CALGARY, ALBERTA - (Marketwire - 3 fév. 2010) - Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) -
POINTS SAILLANTS
- Accroissement de 14 % du bénéfice du quatrième trimestre, qui atteint à 300 M$
- Augmentation de 18 % du bénéfice ajusté du quatrième trimestre, qui passe à 239 M$
- Hausse de 18 % du bénéfice de l'exercice, qui se chiffre à 1 555 M$, ou 4,27 $ par action ordinaire
- Majoration de 26 % du bénéfice ajusté annuel pour s'établir à 855 M$, ou 2,35 $ par action ordinaire
- Croissance du portefeuille d'énergies renouvelables grâce aux investissements dans le projet d'énergie solaire de Sarnia et le projet éolien Talbot
- Mise en service prévue du projet Alberta Clipper et du projet de pipeline Southern Lights dans le respect du budget et du calendrier prévoyant une mise en service en 2010
- Prévisions qui laissent entrevoir un bénéfice ajusté de l'ordre de 2,50 $ à 2,70 $ par action en 2010
- Majoration de 15 % du dividende trimestriel qui passe à 0,425 $ par action ordinaire le 1er mars 2010
- Signature par Enbridge de deux nouveaux accords de transport pour son réseau de sables bitumineux régional
Enbridge Inc. (TSX:ENB) (NYSE:ENB) - "Nous sommes heureux de communiquer aujourd'hui les meilleures résultats de l'histoire de la société, mettant à profit des antécédents de 55 années de performance exceptionnelle, a fait remarquer M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. Notre bénéfice ajusté a augmenté de 26 % sur 2008 pour atteindre 855 M$ (2,35 $ par action) en 2009 et nous a permis d'atteindre des résultats qui se situent dans la tranche supérieure de la fourchette de nos prévisions révisées à la hausse pour l'exercice.
"Les résultats de 2009 et la forte croissance soutenue que nous prévoyons réaliser en 2010 et par la suite, sont le résultat direct du succès avec lequel nous saisi de nouvelles occasions dans toutes nos entreprises et les avons mené à bien dans le respect des calendriers et des budgets. Forts des solides assises établies en 2009, nous estimons être en mesure d'afficher un taux de croissance de 10 % par en moyenne d'ici à la deuxième moitié de la présente décennie."
M. Daniel a fait remarquer que la croissance future sera davantage partagée entre les projets d'oléoducs et les nouvelles occasions qui se font jour dans les secteurs du gaz naturel et de l'énergie verte. Il poursuit : "Nous croyons que la contribution cumulée des secteurs Gaz naturel et Energie verte à la croissance du bénéfice d'Enbridge sera comparable à celle du secteur Oléoducs.
Information prospective
Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs. D'importants facteurs de risque et hypothèses connexes sont décrits à la rubrique Information prospective du présent communiqué.
"Le bénéfice et les flux de trésorerie du secteur Oléoducs continueront de s'accroître fortement en 2010 grâce à la mise en exploitation générale des deux plus grands projets de notre histoire, a fait remarquer M. Daniel. Les tronçons canadien et américain du projet d'expansion Alberta Clipper devraient être mis en service le 1er avril 2010 et les tarifs déposés auprès des organismes de réglementation compétents devraient être en vigueur à cette date. Parallèlement, le projet Southern Lights se déroule dans le respect du calendrier et du budget, et sa mise en service est prévue pour la deuxième moitié de 2010.
La croissance du secteur Oléoducs d'Enbridge portera principalement sur les infrastructures régionales pour les sables bitumineux compte tenu des projets mis en place en 2009.
"Enbridge a récemment mis en place un certain nombre de projets intéressants d'expansion de nos infrastructures régionales de sables bitumineux. Ils comprennent notamment le pipeline Woodland, qui dessert la mine de sables bitumineux de Kearl, des installations pipelinières et terminales additionnelles à l'appui de l'expansion du projet de récupération assistée d'hydrocarbures de Christina Lake ainsi que des volumes accrus sur notre pipeline Waupisoo en provenance du projet de sables bitumineux de Leismer. En raison de nos infrastructures pipelinières en place dans la région, nous sommes en mesure d'offrir aux producteurs des solutions adaptées à leurs besoins, a ajouté M. Daniel. Nous jouissons d'une position concurrentielle très enviable dans la région des sables bitumineux, et nous recherchons activement des occasions de raccorder la nouvelle production en élargissant nos réseaux actuels et en construisant de nouveaux pipelines."
"Nous allons aussi solidifier notre avantage concurrentiel à titre de plus grand exploitant de pipelines dans l'importante région de Bakken alors que nos deux placements à titre de promoteur - Enbridge Income Fund et Enbridge Energy Partners - terminent respectivement l'expansion de leurs réseaux de la Saskatchewan et du Dakota du Nord à courte échéance et travaillent à l'obtention d'un appui commercial pour les étapes d'expansion subséquentes.
Dans le secteur Oléoducs, Enbridge a entrepris en 2009 l'exploitation commerciale de la deuxième phase du projet d'accès au sud qui, cumulé à la première phase, a rehaussé de 400 000 barils par jour la capacité de transport du réseau principal. La société a également mené à bien le projet d'agrandissement du pipeline Spearhead pour acheminer du pétrole brut canadien jusqu'au carrefour de stockage nord-américain à Cushing, Oklahoma ainsi que le projet de prolongement de la canalisation 4 de notre réseau principal de Hardisty, en Alberta, jusqu'à Edmonton. A ces projets pipeliniers d'Enbridge s'ajoutent l'agrandissement des installations de stockage, y compris l'ajout d'une capacité de 7,5 millions de barils au terminal affermé de Hardisty, ce qui en fait l'un des carrefours de stockage les plus importants en Amérique du Nord.
"Dans le secteur du gaz naturel, les occasions de croissance n'ont jamais été aussi intéressantes, a fait remarquer M. Daniel. En 2009, Enbridge Offshore Pipelines a confirmé la mise en valeur de deux gisements en eaux très profondes dans le golfe du Mexique : le réseau de collecte de gaz de Walker Ridge de 500 M$ US et l'oléoduc Big Foot de 250 M$ US. Ces deux projets font appel à un nouveau modèle commercial d'exploitation dans le golfe qui permet de faire concorder nos risques avec notre modèle commercial pour les infrastructures terrestres. A l'heure actuelle, nous transportons près de 40 % de tout le gaz du golfe du Mexique et 50 % de la production gazière en eau profonde et nous sommes exceptionnellement bien placés pour saisir les occasions qui se présentent pour ce qui est des gazoducs et des occasions connexes pour les oléoducs.
"Nos actifs gaziers sont eux aussi très bien placés pour profiter pleinement des nombreux gisements schisteux découverts au Canada et aux Etats-Unis."
Enbridge a fait de grands progrès dans l'expansion de son secteur Energie verte en 2009. La société détient désormais des participations dans des installations ayant une capacité de production de plus de 460 mégawatts d'énergie verte provenant d'éoliennes, d'installations de production d'énergie solaire, de récupération de chaleur résiduelle et à piles à combustible hydride.
