CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 13 fév. 2009) - "Enbridge (TSX:ENB) (ENB) a affiché une hausse du bénéfice au quatrième trimestre et pour l'exercice écoulé avec en toile de fond des défis économiques mondiaux sans précédent et une grande turbulence sur les marchés, a fait remarquer M. Patrick D. Daniel, président et chef de la direction. Avec un bénéfice ajusté de 677 M$ (1,88 $ par action), nous avons atteint des résultats qui se situent près du milieu de la fourchette de nos prévisions, et ce, grâce à la solide performance soutenue de nos principaux secteurs d'activité. Au quatrième trimestre, nous avons par ailleurs profité de notre participation accrue dans Enbridge Energy Partners et du raffermissement du dollar américain.
"Grâce à notre solide modèle de gestion et notre engagement indéfectible envers la sécurité, le bénéfice et la croissance, nous sommes l'une des quelques sociétés canadiennes qui affichent un rendement positif pour les actionnaires en 2008, a ajouté M. Daniel. Tel que nous l'avons annoncé en décembre 2008, nous prévoyons que notre résultat par action en 2009 s'accroîtra de 20 % dans le contexte de nos efforts en vue de faire progresser notre portefeuille de projets de croissance dans le secteur des oléoducs. A l'heure actuelle, les activités de nos entreprises essentielles n'ont pas été, pour l'essentiel, touchées par la crise sur les marchés financiers et le recul récent des prix de l'énergie.
M. Daniel a fait remarquer qu'Enbridge a davantage rehaussé sa solidité financière avec l'ajout d'une nouvelle facilité de crédit totalisant 475 M$ au quatrième trimestre. Au deuxième trimestre de 2008, Enbridge a vendu sa participation dans Compañía Logistica de Hidrocarburos CLH, S.A. ("CLH"), en contrepartie de 1,3 G$ et affecté une grande partie du produit aux projets de croissance dans le secteur des oléoducs.
"A l'heure actuelle, nous disposons de liquidités d'environ 3,3 G$, ce qui nous confère une souplesse suffisante. En tant que société jouissant d'un solide rendement opérationnel et d'une grande capacité financière, nous croyons que nous sommes bien placés pour profiter des occasions actuellement présentes sur le marché."
La croissance d'Enbridge en 2008 a été mise en évidence par l'achèvement du pipeline Waupisoo, qui confère une capacité pipelinière régionale dans le nord de l'Alberta ainsi que par la première phase de l'expansion de l'accès au sud, qui prépare la voie à d'autres projets d'expansion dans le Midwest des Etats-Unis. Enbridge a entrepris la construction des tronçons canadiens dans le cadre du projet Alberta Clipper, du pipeline Southern Lights ainsi que du prolongement de la canalisation 4 afin d'augmenter la capacité entre Edmonton et Hardisty, en Alberta. Aux Etats-Unis, on a assisté à la mise en chantier de la phase 2 du projet de l'accès au sud et de l'expansion du pipeline Spearhead afin de rehausser la capacité du carrefour de pétrole brut à Cushing, en Oklahoma.
"Nous sommes très satisfaits des progrès accomplis dans le cadre de nos projets d'expansion d'oléoducs, qui feront un précieux apport à notre croissance annuelle moyenne du résultat par action, que nos prévisions établissent à "plus de 10 %" d'ici à 2012, a ajouté M. Daniel.
"Il est désormais manifeste que nous assisterons à ralentissement des travaux de mise en valeur des sables bitumineux après 2012, ce qui retardera une partie de nos projets de croissance à plus long terme dans le secteur des oléoducs. Néanmoins, les expéditeurs continuent de manifester un intérêt pour un certain nombre de projets requis d'ici 2012-2013 à l'appui de projets de sables bitumineux qui continuent de se dérouler selon le calendrier. A la limite, nous prévoyons que les prix du pétrole brut et que les coûts liés aux sables bitumineux rétabliront l'équilibre nécessaire à une croissance systématique et soutenue bien au-delà de 2012, mais à un rythme plus modéré."
