'offre et de la demande pour les 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 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 les lois applicables, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

POINTS SAILLANTS

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
Oléoducs 19 46 463 427
Distribution de gaz 69 80 213 129
Gazoducs, traitement et services énergétiques 185 (325 ) 571 (68 )
Placements à titre de promoteur 140 79 419 268
Activités non sectorielles (325 ) (151 ) (558 ) (314 )
Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 88 (271 ) 1 108 442
Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques - 4 46 4
88 (267 ) 1 154 446
Bénéfice (perte) par action ordinaire 0,11 (0,33 ) 1,39 0,55
Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire 0,10 (0,33 ) 1,37 0,55
Bénéfice ajusté(1)
Oléoducs 199 205 858 770
Distribution de gaz 68 67 177 176
Gazoducs, traitement et services énergétiques 30 17 136 203
Placements à titre de promoteur 123 89 429 313
Activités non sectorielles (11 ) (16 ) (26 ) (28 )
409 362 1 574 1 434
Bénéfice ajusté par action ordinaire(1) 0,49 0,44 1,90 1,78
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 656 781 2 547 3 341
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (3 737 ) (3 277 ) (11 891 ) (9 431 )
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 3 221 2 744 9 770 5 070
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 297 261 1 177 1 035
Dividendes payés par action ordinaire 0,350 0,315 1,40 1,26
Actions en circulation(en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 838 817 829 806
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation 849 826 840 817
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)
Réseau principal au Canada(2) 2 066 1 827 1 995 1 737
Réseau régional des sables bitumineux(3) 725 666 703 533
Pipeline Spearhead 173 168 186 172
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)
Volumes (en milliards de pieds cubes) 129 135 461 434
Nombre de clients actifs (en milliers)(4) 2 098 2 065 2 098 2 065
Degrés-jours de chauffage(5)
Chiffres réels 1 261 1 368 4 044 3 746
Prévisions fondées sur la température normale 1 218 1 248 3 517 3 668
Gazoducs, traitement et services énergétiques
Débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour)
Pipeline Vector 1 370 1 446 1 418 1 494
Enbridge Offshore Pipelines 1 410 1 388 1 466 1 412
(1) Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs non 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 dans les PCGR.
(2) Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, qui aboutissent aux États-Unis ou dans l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
(3) Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca et au pipeline de Waupisoo, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
(4) Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période.
(5) Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 6 192 6 939 28 281 26 039
Ventes liées à la distribution de gaz 835 710 2 853 2 265
Transport et autres services 1 770 644 6 507 4 614
8 797 8 293 37 641 32 918
Charges
Coûts des marchandises 5 926 6 773 27 504 25 222
Coûts liés à la distribution de gaz 647 490 1 979 1 585
Exploitation et administration 917 788 3 281 3 014
Amortissement 426 362 1 577 1 370
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (3 ) 82 100 362
7 913 8 495 34 441 31 553
884 (202 ) 3 200 1 365
Quote-part du résultat des satellites 117 86 368 330
Autres charges (123 ) (82 ) (266 ) (135 )
Charges d'intérêts (313 ) (265 ) (1 129 ) (947 )
565 (463 ) 2 173 613
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices (249 ) 216 (611 ) (123 )
Bénéfice (perte) des activités poursuivies 316 (247 ) 1 562 490
Activités abandonnées
Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices - 6 73 6
Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées - (2 ) (27 ) (2 )
Bénéfice des activités abandonnées - 4 46 4
Bénéfice (perte) 316 (243 ) 1 608 494
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (157 ) 28 (203 ) 135
Bénéfice (perte) attribuable à Enbridge Inc. 159 (215 ) 1 405 629
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (52 ) (251 ) (183 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 88 (267 ) 1 154 446
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
Bénéfice (perte) des activités poursuivies 88 (271 ) 1 108 442
Bénéfice des activités abandonnées, déduction faite des impôts - 4 46 4
88 (267 ) 1 154 446
Résultat par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
Activités poursuivies 0,11 (0,33 ) 1,34 0,55
Activités abandonnées - - 0,05 -
0,11 (0,33 ) 1,39 0,55
Résultat dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.
Activités poursuivies 0,10 (0,33 ) 1,32 0,55
Activités abandonnées - - 0,05 -
0,10 (0,33 ) 1,37 0,55

ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) 316 (243 ) 1 608 494
Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie (223 ) 157 (833 ) 697
Variation des pertes non réalisées sur les couvertures d'investissement net (136 ) (56 ) (270 ) (96 )
Autres éléments du résultat global des satellites 6 (1 ) 10 11
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées 14 6 76 72
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées 34 22 158 39
Reclassement dans le résultat des montants au titre de l'amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 9 5 15 27
Gains (pertes) actuariels sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite (191 ) 114 (191 ) 114
Variation de l'écart de conversion 551 422 1 238 710
Autres éléments du résultat global 64 669 203 1 574
Résultat global 380 426 1 811 2 068
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (175 ) (142 ) (242 ) (276 )
Résultat global attribuable à Enbridge Inc. 205 284 1 569 1 792
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (52 ) (251 ) (183 )
Résultat global attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 134 232 1 318 1 609

ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

Exercices clos les 31 décembre 2014 2013
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Actions privilégiées
Solde au début de l'exercice 5 141 3 707
Émission d'actions privilégiées 1 374 1 434
Solde à la fin de l'exercice 6 515 5 141
Actions ordinaires
Solde au début de l'exercice 5 744 4 732
Émission d'actions ordinaires 446 582
Régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions 428 361
Actions émises à l'exercice d'options sur actions 51 69
Solde à la fin de l'exercice 6 669 5 744
Surplus d'apport
Solde au début de la période 746 522
Rémunération à base d'actions 31 28
Options exercées (14 ) (17 )
Émission d'actions autodétenues 22 208
Restructuration de capitaux propres d'Enbridge Energy Partners, L.P. 1 601 -
Transfert de participations à Enbridge Income Fund 176 -
Transfert de participation à Midcoast Energy Partners, L.P. (18 ) -
Gains de dilution et autres gains 5 5
Solde à la fin de l'exercice 2 549 746
Bénéfices non répartis
Solde au début de l'exercice 2 550 3 173
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. 1 405 629
Dividendes sur les actions privilégiées (251 ) (183 )
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires (1 177 ) (1 035 )
Dividendes versés sur la participation croisée 17 19
Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (973 ) (53 )
Solde à la fin de l'exercice 1 571 2 550
Cumul des autres éléments du résultat global
Solde au début de l'exercice (599 ) (1 762 )
Autres éléments du résultat global attribuables aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 164 1 163
Solde à la fin de l'exercice (435 ) (599 )
Participation croisée
Solde au début de l'exercice (86 ) (126 )
Émission d'actions autodétenues 3 40
Solde à la fin de l'exercice (83 ) (86 )
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. 16 786 13 496
Participations ne donnant pas le contrôle
Solde au début de l'exercice 4 014 3 258
Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 214 (111 )
Autres éléments du résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie (192 ) 166
Variation de l'écart de conversion 146 223
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées 18 4
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées 77 14
49 407
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 263 296
Distributions (535 ) (468 )
Apports 212 922
Acquisitions 351 -
Restructuration de capitaux propres d'Enbridge Energy Partners, L.P. (2 330 ) -
Transfert de participation à Midcoast Energy Partners, L.P. 39 -
Autres 1 6
Solde à la fin de l'exercice 2 015 4 014
Total des capitaux propres 18 801 17 510
Dividendes payés par action ordinaire 1,40 1,26

ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE

Trimestres clos Exercices clos
les 31 décembre les 31 décembre
2014 2013 2014 2013
(non audités; en millions de dollars canadiens)
Activités d'exploitation
Bénéfice (perte) 316 (243 ) 1 608 494
Bénéfice des activités abandonnées - (4 ) (46 ) (4 )
Amortissement 426 362 1 577 1 370
(Recouvrement) charge des impôts sur les bénéfices reportés 255 (234 ) 587 131
Variation des (gains) pertes non réalisées sur les instruments dérivés, montant net (152 ) 988 (96 ) 1 262
Excédent des distributions en trésorerie par rapport à la quote-part du bénéfice des satellites 57 39 196 355
Pertes de valeur 18 6 18 6
Gain sur cession (22 ) (18 ) (38 ) (18 )
Inefficacité des couvertures 49 26 210 48
Provision pour réévaluation des stocks 170 (32 ) 174 4
Autres 9 8 115 (43 )
Variation de l'actif et du passif réglementaires 11 (25 ) 22 (11 )
Variation des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements (31 ) (53 ) (78 ) 148
Variation de l'actif et du passif d'exploitation (450 ) (47 ) (1 721 ) (409 )
Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies 656 773 2 528 3 333
Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées - 8 19 8
656 781 2 547 3 341
Activités d'investissement
Nouvelles immobilisations corporelles (3 127 ) (2 950 ) (10 524 ) (8 235 )
Placements à long terme (161 ) (292 ) (854 ) (1 018 )
Acquisition d'actifs incorporels (55 ) (75 ) (208 ) (212 )
Acquisitions (394 ) - (394 ) -
Produits de cession 4 41 85 41
Prêts à des sociétés affiliées, montant net 4 3 13 8
Variation de la trésorerie soumise à restrictions (8 ) (4 ) (13 ) (15 )
Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies (3 737 ) (3 277 ) (11 895 ) (9 431 )
Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées - - 4 -
(3 737 ) (3 277 ) (11 891 ) (9 431 )
Activités de financement
Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme 99 (125 ) 734 (350 )
Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit 2 616 1 210 4 212 1 562
Remboursements sur le financement du projet Southern Lights (12 ) - (1 519 ) (5 )
Émissions de débentures et de billets à terme - Southern Lights - - 1 507 -
Émissions de débentures et de billets à terme 1 080 1 613 5 414 2 845
Remboursements sur les débentures et les billets à terme (523 ) (250 ) (1 348 ) (660 )
Apports des participations ne donnant pas le contrôle 49 399 212 922
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (140 ) (120 ) (535 ) (468 )
Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables 323 1 323 92
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (24 ) (18 ) (79 ) (72 )
Émission d'actions privilégiées - 242 1 365 1 428
Émission d'actions ordinaires 8 12 478 628
Dividendes sur les actions privilégiées (71 ) (50 ) (245 ) (178 )
Dividendes sur les actions ordinairs (184 ) (170 ) (749 ) (674 )
3 221 2 744 9 770 5 070
Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents libellés en devises 33 12 59 20
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents 173 260 485 (1 000 )
Trésorerie et équivalents au début de l'exercice - activités poursuivies 1 088 516 756 1 776
Trésorerie et équivalents au début de l'exercice - activités abandonnées - - 20 -
Trésorerie et équivalents à la fin de l'exercice 1 261 776 1 261 776
Trésorerie et équivalents liés aux activités abandonnées - (20 ) - (20 )
Trésorerie et équivalents liés aux activités poursuivies 1 261 756 1 261 756

ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE

31 décembre 2014 2013
(en millions de dollars canadiens)
Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents 1 261 756
Trésorerie soumise à restrictions 47 34
Comptes débiteurs et autres créances 5 504 4 956
Montants à recevoir de sociétés affiliées 241 65
Stocks 1 148 1 115
Actifs détenus en vue de la vente - 24
8 201 6 950
Immobilisations corporelles, montant net 53 830 42 279
Placements à long terme 5 408 4 212
Montants reportés et autres actifs 3 208 2 662
Actifs incorporels, montant net 1 166 1 004
Écart d'acquisition 483 445
Impôts sur les bénéfices reportés 561 16
72 857 57 568
Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Dette bancaire 507 338
Emprunts à court terme 1 041 374
Comptes créditeurs et autres dettes 6 444 6 664
Montants à payer à des sociétés affiliées 80 46
Intérêts à payer 264 228
Passifs environnementaux 161 260
Partie à court terme de la dette à long terme 1 004 2 811
Passifs détenus en vue de la vente - 7
9 501 10 728
Dette à long terme 33 423 22 357
Autres passifs à long terme 4 041 2 938
Impôts sur les bénéfices reportés 4 842 2 925
Passifs détenus en vue de la vente - 57
51 807 39 005
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables 2 249 1 053
Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 6 515 5 141
Actions ordinaires 6 669 5 744
Surplus d'apport 2 549 746
Bénéfices non répartis 1 571 2 550
Cumul des autres éléments du résultat global (435 ) (599 )
Participation croisée (83 ) (86 )
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. 16 786 13 496
Participations ne donnant pas le contrôle 2 015 4 014
18 801 17 510
72 857 57 568

INFORMATIONS SECTORIELLES

Trimestre clos le 31 décembre 2014Oléoducs 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'exploitation463 948 4 960 2 426 - 8 797
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz- (646)(4 630)(1 297)- (6 573)
Exploitation et administration(296)(131)(39)(423)(28)(917)
Amortissement(137)(79)(32)(173)(5)(426)
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements7 - - (4)- 3
37 92 259 529 (33)884
Quote-part du résultat des satellites50 - 25 31 11 117
Autres produits (charges)18 (5)30 (5)(161)(123)
Intérêts créditeurs (débiteurs)(112)(42)(26)(162)29 (313)
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices27 24 (103)(97)(100)(249)
Bénéfice (perte)20 69 185 296 (254)316
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables(1)- - (156)- (157)
Dividendes sur les actions privilégiées- - - - (71)(71)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc.19 69 185 140 (325)88
Total de l'actif27 657 9 320 7 601 23 515 4 764 72 857