"En 2009, notre secteur Energie vert a mis en exploitation commerciale le du projet éolien en Ontario. D'une capacité de 190 mégawatts, ce parc éolien est le deuxième en importance au Canada. Nous avons également achevé la construction et la mise à l'essai de la première phase du projet d'énergie solaire de Sarnia. Cette installation de 20 mégawatts et d'un coût de 100 M$ fournit de l'électricité sans émission au réseau de l'Ontario. Par ailleurs, nous allons de l'avant avec un projet d'expansion de l'installation de Sarnia de 300 M$ qui prévoit l'ajout d'une capacité de 60 mégawatts par année pour en faire l'une des plus grandes installations d'énergie solaire photovoltaïques en Amérique du Nord. Notre secteur Energie verte poursuivra son expansion vers la fin de 2010 au moment de la mise en exploitation commerciale du parc éolien Talbot de 99 mégawatts, a ajouté M. Daniel.
"Notamment, les investissements du secteur Energie verte d'Enbridge présentent des rapports risques-avantages attrayants qui sont très semblables à ceux de nos projets pipeliniers traditionnels et nous recherchons sans relâche les occasions qui cadrent avec notre modèle d'entreprise à faibles risques."
M. Daniel conclut : "Enbridge est maintenant bien placée pour profiter d'une longue période de possibilités d'investissement et d'occasions de croissance intéressantes dans tous ses secteurs d'explotation."
POINTS SAILLANTS DES PROJETS
- Au début de 2010, Enbridge a annoncé la signature de deux importants accords de services de transport de sables bitumineux, qui s'ajoutent au pipeline Woodland de 200 000 barils par jour et aux installations connexes obtenus par la société au deuxième trimestre de 2009 dans le cadre du projet de sables bitumineux de Kearl.
Aux termes de l'accord conclu avec FCCL Partnership annoncé le 28 janvier 2010, Enbridge fournira des installations pipelinières et terminales additionnelles à l'appui de l'expansion du projet de récupération assistée d'hydrocarbures de Christina Lake exploité par Cenovus Energy. Le coût estimatif des nouvelles installations, dont la mise en exploitation est prévue pour la fin de 2011, est d'environ 250 M$.
Le 3 février 2010, Enbridge a annoncé la signature d'une entente avec Statoil Canada Ltd. prévoyant l'ajout du projet de sables bitumineux de Leismer au nombre des expéditeurs utilisant le réseau de sables bitumineux régional d'Enbridge. Leismer porte à six le nombre de projets de sables bitumineux reliés au réseau régional d'Enbridge.
- En janvier 2010, Enbridge a confirmé que les tronçons canadien et américain du projet d'expansion Alberta Clipper devraient être mis en service le 1er avril 2010 et que les tarifs déposés auprès des organismes de réglementation compétents devraient entrer en vigueur à cette date. Le tarif applicable au tronçon américain et sa date d'entrée en vigueur seront déposés en fonction de la liste de modalités s'appliquant au tronçon du projet Alberta Clipper en sol américain, en dépit des pétitions déposées récemment par deux expéditeurs qui sollicitent un report du tarif auprès de la Federal Energy Regulatory Commission ("FERC"). La liste de modalités s'appliquant au tronçon américain du projet Alberta Clipper a été négociée avec l'Association canadienne des producteurs pétroliers le 28 juin 2007 et avec la FERC le 28 août 2008. Enbridge continue d'examiner les pétitions des expéditeurs, mais la société croit qu'elles sont sans mérite.
- Le 2 octobre 2009, Enbridge a annoncé l'aménagement, en collaboration avec First Solar, Inc. ("First Solar") du projet d'énergie solaire de Sarnia d'une capacité de 20 mégawatts ("MW"). Le 8 décembre 2009, la société a annoncé que la capacité de ces installations sera augmentée de 60 MW. Une fois l'agrandissement terminé, cette installation d'énergie solaire photovoltaïque sera la plus grande en exploitation en Amérique du Nord. L'installation initiale de 20 MW est entrée en exploitation commerciale en décembre 2009 et celle de 60 MW devrait entrer en service d'ici décembre 2010. Le coût en capital des deux installations est prévu à 400 M$.
- Le 19 novembre 2009, Enbridge a annoncé l'aménagement du projet éolien Talbot près de Chatham, en Ontario, en collaboration avec Renewable Energy Systems Canada Inc. ("RES Canada"); le coût en capital de ce projet de 99 MW est prévu à environ 285 M$. Enbridge y détiendra une participation de 90 % et aura l'option d'acquérir la participation restante de 10 %. Le projet devrait être mené à terme d'ici décembre 2010.
- Au début d'octobre 2009, Enbridge a signé une lettre d'intention avec Chevron USA, Inc., Statoil Gulf of Mexico LLC et Marubeni Oil & Gas (USA) Inc. visant la construction et l'exploitation d'un oléoduc pour la mise en valeur proposée du gisement en eaux très profondes de Big Foot, dans le golfe du Mexique. L'oléoduc ainsi envisagé constitue un complément aux plans d'Enbridge précédemment rendus publics quant à la construction du réseau de collecte de Walker Ridge en vue de l'acheminement de gaz naturel à partir des gisements de Jack, de St. Malo et de Big Foot que Chevron se propose d'exploiter.
Le coût estimatif de l'oléoduc Big Foot, situé à environ 170 milles au sud de la côte de la Louisiane, est évalué à 250 M$ US. Conjointement au projet de réseau de collecte de Walker Ridge annoncé en septembre 2009, l'oléoduc porterait à 750 M$ US l'investissement total d'Enbridge dans le cadre de ces projets.
RESULTATS CONSOLIDES
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------
(en M$ CA, sauf les montants par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 141 102 445 328
Livraisons de gaz naturel et services 96 143 635 958
Placements à titre de promoteur 38 32 141 111
Activités non sectorielles 25 (13) 334 (76)
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Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 300 264 1 555 1 321
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Résultat par action ordinaire 0,81 0,72 4,27 3,67
----------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 0,80 0,71 4,25 3,64
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Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 300 M$ (0,81 $ par action ordinaire), soit 36 M$ de plus comparativement au chiffre de 264 M$ (0,72 $ par action ordinaire) inscrit pour le trimestre terminé le 31 décembre 2008. Cette augmentation est principalement attribuable à l'accroissement de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction dans le secteur Oléoducs et pour Enbridge Energy, L.P. ("EELP") ainsi qu'à la contribution supérieure d'Enbridge Energy Partners ("EEP"), au sein du secteur Placements à titre de promoteur dans les deux cas. Les autres facteurs ayant contribué à l'augmentation comprennent des modifications favorables du taux d'imposition et des gains non réalisés nets liés à la juste valeur des instruments financiers dérivés visant la gestion du risque associé aux fluctuations des taux de change. Ces hausses du bénéfice ont été en partie annulées par le recul du bénéfice d'Aux Sable compte tenu de pertes non réalisées de 25 M$ liées à la juste valeur des instruments dérivés et constatées au quatrième trimestre de 2009, alors que des gains comparables de 35 M$ avaient été inscrits au quatrième trimestre de 2008.
Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a atteint 1 555 M$ (4,27 $ par action ordinaire), comparativement à 1 321 M$ (3,67 $ par action ordinaire) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008. Le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2009 comprend un gain de 329 M$ attribuable à la vente du placement de la société dans Oleoducto Central S.A. ("OCENSA") et un gain de 25 M$ découlant de la vente de NetThruPut ("NTP"). Le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 comprend un gain de 556 M$ lié à la vente du placement de la société dans Compañía Logística de Hidrocarburos CLH, S.A. ("CLH"). A l'exclusion des cessions précitées, le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2009 est de 436 M$ plus élevé que celui de l'exercice terminé le 31 décembre 2008. L'augmentation est le résultat de facteurs semblables à ceux expliquant la hausse du bénéfice trimestriel ainsi que des gains de change non réalisés nets à la conversion de prêts intersociétés en devises.
Mesures non conformes aux PCGR
Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté (à la perte ajustée) qui représente le bénéfice ou la perte attribuables aux porteurs d'actions ordinaires et ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une valeur prédictive supérieure et est davantage transparente. La direction se sert du bénéfice ajusté (de la perte ajustée) afin de fixer des objectifs, d'évaluer le rendement de la société et d'établir le versement de dividendes visé par celle-ci. Le bénéfice ajusté (la perte ajustée) dans les informations sectorielles ne constitue pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des PCGR du Canada et n'est pas considéré comme une mesure de calcul conforme aux PCGR; par conséquent, cette mesure ne saurait être comparée aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. Se reporter à la section sur les rapprochements des mesures non conformes aux PCGR à la page 12 pour un rapprochement entre ces mesures et les PCGR.
BENEFICE AJUSTE
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
-------------------------------------
(en M$ CA, sauf les montants par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Oléoducs 141 106 454 332
Livraisons de gaz naturel et services 84 90 289 302
Placements à titre de promoteur 39 27 151 101
Activités non sectorielles (25) (21) (39) (58)
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Bénéfice ajusté(1) 239 202 855 677
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté par action ordinaire(1) 0,64 0,55 2,35 1,88
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1 Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire ne sont pas
considérés comme une mesure de calcul conforme aux PCGR et ne constituent
pas une mesure ayant une valeur normalisée au titre des principes
comptables généralement reconnus. Il y a lieu de se reporter ci-haut et à
la page 12 pour un complément d'information sur les mesures non conformes
aux PCGR.
Le bénéfice ajusté a atteint 239 M$ (0,64 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009 comparativement à 202 M$ (0,55 $ par action ordinaire) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2008. Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009, le bénéfice ajusté s'est chiffré à 855 M$ (2,35 $ par action ordinaire) contre 677 M$ (1,88 $ par action ordinaire) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008.
Cette hausse du bénéfice ajusté du quatrième trimestre et de l'exercice complet s'explique principalement par l'apport accru de certains actifs de la société ainsi qu'il est décrit ci-dessous.
- Provision pour les fonds utilisés pendant la construction à l'égard du projet Alberta Clipper, à l'intérieur des limites du réseau d'Enbridge et d'EELP, et aussi à l'égard du pipeline Southern Lights.
- Augmentation de l'apport d'EEP en raison des actifs supplémentaires mis en service et des surcharges tarifaires connexes pour les agrandissements récents, de l'accroissement de la participation de la société et de taux de change plus favorables.
- Accroissement du bénéfice ajusté d'Enbridge Offshore Pipelines ("Offshore") en raison des volumes supérieurs et des taux d'imposition plus favorables.
- Hausse du bénéfice d'exploitation ajusté des services énergétiques en raison des volumes supérieurs et de l'incidence de l'obtention de marges favorables pour les services de stockage et de transport.
- Baisse du bénéfice du secteur Activités internationales, laquelle s'explique par la vente d'OCENSA au premier trimestre de 2009 et de CLH au deuxième trimestre de 2008.
OLEODUCS
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Réseau d'Enbridge 92 65 295 212
Réseau de sables bitumineux régional
d'Enbridge 20 23 72 69
Pipeline Southern Lights 14 11 58 27
Pipeline Spearhead 6 3 17 12
Pipeline Olympic 3 1 9 7
Pipelines d'amenée et autres 6 3 3 5
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 141 106 454 332
----------------------------------------------------------------------------
Réseau de sables bitumineux régional
d'Enbridge - coûts de correction de
fuites - - (9) -
Pipelines d'amenée et autres - perte de
valeur d'actifs - (4) - (4)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 141 102 445 328
----------------------------------------------------------------------------
Certains pipelines réglementés peuvent constater dans les résultats une provision pour les fonds utilisés pendant la construction, qui seront perçus par le truchement de la tarification une fois les pipelines en service. L'incidence sur le bénéfice de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009 a été de 25 M$ (8 M$ en 2008) pour le réseau d'Enbridge, principalement en ce qui a trait au projet Alberta Clipper, et de 11 M$ (11 M$ en 2008) pour le pipeline Southern Lights. L'incidence sur le bénéfice de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009 a été de 74 M$ (18 M$ en 2008) pour le réseau d'Enbridge et de 44 M$ (27 M$ en 2008) pour le pipeline Southern Lights.
- Le bénéfice du réseau d'Enbridge pour le quatrième trimestre et l'exercice rend compte de la majoration des droits relatifs à la canalisation 4 entrée en service en avril 2009, de la baisse des frais de financement et du relèvement de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction du projet Alberta Clipper. Ces incidences positives ont été partiellement contrebalancées par l'accroissement des frais de d'exploitation. Au quatrième trimestre des deux exercices visés, le caractère saisonnier se rapporte à la constatation des primes incitatives annuelles liées au rendement.
- Le bénéfice ajusté du quatrième trimestre et de l'exercice complet du réseau de sables bitumineux régional d'Enbridge tient compte de l'apport du pipeline Waupisoo, entré en service en juin 2008, et l'incidence positive soutenue de l'agrandissement des installations de terminal, annulés en partie par l'accroissement des frais d'exploitation.
- La hausse du bénéfice du pipeline Southern Lights pour toutes les périodes visées rend compte de la provision pour les fonds utilisés au cours de la période d'aménagement du projet constatée sur une base croissante de capitaux. Les résultats de 2009 tiennent compte également du bénéfice du nouveau pipeline de brut léger corrosif, entré en exploitation au premier trimestre de 2009.
- Le bénéfice du pipeline Spearhead pour le quatrième trimestre et l'exercice complet a augmenté en raison des volumes contractuels et de l'électricité vendue au comptant à la suite de l'expansion terminée en mai 2009.
- Au quatrième trimestre de 2009, le bénéfice du pipeline Olympic rend compte de la baisse des frais de gestion et d'administration, contrée en partie par la diminution des droits moyens en vigueur au 1er juillet 2009 afin de compenser un recouvrement excédentaire au cours de l'exercice précédent. Ces mêmes facteurs sont à l'origine de l'augmentation du bénéfice de l'exercice complet.
- Le recul du bénéfice ajusté des pipelines d'amenée et autres pour l'exercice complet est dû à la poussée des coûts d'expansion commerciale.
Certains postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Oléoducs.
- Des dépenses après impôts de 9 M$ attribuables à des travaux de nettoyage et aux coûts de colmatage d'une soupape, en janvier 2009, au terminal de Cheecham d'Enbridge sur le réseau de sables bitumineux régional d'Enbridge ne sont pas une indication du rendement futur de cet actif.