M. Daniel a fait valoir que l'attention accordée aux clients sera la pierre d'angle du succès d'Enbridge. "Les solides relations avec la clientèle ont été un facteur déterminant de notre succès à long terme. Pour maintenir ces relations, il nous faudra être réactifs aux incidences de la conjoncture actuelle. Nous avons d'éloquents antécédents pour ce qui est de l'amélioration de notre productivité et du partage des économies avec nos clients, et il s'agit désormais d'un facteur encore plus déterminant du succès d'Enbridge."
M. Daniel a fait remarquer que la diversification et le solide bilan d'Enbridge contribueront à atténuer le ralentissement de la croissance dans le secteur des oléoducs. "Nous croyons que le retour du pendule mettra le gaz naturel au premier plan, avec un certain nombre de possibilités de croissance interne alimentées par la mise en valeur du gaz de schiste sur la terre ferme et par la poursuite des travaux de mise en valeur en eaux profonde dans le golfe du Mexique.
"Nous constatons par ailleurs une amélioration des prix et de la disponibilité quant aux occasions d'acquisitions d'installations pour les exploitants qui jouissent d'une capitalisation suffisante, mais que nous croyons que les occasions les plus prometteuses ne se sont pas encore présentées."
Les technologies naissantes et les techniques de remplacement demeurent une priorité pour Enbridge.
"Au début de 2008, nous avons annoncé notre leadership du projet d'aquifères salins en Alberta, et nous sommes heureux de collaborer avec 37 partenaires afin de faire progresser ce projet pilote prévoyant le stockage du dioxyde de carbone à long terme. Nous prévoyons entreprendre la construction du projet pilote cette année, et le début des injections de dioxyde de carbone est prévu pour 2010, a ajouté M. Daniel.
"Vers la fin de 2008, nous avons célébré l'achèvement de notre parc éolien de 190 mégawatts à Kincardine, en Ontario - le deuxième plus grand parc éolien au Canada - et nous avons inauguré la première centrale électrique hybride à pile à combustible. Cette centrale, qui produit 2,2 mégawatts d'électricité ultrapropre et privilégiée du point de vue environnemental (une quantité suffisante pour alimenter 1 700 foyers), sera également la première pile à combustible multimégawatts en exploitation commerciale au Canada.
"Enbridge est une entreprise forte et bien placée pour assurer sa croissance, a conclu M. Daniel. Bien que de nos secteurs de croissance après 2012 se réorienteront en réaction au contexte commercial, nous prévoyons que nous continuerons d'atteindre pendant cette période des taux de croissance attrayants, tout en préservant les volets sécurité et bénéfice de notre proposition d'investissement éprouvée."
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RESULTATS CONSOLIDES
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en M$ CA, sauf les montants par -----------------------------------------
action) 2008 2007 2008 2007
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Oléoducs 101,5 90,1 328,0 287,2
Gazoducs 8,8 18,7 48,5 69,7
Placements à titre de promoteur 31,2 24,3 111,7 96,9
Distribution de gaz et services 126,7 72,3 300,6 179,4
Activités internationales 7,3 26,5 608,2 95,1
Activités non sectorielles (12,1) 16,7 (76,2) (28,1)
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Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 263,4 248,6 1 320,8 700,2
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Résultat par action ordinaire 0,72 0,70 3,67 1,97
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Pour le trimestre terminé le 31 décembre 2008, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 263,4 M$ (0,72 $ par action), contre 248,6 M$ (0,70 $ par action) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2007. L'accroissement de 14,8 M$ rend compte de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction à l'égard du secteur Oléoducs, d'une contribution supérieure de la part d'Enbridge Gas Distribution ("EGD") et de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers au sein d'Aux Sable et du secteur Services énergétiques, annulé en partie par la diminution du bénéfice du secteur Activités internationales du fait de la vente de la participation de la société dans Compañía Logística de Hidrocarburos CLH, S.A. ("CLH") au deuxième trimestre de 2008.
Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est chiffré à 1 320,8 M$ (3,67 $ par action), contre 700,2 M$ (1,97 $ par action) pour la même période en 2007. La hausse du bénéfice découle de facteurs semblables à ceux associés aux résultats trimestriels. Cependant, le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 tenait compte également de la constatation d'un gain de 556,1 M$ après impôts découlant de la vente de la participation de la société dans CLH en partie atténué par la constatation d'une charge d'impôts sur les bénéfices de 32,2 M$ en raison de la décision défavorable rendue par un tribunal relativement à des actifs pipeliniers détenus antérieurement aux Etats-Unis.
Mesures non conformes aux PCGR
Le présent communiqué renferme des références au bénéfice ajusté, qui représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs non récurrents ou hors exploitation tant pour les données consolidées que pour les informations sectorielles. Ces facteurs sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité visé. La direction est d'avis que la présentation du bénéfice ajusté fournit de l'information utile pour les investisseurs et les actionnaires, car elle comporte une transparence accrue et une valeur prédictive supérieure. La direction se sert du bénéfice ajusté afin de fixer les objectifs de la société, d'évaluer son rendement et de déterminer le versement de dividendes ciblé. Le bénéfice d'exploitation ajusté et le bénéfice ajusté pour chacun des secteurs d'activité ne sont pas des mesures ayant une valeur normalisée au titre des principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR") et ils ne sont pas considérés comme des mesures de calcul conforme aux PCGR; par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. Pour un rapprochement des mesures conformes aux PCGR et des mesures non conformes aux PCGR, il y a lieu de se reporter à la section sur le rapprochement des mesures non conformes aux PCGR.
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BENEFICE AJUSTE
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en M$ CA, sauf les montants par -----------------------------------------
action) 2008 2007 2008 2007
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Oléoducs 105,6 88,9 332,1 286,0
Gazoducs 8,8 18,7 45,7 64,4
Placements à titre de promoteur 27,4 23,3 100,9 86,5
Distribution de gaz et services 74,4 60,8 204,3 168,9
Activités internationales 7,3 21,3 52,1 89,9
Activités non sectorielles (21,0) (14,4) (57,8) (59,2)
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Bénéfice ajusté 202,5 198,6 677,3 636,5
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Résultat ajusté par action ordinaire 0,55 0,56 1,88 1,79
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Le bénéfice ajusté s'est chiffré à 202,5 M$ (0,55 $ par action) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2008, contre 198,6 M$ (0,56 $ par action) pour le trimestre terminé le 31 décembre 2007 et à 677,3 M$ (1,88 $ par action) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, comparativement à 636,5 M$ (1,79 $ par action) pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007.
Suivent les facteurs à l'origine de la hausse du bénéfice ajusté pour le trimestre et l'exercice.
- Nouvelles installations au sein du secteur Oléoducs ainsi que provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour le pipeline Southern Lights et, au sein du réseau d'Enbridge, pour le projet d'expansion du réseau principal d'accès au sud et le projet Alberta Clipper.
- Hausse du bénéfice ajusté d'Aux Sable en raison des marges de fractionnement élevées qui ont permis à la société de constater un bénéfice tiré du mécanisme de partage des gains.
- Progression des primes de rendement et accroissement du bénéfice d'EEP principalement en raison de la poussée des volumes de livraison de gaz et de pétrole brut, des surcharges tarifaires pour les expansions récentes et de l'accroissement de la participation.
- Relèvement du bénéfice du secteur Services énergétiques compte tenu des conditions du marché, ce qui a fait progresser les marges découlant des contrats de stockage et de transport et augmenter les volumes de transport et de stockage.
La progression enregistrée a été partiellement contrebalancée par la baisse du bénéfice du secteur Activités internationales, laquelle s'explique par la vente de CLH au deuxième trimestre de 2008, et, aux troisième et quatrième trimestre de 2008, par les pertes de produits d'exploitation d'Enbridge Offshore Pipelines ("Offshore") en raison des ouragans Gustav et Ike.