Trimestre clos le 31 décembre 2013 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 492 841 4 826 2 134 - 8 293
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (490 ) (5 349 ) (1 424 ) - (7 263 )
Exploitation et administration (280 ) (134 ) (17 ) (331 ) (26 ) (788 )
Amortissement (114 ) (84 ) (23 ) (139 ) (2 ) (362 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (11 ) - - (71 ) - (82 )
87 133 (563 ) 169 (28 ) (202 )
Quote-part du résultat des satellites 29 - 45 15 (3 ) 86
Autres produits (charges) 10 8 7 27 (134 ) (82 )
Intérêts créditeurs (débiteurs) (85 ) (42 ) (23 ) (124 ) 9 (265 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices 6 (19 ) 209 (37 ) 57 216
Bénéfice (perte) des activités poursuivies 47 80 (325 ) 50 (99 ) (247 )
Activités abandonnées
Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices - - 6 - - 6
Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées - - (2 ) - - (2 )
Bénéfice des activités abandonnées - - 4 - - 4
Bénéfice (perte) 47 80 (321 ) 50 (99 ) (243 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (1 ) - - 29 - 28
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (52 ) (52 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 46 80 (321 ) 79 (151 ) (267 )
Total de l'actif 20 950 7 942 7 015 18 527 3 134 57 568
Exercice clos le 31 décembre 2014 Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs,
traitement et
services
énergétiques
Placements à
titre de
promoteur
Activités
non
sectorielles
Chiffres
consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation 2 283 3 216 23 023 9 119 - 37 641
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 979 ) (21 921 ) (5 583 ) - (29 483 )
Exploitation et administration (1 101 ) (530 ) (175 ) (1 438 ) (37 ) (3 281 )
Amortissement (498 ) (304 ) (114 ) (642 ) (19 ) (1 577 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements 7 - - (107 ) - (100 )
691 403 813 1 349 (56 ) 3 200
Quote-part du résultat des satellites 160 - 136 86 (14 ) 368
Autres produits (charges) 12 (8 ) 38 5 (313 ) (266 )
Intérêts créditeurs (débiteurs) (372 ) (165 ) (98 ) (559 ) 65 (1 129 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices (24 ) (17 ) (318 ) (263 ) 11 (611 )
Bénéfice (perte) des activités poursuivies 467 213 571 618 (307 ) 1 562
Activités abandonnées
Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices - - 73 - - 73
Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées - - (27 ) - - (27 )
Bénéfice des activités abandonnées - - 46 - - 46
Bénéfice (perte) 467 213 617 618 (307 ) 1 608
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (4 ) - - (199 ) - (203 )
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (251 ) (251 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 463 213 617 419 (558 ) 1 154
Total de l'actif 27 657 9 320 7 601 23 515 4 764 72 857


Exercice clos le 31 décembre 2013
Oléoducs Distribution
de gaz
Gazoducs,
traitement et
services
énergétiques
Placements à
titre de
promoteur
Activités non
sectorielles
Chiffres
consolidés
(en millions de dollars canadiens)
Produits d'exploitation 2 272 2 741 20 310 7 595 - 32 918
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 585 ) (20 244 ) (4 978 ) - (26 807 )
Exploitation et administration (1 006 ) (534 ) (221 ) (1 226 ) (27 ) (3 014 )
Amortissement (429 ) (321 ) (75 ) (530 ) (15 ) (1 370 )
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (79 ) - - (283 ) - (362 )
758 301 (230 ) 578 (42 ) 1 365
Quote-part du résultat des satellites 118 - 154 56 2 330
Autres produits (charges) 39 20 39 37 (270 ) (135 )
Intérêts créditeurs (débiteurs) (319 ) (160 ) (81 ) (409 ) 22 (947 )
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices (165 ) (32 ) 50 (133 ) 157 (123 )
Bénéfice (perte) des activités poursuivies 431 129 (68 ) 129 (131 ) 490
Activités abandonnées
Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices - - 6 - - 6
Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées - - (2 ) - - (2 )
Bénéfice des activités abandonnées - - 4 - - 4
Bénéfice (perte) 431 129 (64 ) 129 (131 ) 494
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (4 ) - - 139 - 135
Dividendes sur les actions privilégiées - - - - (183 ) (183 )
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. 427 129 (64 ) 268 (314 ) 446
Total de l'actif 20 950 7 942 7 015 18 527 3 134 57 568

Renseignements