- Au quatrième trimestre de 2008, la société a constaté une perte de valeur de 4 M$ pour le pipeline Manyberries, un petit pipeline d'amenée situé au Canada.
LIVRAISONS DE GAZ NATUREL ET SERVICES
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Gas Distribution 53 48 129 123
Noverco 9 9 19 20
Autres distributeurs de gaz 7 7 26 23
Enbridge Offshore Pipelines ("Offshore") 10 (2) 29 7
Pipeline Alliance (US) 7 7 27 25
Pipeline Vector 4 4 16 14
Aux Sable 4 6 26 28
Services énergétiques - 7 29 17
Activités internationales (3) 7 - 52
Autres (7) (3) (12) (7)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 84 90 289 302
----------------------------------------------------------------------------
EGD - températures inférieures à la
normale 3 13 17 23
EGD - intérêts créditeurs sur le
remboursement de TPS - - 7 -
EGD - provision pour charges uniques - (3) - (3)
EGD - incidence des modifications
fiscales 21 - 21 -
Noverco - incidence des modifications
fiscales 6 - 6 -
Offshore - produit d'assurance touché
relativement aux ouragans, déduction
faite des coûts engagés 3 - 4 -
Pipeline Alliance (US) - règlement lié
à un expéditeur - - - 2
Aux Sable - gains (pertes) non réalisés
liés à la juste valeur d'instruments
dérivés (25) 35 (36) 56
Aux Sable - gain à la remise d'un prêt 7 - 7 -
Services énergétiques - gains non
réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 6 3 3 23
Services énergétiques - recouvrement
(perte) de créances de SemGroup et
de Lehman 1 - 1 (6)
Activités internationales - gain à la
vente du placement dans OCENSA et CLH - - 329 556
Autres - perte de valeur d'actifs (10) - (10) -
Autres - adoption d'une nouvelle norme
comptable - - (3) -
Autres - gain à la vente du placement
dans Inuvik Gas - 5 - 5
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 96 143 635 958
----------------------------------------------------------------------------
- La hausse du bénéfice ajusté d'EGD en 2009 s'explique avant tout par l'accroissement de la clientèle et la baisse des intérêts débiteurs, neutralisés par la hausse des frais d'exploitation et le partage de bénéfice avec les clients selon les modalités de la réglementation incitative en vigueur. La hausse du partage du bénéfice est principalement attribuable à la base tarifaire réduite en raison du coût inférieur du gaz stocké.
- La progression du bénéfice des distributeurs de gaz pour l'exercice à l'étude s'explique avant tout par l'accroissement de la clientèle d'Enbridge Nouveau-Brunswick.
- Le bénéfice ajusté d'Offshore a progressé pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2009 et ce, en raison de l'accroissement des volumes, notamment des apports de Shenzi, depuis son entrée en service en avril 2009, et de Thunder Horse, depuis sa mise en service en juin 2008, ainsi que des taux de change favorables. Par ailleurs, le bénéfice ajusté de 2009 comprend un produit d'assurance de 4 M$, touché aux deuxième et quatrième trimestres, qui représente un remboursement partiel des pertes de produits subies en raison de l'interruption de l'exploitation et des dépenses engagées dans le sillage de l'ouragan Ike qui avait sévi en 2008. Le bénéfice de 2008 comprend un produit d'assurance de quelque 2 M$ obtenu pour les pertes d'exploitation subies en 2005 et en 2006 en raison des ouragans ayant sévi en 2005.
- Le bénéfice ajusté d'Aux Sable a reculé tant au quatrième trimestre que pour l'exercice en raison des arrêts d'exploitation imprévus au quatrième trimestre 2009.
- Au quatrième trimestre, le bénéfice ajusté du secteur Services énergétiques a accusé un recul en raison des marges inférieures obtenues sur les contrats de stockage et de transport comparativement au quatrième trimestre de 2008. Pour l'exercice, l'accroissement du bénéfice ajusté provient de la hausse des volumes et de l'incidence favorable des marges réalisées pour le stockage et le transport.
- Le bénéfice ajusté du secteur Activités internationales a diminué tant pour le trimestre terminé que pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009. La diminution est attribuable à la vente des placements dans CLH et OCENSA.
- Les pertes affichées par le sous-secteur Autres découlent de la hausse des dépenses d'expansion des affaires et du bénéfice inférieur de CustomerWorks en raison de l'érosion de la clientèle.
Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Livraisons de gaz naturel et services.
- Le bénéfice d'EGD est ajusté de manière à tenir compte des températures plus froides.
- Le bénéfice d'EGD en 2009 rend compte d'intérêts créditeurs de 7 M$ liés au recouvrement des montants excédentaires de TPS versé à l'Agence du revenu du Canada.
- Le bénéfice d'EGD pour 2008 comprend une provision de 3 M$ pour des charges non susceptibles de se répéter, établie afin de mieux faire correspondre certaines de ses pratiques d'exploitation à sa stratégie conformément à la réglementation incitative.
- En 2009, le bénéfice d'EGD et celui de Noverco tiennent compte de l'incidence favorable de modifications aux taux d'imposition.
- Le bénéfice d'Offshore pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009 comprend un produit d'assurance de 4 M$ obtenu pour le remplacement d'infrastructures endommagées au passage d'ouragans en 2008 et en 2005.
- Le bénéfice d'Alliance Pipeline US pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 tient compte du produit de 2 M$ reçu pour le règlement d'une demande d'indemnisation visant un ancien expéditeur qui avait répudié ses engagements de capacité.
- Pour chaque période, le bénéfice d'Aux Sable rend compte de changements non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés servant à la gestion du risque dans le contexte des marges de fractionnement positives à l'égard des volumes de traitement de gaz naturel. A l'instar du secteur Services énergétiques, ces postes hors trésorerie découlent de la réévaluation des instruments dérivés financiers qui servent à assurer la rentabilité des volumes visés par les contrats à terme.
- Le bénéfice d'Aux Sable pour le trimestre terminé le 31 décembre 2009 rend compte de la remise d'un prêt de 7 M$ lié à un règlement négocié avec une contrepartie en faillite.
- En 2009 et en 2008, le bénéfice des services énergétiques rend compte de gains et de pertes non réalisés liés à la juste valeur en raison de la réévaluation des stocks et de la réévaluation d'instruments dérivés financiers se recoupant en grande partie et servant à assurer la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage.
- Le bénéfice du secteur Services énergétiques pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 tient compte d'une radiation de 6 M$ attribuable à la faillite de SemGroup et de la banque Lehman Brothers. Au cours de l'exercice 2009, la société a reçu un recouvrement de 1 M$ de SemGroup.
- Le 17 mars 2009, la société a vendu son placement dans OCENSA, un oléoduc d'exportation de brut en Colombie, en contrepartie d'un produit de 512 M$ à l'origine d'un gain de 329 M$. Le 17 juin 2008, la société a vendu son placement dans CLH pour un produit de 1 380 M$, ce qui a donné lieu à un gain de 556 M$ après impôts.
- Le bénéfice d'autres sources en 2009 tient compte d'une perte de valeur des actifs de 10 M$, y compris une perte de valeur de 7 M$ de l'écart d'acquisition.