La société a dégagé un bénéfice libellé en devises découlant principalement de ses activités et de ses placements aux Etats-Unis. La société a recours à des contrats dérivés à long terme pour couvrir économiquement une grande partie des distributions en trésorerie liées à ces placements à long terme. Cependant, cela n'élimine pas la volatilité inhérente au bénéfice constaté selon les PCGR du Canada attribuable aux fluctuations des taux de change. Pendant l'exercice terminé le 31 décembre 2008, la société a reçu des distributions en trésorerie libellées en devises et réglé les opérations de couverture connexes qui ont donné lieu à des flux de trésorerie supplémentaires de 48,1 M$ (12,5 M$ en 2007) après impôts, qui n'ont pas été inclus dans le bénéfice déclaré.
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OLEODUCS
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
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(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
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Réseau d'Enbridge 64,5 61,9 211,5 202,5
Réseau d'Athabasca 22,8 16,3 69,1 53,7
Pipeline Spearhead 2,7 4,0 12,0 10,0
Pipeline Olympic 0,6 2,2 7,1 9,9
Pipeline Southern Lights 11,2 4,2 27,6 6,8
Pipelines d'amenée et autres 3,8 0,3 4,8 3,1
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Bénéfice ajusté 105,6 88,9 332,1 286,0
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Réseau d'Enbridge - incidence des
modifications fiscales - 1,2 - 1,2
Pipelines d'aménée et autres - perte
de valeur d'actifs (4,1) - (4,1) -
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Bénéfice 101,5 90,1 328,0 287,2
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Certains pipelines réglementés peuvent constater dans les résultats une provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour la période de construction. Ces montants contribueront au bénéfice pendant la période de forte croissance de la société et ils 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 2008 a été de 7,6 M$ (1,3 M$ en 2007) pour le réseau d'Enbridge et de 11,2 M$ (4,2 M$ en 2007) 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 2008 a été de 17,8 M$ (2,9 M$ en 2007) pour le réseau d'Enbridge et de 27,6 M$ (6,8 M$ en 2007) pour le pipeline Southern Lights.
- Le bénéfice ajusté du réseau d'Enbridge au quatrième trimestre de 2008 comprenait une provision pour les fonds utilisés pendant la construction pour le projet Alberta Clipper ainsi que des primes liées aux paramètres métriques aux termes de l'entente de tarification en fonction du rendement ("ETR") d'environ 15 M$ en 2008 comparativement à 11 M$ en 2007. Ces hausses ont été atténuées par l'accroissement des coûts de main-d'oeuvre, des coûts de vérification de l'intégrité des pipelines et des impôts. Pour l'exercice complet, les droits accrus découlant de la base tarifaire supérieure en raison de l'expansion du réseau principal d'accès au sud, entré en exploitation le 31 mars 20008, et la provision pour les fonds utilisés pendant la construction constatée pendant la période de construction du projet ont également influé favorablement sur le bénéfice.
- La hausse du bénéfice du réseau d'Athabasca, pour le quatrième trimestre et l'exercice à ce jour, reflète la perception des droits pour le pipeline Waupisoo depuis sa mise en service juin 2008, ainsi que l'incidence positive de l'agrandissement des installations de terminal. La progression du bénéfice pour l'exercice complet a été annulée en partie par la hausse des frais d'exploitation.
- Au quatrième trimestre, le bénéfice du pipeline Spearhead a diminué en raison de la baisse des volumes transportés sans contrat ainsi que de l'augmentation des frais d'exploitation. Le bénéfice pour l'exercice complet a, pour sa part, a augmenté grâce à la hausse des débits et des droits sur les volumes confiés au réseau.
- Au quatrième trimestre, le bénéfice du pipeline Olympic rend compte d'une baisse des droits moyens en vigueur au 1er juillet 2008 afin de compenser un recouvrement en plus en 2007. Le mécanisme de tarification fondé sur le coût du service utilisé pour le pipeline Olympic nécessite des ajustements annuels des droits afin de tenir compte des recouvrements en plus ou en moins au cours des exercices précédents. Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, le bénéfice rend compte également de la hausse des coûts de rémunération et des coûts de vérification de l'intégrité des pipelines.
- Le bénéfice du pipeline Southern Lights rend compte de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction du projet.
- La progression du bénéfice des pipelines d'amenée et autres s'explique par la baisse des dépenses d'expansion des affaires et l'augmentation des résultats d'exploitation d'un certain nombre de réseaux d'amenée.
Plusieurs postes d'ajustement hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Oléoducs.
- Au quatrième trimestre de 2008, la société a constaté une perte de valeur de 4,1 M$ pour le pipeline Manyberries, un petit pipeline d'amenée situé au Canada.
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GAZODUCS
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
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(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
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Pipeline Alliance (US) 6,9 6,3 24,9 27,7
Pipeline Vector 4,1 4,2 14,2 14,9
Enbridge Offshore Pipelines (2,2) 8,2 6,6 21,8
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Bénéfice ajusté 8,8 18,7 45,7 64,4
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Règlement d'une demande d'un
expéditeur de Pipeline Alliance
(US) - - 2,8 -
Produit d'assurance sur les biens
touché par Offshore relativement
aux ouragans de 2005, déduction
faite des coûts de réparations - - - 5,3
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Bénéfice 8,8 18,7 48,5 69,7
----------------------------------------------------------------------------
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- Le bénéfice ajusté du pipeline d'Alliance (US) s'est amélioré en raison du raffermissement du dollar américain au quatrième trimestre de 2008. Pour l'exercice complet, le bénéfice s'est replié en raison d'une moyenne inférieure du dollar américain en 2008 et de la base tarifaire amortie.
- Pour le trimestre et l'exercice terminés le 31 décembre 2008, le bénéfice ajusté d'Offshore a reculé en raison de la poursuite des déclins naturels de la production ainsi que de pertes d'exploitation de respectivement 7,0 M$ et 11,0 M$ environ attribuables aux ouragans Gustav et Ike. Ces baisses ont été en partie annulées par les volumes provenant des nouvelles plates-formes Atlantis, Neptune et Thunderhorse. Par ailleurs, le bénéfice de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 comprenait un produit d'assurance d'environ 2,0 M$ (6,0 M$ en 2007) obtenu pour les pertes d'exploitation subies en 2005 et en 2006 en raison des ouragans ayant sévi en 2005.
Plusieurs postes d'ajustement hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Gazoducs.
- Au premier trimestre de 2008, Alliance Pipeline (US) a reçu un règlement de 2,8 M$ d'un ancien expéditeur qui avait répudié ses engagements de capacité.
- Le bénéfice d'Offshore pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007 comprenait un produit d'assurance de 5,3 M$ obtenu pour le remplacement d'infrastructures endommagées au passage d'ouragans en 2005.
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PLACEMENTS A TITRE DE PROMOTEUR
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
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(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
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Enbridge Energy Partners ("EEP") 17,3 12,6 59,8 47,3
Enbridge Income Fund ("EIF") 10,1 10,7 41,1 39,2
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Bénéfice ajusté 27,4 23,3 100,9 86,5
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EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de catégorie A - - 4,5 11,8
EEP - gains (pertes) non réalisés
liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 5,4 (4,2) 7,2 (6,3)
EEP - gain à la vente de Kansas
Pipeline Company ("KPC") - 3,0 - 3,0
EEP - incidence des ouragans et
des radiations de projets en 2008 (1,6) - (2,2) -
EIF - règlement d'une demande d'un
expéditeur d'Alliance Canada - - 1,3 -
EIF - incidence de modifications
fiscales - 2,2 - 1,9
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Bénéfice 31,2 24,3 111,7 96,9
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- Le bénéfice ajusté d'EEP a progressé en raison des primes de rendement supérieures et de l'accroissement du bénéfice d'EEP du fait de la poussée des volumes de livraison de gaz et de pétrole brut, des surcharges tarifaires pour les expansions récentes et des produits d'exploitation supplémentaires découlant du relèvement des prix moyens pour le pétrole brut relativement au pétrole d'allocation. Ces hausses ont été en partie neutralisées par l'accroissement des frais d'exploitation et d'administration. En outre, la participation de la société a été portée à 27,0 % en décembre 2008.