- Le poste Autres rend compte de la passation en charges d'un montant de 3 M$ sous forme de coûts d'aménagement reportés en raison d'une modification aux normes comptables entrée en vigueur le 1er janvier 2009.
- Un gain de 5 M$ à la vente du placement dans Inuvik Gas est inclus dans le bénéfice du poste Autres pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008.
PLACEMENTS A TITRE DE PROMOTEUR
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Enbridge Energy Partners ("EEP") 22 17 99 60
Enbridge Energy, L.P. - Alberta Clipper
US ("EELP") 6 - 7 -
Enbridge Income Fund ("EIF") 11 10 45 41
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 39 27 151 101
----------------------------------------------------------------------------
EEP - gains (pertes) non réalisés
liés à la juste valeur d'instruments
dérivés (2) 7 (2) 6
EEP - perte de valeur d'éléments
d'actif - - (12) -
EEP - correction de la facturation pour
le réseau de Lakehead 1 - 4 -
EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de catégorie A - - - 5
EEP - incidence des ouragans et des
radiations de projets en 2008 - (2) - (2)
EIF - règlement d'Alliance Canada lié à
un expéditeur - - - 1
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 38 32 141 111
----------------------------------------------------------------------------
- Le bénéfice ajusté d'EEP a augmenté en raison des actifs supplémentaires mis en service et des surcharges tarifaires connexes, des primes de rendement supérieures et du taux de change plus favorable servant à la conversion du bénéfice d'EEP en dollars canadiens ainsi que de l'accroissement de la participation de la société dans EEP.
- Le bénéfice ajusté d'EELP se rapporte à la provision pour les fonds utilisés pendant la construction au cours de la période de construction du tronçon américain du projet Alberta Clipper.
- Le bénéfice ajusté d'EIF rend compte principalement de l'augmentation d'un exercice à l'autre des primes et des distributions sur les parts privilégiées, atténuée en partie par la hausse des impôts sur les bénéfices et les coûts liés aux activités non sectorielles comparativement à 2008. L'accroissement des distributions est en grande partie attribuable à la progression des flux de trésorerie dans le cadre de la première phase de l'agrandissement du réseau de la Saskatchewan terminée en juin 2008.
Plusieurs postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur.
- Pour chacune des périodes, le bénéfice d'EEP rend compte de la révision de la juste valeur non réalisée des instruments financiers dérivés liés aux activités de gestion des risques.
- Le bénéfice d'EEP pour l'exercice terminé le 31 décembre 2009 comprend une perte de valeur d'éléments d'actif nette de 12 M$ pour Enbridge en rapport avec la perte de valeur de certains actifs gaziers non essentiels vendus au cours de l'exercice.
- Le bénéfice d'EEP pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2009 rend compte d'une correction à la facturation au réseau Lakehead, d'un montant net de 4 M$ pour Enbridge, en rapport avec des services fournis au cours de périodes antérieures.
- Le bénéfice de 2008 comprend des gains de dilution d'EEP car Enbridge n'a pas participé pleinement au placement des unités de catégorie A d'EPP, ce qui a ramené à 14,6 % la participation d'Enbridge dans EEP au 31 mars 2008. En décembre 2008, la société a souscrit des parts de catégorie A supplémentaires pour une contrepartie de 500 M$, portant ainsi sa participation dans EEP à 27,0 %.
- Le bénéfice de 2008 d'EEP comprend des coûts inhabituels associés aux ouragans Gustav et Ike ainsi que la radiation de certains projets annulés en raison des conditions du marché, dont la part d'Enbridge s'est établie à 2 M$.
- Le bénéfice d'EIF pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 comprend le règlement de 1 M$ reçu d'un ancien expéditeur d'Alliance Canada qui avait répudié ses engagements de capacité.
ACTIVITES NON SECTORIELLES
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Perte ajusté (25) (21) (39) (58)
----------------------------------------------------------------------------
Gains non réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés 33 25 207 26
Gains de change non réalisés à la
conversion de prêts intersociétés
en devises, montant net 15 - 133 -
Gain à la vente du placement dans NTP - - 25 -
Incidence des modifications des taux
d'imposition 2 - 8 -
Gain à la vente d'un avion de la
société - - - 5
Décision fiscale au sujet d'un pipeline
aux Etats-Unis - - - (32)
Perte de valeur d'actifs - (17) - (17)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) 25 (13) 334 (76)
----------------------------------------------------------------------------
La perte ajustée du secteur Activités non sectorielles inscrite au quatrième trimestre s'est accrue principalement en raison de la hausse des frais d'exploitation, de la majoration des droits d'accès bancaires et d'un recouvrement inférieur d'impôts sur les bénéfices. La réduction de la perte ajustée par rapport à l'exercice précédent découle des gains de change réalisés sur le règlement d'instruments de couverture et sur des soldes résiduels de trésorerie en dollars américains, annulée en partie par une hausse de coûts semblables à ceux ayant influé sur les résultats du quatrième trimestre.
Les postes d'ajustement non récurrents ou hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Activités non sectorielles.
- Le bénéfice (la perte) en 2009 et en 2008 incluait les gains de change non réalisés à la réévaluation des instruments financiers dérivés servant à gérer le risque lié aux fluctuations des taux de change. La société a conclu des contrats de change dérivés vers la fin de 2008 et au début de 2009 afin de réduire au minimum la volatilité du bénéfice futur en dollars américains.
- En 2009, le bénéfice comprend des gains de change non réalisés nets à la conversion de soldes intersociétés en devises.
- Le 1er mai 2009, la société a vendu son placement dans NTP, une plateforme informatique de négociation et de compensation pour le pétrole brut, en contrepartie d'un produit de 32 M$ à l'origine d'un gain de 25 M$.
- Le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2009 comprend un montant de 8 M$ lié aux modifications des taux d'imposition.
- Un gain de 5 M$, réalisé à la vente d'un avion d'affaires de la société, a été inclus dans le bénéfice du secteur Activités non sectorielles de l'exercice terminé le 31 décembre 2008.
- Une décision défavorable rendue par un tribunal relativement à l'assiette fiscale d'actifs pipeliniers détenus antérieurement aux Etats-Unis a donné lieu à la constatation d'une charge d'impôts sur les bénéfices de 32 M$ pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008.
- La perte de valeur des actifs en 2008 découle de la radiation de l'écart d'acquisition lié aux actifs éoliens de la société en Ontario ainsi que de la perte de valeur du placement de la société dans NSolv, une société de développement technologique.
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
--------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Résultats selon les PCGR, montant déjà
établi 300 264 1 555 1 321
Principaux facteurs et écarts non
susceptibles de se répéter
ou hors exploitation après impôts :
Oléoducs
Réseau régional de sables bitumieux
d'Enbridge - coûts de correction
de fuites - - 9 -
Autres distributeurs de gaz - perte de
valeur d'actifs - 4 - 4
Livraisons de gaz naturel et services
EGD - températures inférieures à la
normale (3) (13) (17) (23)
EGD - intérêts créditeurs sur le
remboursement de TPS - - (7) -
EGD - provision pour charges uniques - 3 - 3
EGD - incidence des modifications
fiscales (21) - (21) -
Noverco - incidence des modifications
fiscales (6) - (6) -
Offshore - produit d'assurance touché
relativement aux ouragans, déduction
faite des coûts engagés (3) - (4) -
Pipeline Alliance (US) - règlement lié
à un expéditeur - - - (2)
Aux Sable - (gains) pertes non réalisés
liés à la juste valeur d'instruments
dérivés 25 (35) 36 (56)
Aux Sable - gain à la remise d'un prêt (7) - (7) -
Services énergétiques - (gains) pertes
non réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés, montant net (6) (3) (3) (23)
Services énergétiques - recouvrement
(perte) de créances de SemGroup et
de Lehman (1) - (1) 6
Activités internationales - gain à la
vente du placement dans OCENSA et CLH - - (329) (556)
Autres - perte de valeur d'éléments
d'actif 10 - 10 -
Autres - adoption d'une nouvelle norme
comptable - - 3 -
Autres - gain à la vente du placement
dans Inuvik Gas - (5) - (5)
Placements à titre de promoteur
EEP - (gains) pertes non réalisés liés
à la juste valeur d'instruments dérivés 2 (7) 2 (6)
EEP - perte de valeur d'éléments
d'actif - - 12 -
EEP - correction de la facturation pour
le réseau de Lakehead (1) - (4) -
EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de catégorie A - - - (5)
EEP - incidence des ouragans et des
radiations de projets en 2008 - 2 - 2
EIF - règlement d'Alliance Canada lié à
un expéditeur - - - (1)
Activités non sectorielles
Gains non réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés (33) (25) (207) (26)
Gains de change non réalisés à la
conversion de prêts intersociétés
en devises, montant net (15) - (133) -
Gain à la vente du placement dans NTP - - (25) -
Incidence des modifications des taux
d'imposition (2) - (8) -
Gain à la vente d'un avion de la
société - - - (5)
Décision fiscale au sujet d'un pipeline
aux Etats-Unis - - - 32
Perte de valeur d'actifs - 17 - 17
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 239 202 855 677
----------------------------------------------------------------------------
CONFERENCE TELEPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique le mercredi 3 février 2010 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats annuels de 2009. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-213-8052 ou, sans frais, le 1-866-314-5232, et le code d'accès 12559918. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à www.enbridge.com/investor. Elle sera aussi reprise sur le Web et en baladodiffusion quelque deux heures après sa conclusion et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. La conférence pourra être entendue en reprise jusqu'au 10 février 2010 en composant sans frais le1-888-286-8010 ou le 617-801-6888, et le code d'accès 70102964.
Après un exposé du chef de la direction et du chef des finances de la société, il y aura une période de questions et réponses à l'intention des analystes de placements, Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.
Les états financiers consolidés vérifiés, le rapport de gestion et la notice annuelle, qui renferment des notes et des informations supplémentaires seront déposés auprès des autorités en valeurs mobilières et publiés sur le site Web d'Enbridge le 19 février 2010.
Enbridge Inc., société canadienne, est un chef de file du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord. Dans le secteur du transport d'énergie, Enbridge exploite, au Canada et aux Etats-Unis, le plus long réseau de transport de pétrole brut et de liquides du monde. La société élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires et elle accroît ses participations dans des technologies d'énergie renouvelable et d'énergie verte, notamment l'énergie éolienne et solaire, les piles à combustible hybrides et la séquestration du dioxyde de carbone. En sa qualité de distributeur d'énergie, Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada et propose des services en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'Etat de New York. Enbridge compte un effectif d'environ 6 000 personnes, principalement au Canada et aux Etats-Unis. Les actions ordinaires d'Enbridge sont cotées à la Bourse de Toronto et à la Bourse de New Yorks sous le symbole "ENB". On peut se renseigner davantage au sujet d'Enbridge en consultant le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com.
Information prospective
Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, afin de renseigner les actionnaires de la société et les investisseurs éventuels sur la société et ses filiales, notamment sur l'analyse par la direction des projets et activités à venir. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme "entrevoir", "s'attendre", "projeter", "estimer", "prévoir", "planifier", "viser", "cibler", "croire" et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. L'information prospective ou les énoncés prospectifs qui sont inclus dans le présent communiqué ou qui y sont intégrés par renvoi comprennent, sans s'y limiter, des énoncés relatifs au bénéfice anticipé ou au bénéfice ajusté, au bénéfice par action anticipé ou ajusté, aux coûts prévus liés aux projets en construction, aux dates de mise en service prévues des projets en construction, aux tarifs prévus pour les pipelines, aux dépenses en immobilisations prévues et aux dividendes futurs estimatifs.
Bien qu'Enbridge croie raisonnables ces énoncés prospectifs compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel, les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel, les taux de change, les taux d'inflation et les taux d'intérêt prévus, la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les approbations de projets par les clients, le maintien de l'appui des projets de la société et leur approbation par les organismes de réglementation, les dates prévues de mise en service et les conditions climatiques.
Les hypothèses au sujet de l'offre et de la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel ainsi que le prix de ces marchandises sont pertinents pour la formulation et sont à la base de tous les énoncés prospectifs. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs car ils peuvent influer sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société. Parallèlement, les taux de change, les taux d'inflation et les taux d'intérêt influent sur les économies et les milieux d'affaires où la société exerce ses activités, pourraient influer sur la demande pour les services de la société et le coût des intrants et font par conséquent partie inhérente de tous les énoncés prospectifs. Etant donné l'interdépendance et la corrélation de ces facteurs macroéconomiques, l'incidence de toute hypothèse sur un énoncé prospectif ne peut être déterminée avec certitude, plus particulièrement en ce qui a trait au bénéfice ou au bénéfice ajusté prévus et aux données par action connexes ou encore aux dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses les plus pertinentes en ce qui concerne les énoncés prospectifs au sujet des projets en construction, y compris les dates de mise en service et les dépenses en immobilisations prévues comprennent la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur le coût de la main-d'oeuvre, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt ainsi que l'incidence des conditions climatiques et des approbations des clients et des organismes de réglementation sur les calendriers de construction.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, de l'approbation et de l'appui des projets, des conditions climatiques, de la conjoncture économique, de la concurrence, des taux de change, des taux d'intérêt, du prix des marchandises et de l'offre et de la demande de marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, les risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que l'orientation future d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure requise en vertu des lois, Enbridge n'a ni l'intention ni l'obligation de mettre à jour ou de réviser quelque énoncé prospectif que ce soit présenté dans ce communiqué à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou pour toute autre raison. Tous les énoncés prospectifs subséquents, par écrit ou communiqués de façon verbale et attribuables à Enbridge ou à des personnes agissant au nom de la société, sont dans leur totalité conditionnels aux mises en garde qui précèdent.
POINTS SAILLANTS
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------
(en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires
Oléoducs 141 102 445 328
Livraisons de gaz naturel et services 96 143 635 958
Placements à titre de promoteur 38 32 141 111
Activités non sectorielles 25 (13) 334 (76)
----------------------------------------------------------------------------
300 264 1 555 1 321
----------------------------------------------------------------------------
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation 182 431 2 017 1 372
Flux de trésorerie affectés aux
activités d'investissement (1 162) (2 091) (3 306) (2 853)
Flux de trésorerie provenant des
activités de financement 912 1 930 1 109 1 840
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires 139 123 555 489
Dividendes par action ordinaire 0,37 0,33 1,48 1,32
Résultat par action ordinaire 0,81 0,72 4,27 3,67
Résultat dilué par action ordinaire 0,80 0,71 4,25 3,64
----------------------------------------------------------------------------
Actions en circulation (en millions)
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation 371 367 364 360
Nombre moyen pondéré dilué d'actions
ordinaires en circulation 374 370 366 363
----------------------------------------------------------------------------
Données d'exploitation
Oléoducs - livraisons moyennes
(en milliers de barils par jour)
Réseau d'Enbridge 2 129 2 112 2 061 2 030
Réseau de sables bitumineux régional
d'Enbridge 250 233 259 202
Pipeline Spearhead 129 114 121 110
Pipeline Olympic 289 284 280 291
Livraisons de gaz naturel et services
Enbridge Gas Distribution Inc.
Volumes (en milliards de pieds cubes
par période) 125 137 419 444
Nombre de clients actifs (en
milliers) 1 982 1 942 1 982 1 942
Insuffisance en degrés-jours
Chiffres réels 1 267 1 379 3 767 3 802
Prévisions fondées sur la
température normale 1 198 1 211 3 514 3 543
Gazoducs - débit moyen quotidien
(en millions de pieds cubes par jour)
Pipeline Alliance (US) 1 569 1 583 1 601 1 609
Pipeline Vector 1 364 1 392 1 334 1 321
Enbridge Offshore Pipelines 2 061 1 466 2 037 1 672
----------------------------------------------------------------------------
1 Le réseau d'Enbridge comprend les livraisons du réseau principal au Canada
dans l'Ouest canadien et au réseau Lakehead à la frontière avec les Etats-
Unis, ainsi que les canalisations 8 et 9 dans l'Est du pays.
2 Se limite au volume du réseau principal d'Athabasca et du pipeline
Waupisoo et ne comprend pas les canalisations latérales du réseau de
sables bitumineux régional d'Enbridge.
3 Le volume et le nombre de clients actifs du secteur Distribution de gaz et
services sont établis en fonction de l'approvisionnement total du réseau
et des contrats d'achat direct de gaz.
4 L'insuffisance en degrés-jours est une mesure de la rigueur du froid qui
donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage.
Elle correspond à la somme, pour chaque journée, 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.
ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
----------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA, sauf les
montants par action) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 2 491 3 116 9 720 13 432
Transport et autres services 696 808 2 746 2 699
----------------------------------------------------------------------------
3 187 3 924 12 466 16 131
----------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts des marchandises 2 290 2 923 9 011 12 792
Exploitation et administration 388 385 1 430 1 312
Amortissement 202 175 764 658
----------------------------------------------------------------------------
2 880 3 483 11 205 14 762
----------------------------------------------------------------------------
307 441 1 261 1 369
Quote-part du résultat des satellites 60 55 198 177
Autres produits de placements 135 65 678 198
Intérêts débiteurs (166) (152) (597) (551)
Gain à la vente d'investissements - - 365 700
----------------------------------------------------------------------------
336 409 1 905 1 893
Part des actionnaires sans contrôle (8) (15) (37) (56)
----------------------------------------------------------------------------
328 394 1 868 1 837
Impôts sur les bénéfices (26) (128) (306) (509)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 302 266 1 562 1 328
Dividendes sur les actions privilégiées (2) (2) (7) (7)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 300 264 1 555 1 321
----------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire 0,81 0,72 4,27 3,67
----------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 0,80 0,71 4,25 3,64
----------------------------------------------------------------------------
ETATS CONSOLIDES DU RESULTAT ETENDU
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 302 266 1 562 1 328
Autres éléments du résultat étendu
Variation des gains (pertes)
non réalisés sur les couvertures
de flux de trésorerie,
déduction faite des impôts 68 (68) (54) (127)
Variation des gains (pertes)
non réalisés sur les
couvertures du montant net
des placements deduction
faite des impôts 15 (88) 151 (160)
Reclassement dans le benefice
des gains (pertes) realizes
sur les couvertures des flux
de trésorerie, deduction
faite des impôts 4 (15) 114 (1)
Reclassement dans le benefice
des couvertures des flux
de trésorerie non réalisés,
déduction faite des impôts - - (20) -
Autres éléments du résultat
étendu des entités émettrices,
déduction faite des impôts 2 41 (24) 49
Part des actionnaires sans
contrôle des autres éléments
du résultat étendu 4 (74) 72 (101)
Variation de l'écart de
conversion (123) 468 (815) 658
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat
étendu (30) 264 (576) 318
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 272 530 986 1 646
----------------------------------------------------------------------------
ETATS CONSOLIDES DES CAPITAUX PROPRES
(non vérifiés; en M$ CA, sauf les montants par action)
Exercices terminés les 31 décembre 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées 125 125
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de l'exercice 3 194 3 027
Emission d'actions ordinaires 4 -
Régime de réinvestissement des dividends
et de rachat d'actions 143 131
Actions émises à l'exercice d'options sur actions 38 36
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice 3 379 3 194
----------------------------------------------------------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de l'exercice 38 26
Rémunération à base d'actions 19 14
Options exercées (3) (2)
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice 54 38
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de l'exercice 3 383 2 537
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 1 555 1 321
Dividendes sur les actions ordinaires (555) (489)
Dividendes versés sur la participation croisée 17 14
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice 4 400 3 383
----------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de l'exercice 33 (285)
Autres éléments du résultat étendu (576) 318
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de l'exercice (543) 33
----------------------------------------------------------------------------
Participation croisée (154) (154)
----------------------------------------------------------------------------
Total des capitaux propres 7 261 6 619
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes payés par action ordinaire 1,48 1,32
----------------------------------------------------------------------------
ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
------------------------------------------
(non vérifiés; en M$ CA) 2009 2008 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice 302 266 1 562 1 328
Amortissement 202 175 764 658
Gain non réalisé sur les
instruments dérivés (2) (44) (204) (120)
Provision pour les fonds
utilisés pendant la construction (41) (24) (135) (59)
Excédent de la quote-part du
bénéfice des satellites aur les
distributions en trésorerie (10) (30) (9) (82)
Gain à la réduction de la
participation - - - (12)
Gain à la vente de placements - (6) (365) (700)
Impôts sur les bénéfices futurs 107 120 218 258
Pertes liées à l'écart
d'acquisition et à la perte
de valeur d'actifs 11 23 11 23
Part des actionnaires
sans contrôle 8 15 37 56
Autres (15) 12 (105) 48
Variation de l'actif et du
passif d'exploitation (380) (76) 243 (26)
----------------------------------------------------------------------------
182 431 2 107 1 372
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissements
Placements à long terme (135) (652) (359) (659)
Prêts consentis par des sociétés
affiliées, montant net 33 - (145) -
Produit de la vente de placements - 14 535 1 383
Vente d'immobilisations corporelles - - 87 -
Règlement de couvertures - - 6 (47)
Nouvelles immobilizations
corporelles (944) (1 521) (3 225) (3 545)
Nouveaux actifs incorporels (42) (30) (95) (91)
Variation du montant à payer
au titre de la construction (74) 98 (110) 106
----------------------------------------------------------------------------
(1 162) (2 091) (3 306) (2 853)
----------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des emprunts
à court terme 155 139 (366) 329
Variation nette des billets de
trésorerie et prélèvements
sur les facilités de crédit 308 1 006 632 751
Emissions de débentures et
billets à terme 500 498 1 500 498
Remboursements de debentures
et billets à terme (100) (150) (516) (602)
Variation nette du financement
du projet Southern Lights 153 538 343 1 238
Emissions de titres d'emprunt
sans droit de recours 113 27 106 38
Remboursements sur la dette
sans droit de recours (132) (33) (172) (65)
Distributions aux actionnaires
sans contrôle 2 1 (33) (10)
Emissions d'actions ordinaires 17 4 36 29
Dividendes sur les actions
privilégiées (2) (2) (7) (7)
Dividendes sur les actions
ordinaires (102) (98) (414) (359)
----------------------------------------------------------------------------
912 1 930 1 109 1 840
----------------------------------------------------------------------------
Effet de la conversion de la
trésorerie et des équivalents
libellés en devises 10 (5) 35 (16)
----------------------------------------------------------------------------
Augmentation (diminution) de la
trésorerie et des équivalents (78) 275 (215) 375
Trésorerie et équivalents au début
de l'exercice 405 267 542 167
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents à la fin
de l'exercice 327 542 327 542
----------------------------------------------------------------------------
BILANS CONSOLIDES
(non vérifiés; en M$ CA)
31 décembre 2009 2008
----------------------------------------------------------------------------
Actif
Actifs à court terme
Trésorerie et équivalents 327 542
Comptes débiteurs et autres 2 484 2 322
Stocks 784 845
----------------------------------------------------------------------------
3 595 3 709
Immobilisations corporelles, montant net 18 850 16 157
Placements à long terme 2 312 2 492
Montants reportés et autres actifs 2 425 1 318
Actifs incorporels 488 458
Ecart d'acquisition 372 389
Impôts sur les bénéfices futurs 127 178
----------------------------------------------------------------------------
28 169 24 701
----------------------------------------------------------------------------
Passif et capitaux propres
Passifs à court terme
Emprunts à court terme 508 874
Comptes créditeurs et autres 2 463 2 411
Intérêts à payer 104 102
Partie à court terme de la dette à long terme 601 534
Partie à court terme de la dette à long terme
sans droit de recours 113 185
----------------------------------------------------------------------------
3 789 4 106
Dette à long terme 11 581 10 155
Dette à long terme sans droit de recours 1 393 1 474
Autres passifs à long terme 1 207 259
Impôts sur les bénéfices futurs 2 211 1 291
----------------------------------------------------------------------------
20 181 17 285
Part des actionnaires sans contrôle 727 797
Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 125 125
Actions ordinaires 3 379 3 194
Surplus d'apport 54 38
Bénéfices non répartis 4 400 3 383
Cumul des autres éléments du résultat étendu (543) 33
Participation croisée (154) (154)
----------------------------------------------------------------------------
7 261 6 619
----------------------------------------------------------------------------
28 169 24 701
----------------------------------------------------------------------------
INFORMATIONS SECTORIELLES
Trimestres terminés les 31 décembre 2009
Livraisons Placements
de gaz à titre Activités
(non vérifiés; naturel et de non Chiffres
en M$ CA); Oléoducs services promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 360 2 732 82 13 3 187
Coûts des
marchandises - (2 291) - 1 (2 290)
Exploitation et
administration (142) (195) (32) (19) (388)
Amortissement (61) (112) (23) (6) (202)
----------------------------------------------------------------------------
157 134 27 (11) 307
Quote-part du
résultat des
satellites - 12 48 - 60
Autres produits
de placements
et gains à la
vente de
placements 48 8 3 76 135
Intérêts débiteurs
et dividendes sur
les actions
privilégiées (37) (68) (13) (50) (168)
Part des
actionnaires sans
contrôle (1) (3) (5) 1 (8)
Impôts sur les
bénéfices (26) 13 (22) 9 (26)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs
d'actions
ordinaires 141 96 38 25 300
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés les 31 décembre 2008
Livraisons Placements
de gaz à titre Activités
(non vérifiés; naturel et de non Chiffres
en M$ CA); Oléoducs services promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 339 3 496 84 5 3 924
Coûts des
marchandises - (2 923) - - (2 923)
Exploitation et
administration (139) (197) (35) (14) (385)
Amortissement (50) (103) (20) (2) (175)
----------------------------------------------------------------------------
150 273 29 (11) 441
Quote-part du
résultat des
satellites - 6 49 - 55
Autres produits
de placements
et gains à la
vente de
placements 26 18 2 19 65
Intérêts débiteurs
et dividendes sur
les actions
privilégiées (31) (73) (15) (35) (154)
Part des
actionnaires sans
contrôle - (2) (13) - (15)
Impôts sur les
bénéfices (43) (79) (20) 14 (128)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable
aux porteurs
d'actions
ordinaires 102 143 32 (13) 264
----------------------------------------------------------------------------
Exercices terminés les 31 décembre 2009
Livraisons Placements
de gaz à titre Activités
(non vérifiés; naturel et de non Chiffres
en M$ CA); Oléoducs services promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 333 10 776 313 44 12 466
Coûts des
marchandises - (9 011) - - (9 011)
Exploitation et
administration (565) (709) (113) (43) (1 430)
Amortissement (230) (419) (88) (27) (764)
----------------------------------------------------------------------------
538 637 112 (26) 1 261
Quote-part du
résultat des
satellites - 10 188 - 198
Autres produits
De placements
et gains à la
vente de
placements 161 370 13 499 1 043
Intérêts
débiteurs et
dividendes sur
les actions
privilégiées (144) (257) (56) (147) (604)
Part des
actionnaires
sans contrôle (2) (7) (28) - (37)
Impôts sur les
bénéfices (108) (118) (88) 8 (306)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
attribuable aux
porteurs
d'actions
ordinaires 445 635 141 334 1 555
----------------------------------------------------------------------------
Exercices terminés les 31 décembre 2008
Livraisons Placements
de gaz à titre Activités
(non vérifiés; naturel et de non Chiffres
en M$ CA); Oléoducs services promoteur sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 170 14 650 298 13 16 131
Coûts des
marchandises - (12 792) - - (12 792)
Exploitation et
administration (492) (685) (102) (33) (1 312)
Amortissement (181) (392) (78) (7) (658)
----------------------------------------------------------------------------
497 781 118 (27) 1 369
Quote-part du
résultat des
satellites - 30 148 (1) 177
Autres produits
de placements
et gains à la
vente
d'investissements 61 759 25 53 898
Intérêts débiteurs
et dividendes sur
les actions
privilégiées (111) (270) (60) (117) (558)
Part des
actionnaires sans
contrôle (1) (7) (47) (1) (56)
Impôts sur les
bénéfices (118) (335) (73) 17 (509)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
attribuable aux
porteurs
d'actions
ordinaires 328 958 111 (76) 1 321
----------------------------------------------------------------------------
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