- Le bénéfice ajusté d'Enbridge Income Fund pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 rend compte de la hausse de 7,5 %, à compter de mai 2008, des distributions mensuelles reçues du Fonds, ainsi que d'une distribution extraordinaire unique de 0,024 $ par part. Le 3 novembre 2008, le Fonds a annoncé une majoration de 11,6 % des distributions mensuelles ordinaires, pour les porter à 0,096 $ par part, à compter de la distribution payable aux porteurs de parts à la fin de janvier 2009. Cette hausse du bénéfice ajusté pour le quatrième trimestre et l'exercice complet a été atténuée par l'augmentation des impôts sur les distributions reçues d'EIF.
Plusieurs postes d'ajustement hors exploitation ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur.
- Le bénéfice à ce jour tient compte des gains de dilution constatés parce qu'Enbridge n'a pas participé pleinement à l'émission de parts de catégorie A par EEP. La participation d'Enbridge dans EEP a diminué pour passer de 15,1 % à 14,6 % en raison de l'émission ayant eu lieu au premier trimestre de 2008. En décembre 2008, la société a acheté une participation supplémentaire de 500,0 M$ US dans EEP, ce qui a porté la participation d'Enbridge dans EEP à 27,0 %.
- Le bénéfice d'EEP rend compte de la révision de la juste valeur non réalisée d'instruments financiers dérivés au cours de chacune des périodes.
- Le bénéfice d'EEP en 2008 comprenait des coûts extraordinaires liés aux ouragans Gustav et Ike, dont la part revenant à Enbridge est de 0,8 M$ pour le trimestre et de 1,6 M$ pour l'exercice à ce jour ainsi que la radiation de certains projets annulés en raison des conditions actuelles du marché.
- Le bénéfice d'EIF pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 comprend le règlement de 1,3 M$ reçu d'un ancien expéditeur d'Alliance Canada qui avait répudié ses engagements de capacité.
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DISTRIBUTION DE GAZ ET SERVICES
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
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(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
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Enbridge Gas Distribution ("EGD") 47,2 51,5 123,3 114,6
Noverco 9,5 8,4 20,4 18,6
Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick ("EGNB") 4,2 3,1 14,7 12,1
Autres distributeurs de gaz 2,0 2,1 7,6 7,3
Services énergétiques 8,3 (2,2) 16,8 6,0
Aux Sable 6,5 2,0 28,3 10,6
Autres (3,3) (4,1) (6,8) (0,3)
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Bénéfice ajusté 74,4 60,8 204,3 168,9
----------------------------------------------------------------------------
EGD - températures inférieures à la
normale 13,2 3,0 23,1 14,2
EGD - provision pour charges uniques (2,8) - (2,8) -
EGD/Noverco - incidence des
modifications fiscales - 23,0 - 26,8
Services énergétiques - gains (pertes)
non réalisés liés à la
juste valeur d'instruments dérivés 2,6 1,5 22,6 (2,4)
Secteurs énergétiques - faillite de
SemGroup et de Lehman - - (5,7) -
Aux Sable - gains (pertes) non
réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés 34,7 (16,0) 54,5 (28,1)
Autres - gain à la vente du placement
dans Inuvik Gas 4,6 - 4,6 -
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Bénéfice 126,7 72,3 300,6 179,4
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- Le bénéfice ajusté supérieur d'EGD pour 2008 rend compte du succès anticipé connu au cours de la première année d'une période de cinq ans aux termes de réglementation incitative ("RI"), plus particulièrement par le truchement de l'accroissement de la clientèle et des produits d'exploitation connexes. Les résultats du quatrième trimestre ont accusé un recul qui rend compte de l'application sur l'exercice complet d'une provision prévoyant le partage avec les usagers des économies de coûts incitatives.
- Le bénéfice d'EGNB a progressé grâce à l'accroissement de la clientèle relevant de ses franchises.
- Le relèvement du bénéfice ajusté du secteur Services énergétiques s'explique par les marges supérieures réalisées sur les contrats de stockage et de transport ainsi que les volumes de transport et de stockage supérieurs de Tidal Energy.
- Le bénéfice ajusté d'Aux Sable a augmenté en raison des marges de fractionnement élevées, du rendement supérieur des installations et de la gestion efficace des risques qui ont permis à la société de constater un bénéfice tiré du mécanisme de partage des gains.
- Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, la perte affichée par le poste "Autres" reflète principalement la régression du bénéfice de CustomerWorks, qui découle du transfert en avril 2007 à un tiers fournisseur des services à la clientèle en rapport avec EGD, conformément à une recommandation de la Commission de l'énergie de l'Ontario ("CEO").
Les postes d'ajustement hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Distribution de gaz et services.
- Le bénéfice d'EGD comprenait une provision de 2,8 M$ pour des charges uniques engagées pour mieux faire concorder certaines pratiques opérationnelles avec la stratégie de la société aux termes de la RI.
- Le bénéfice du secteur Services énergétiques tient compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés résultant de la gestion efficace des risques à terme servant à assurer la rentabilité des opérations à terme de transport et de stockage de Tiday Energy.
- Le bénéfice du secteur Services énergétiques pour 2008 tient compte également d'une radiation de 5,7 M$ attribuable à la faillite du courtier SemGroup et de la banque Lehman Brothers. Le plein montant des comptes débiteurs en cause a été prévu et il existe une possibilité de recouvrement partiel.
- Le bénéfice annuel cumulatif d'Aux Sable reflète les gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés qui servent à gérer les risques associés à la partie revenant à la société des paiements pouvant être effectués en 2009 selon le mécanisme de partage des gains, lequel profite à Aux Sable lorsque les marges de traitement du gaz naturel sont supérieures à certains seuils. A l'instar du secteur Services énergétiques, ces gains hors trésorerie découlent de la réévaluation des instruments dérivés financiers qui servent à assurer la rentabilité des contrats à terme.
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ACTIVITES INTERNATIONALES
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Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
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(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
OCENSA/CITCol 8,2 8,4 32,7 32,9
CLH - 13,9 24,7 60,4
Autres (0,9) (1,0) (5,3) (3,4)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 7,3 21,3 52,1 89,9
----------------------------------------------------------------------------
Gain à la vente de l'investissement
dans CLH - - 556,1 -
Gain à la vente de terrains de CLH - 5,2 - 5,2
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7,3 26,5 608,2 95,1
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
/T/
- Le bénéfice d'exploitation ajusté a diminué tant pour le trimestre terminé le 31 décembre 2008 que pour l'exercice terminé à cette date. La diminution est attribuable à la vente de CLH le 17 juin 2008.
/T/
ACTIVITES NON SECTORIELLES
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Coûts liés aux activités non
sectorielles, après ajustement (21,0) (14,4) (57,8) (59,2)
----------------------------------------------------------------------------
Gain à la vente d'un avion de la
société - - 4,9 -
Décision fiscale au sujet d'un pipeline
aux Etats-Unis - - (32,2) -
Gains non réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés 26,2 - 26,2 -
Perte de valeur d'actifs (17,3) - (17,3) -
Incidence de modifications fiscales - 31,1 - 31,1
----------------------------------------------------------------------------
Coûts (12,1) 16,7 (76,2) (28,1)
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
/T/
- Avant les postes d'ajustement, les coûts liés aux activités non sectorielles sont augmenté de 6,6 M$ pour atteindre 21,0 M$ pour le trimestre terminé le 31 décembre 2008. L'augmentation des coûts liés aux activités non sectorielles est attribuable à un certain nombre de facteurs, notamment l'accroissement des frais généraux et administratifs liés en partie aux intérêts débiteurs supérieurs et aux moindre recouvrement d'impôts sur les bénéfices de la société sur l'exercice complet.
Les postes d'ajustement hors exploitation suivants ont influé sur le bénéfice du secteur Placements à titre de promoteur.
- Un gain de 4,9 M$ réalisé à la vente d'un avion d'affaires de la société.
- Une décision défavorable rendue par un tribunal relativement à l'assiette fiscale d'actifs pipeliniers détenus antérieurement aux Etats-Unis, ce qui a donné lieu à la constatation d'une charge d'impôts sur les bénéfices de 32,2 M$.
- Un gain non réalisé lié à la juste valeur des instruments financiers dérivés résultant de la gestion efficace des risques à terme servant à minimiser la volatilité du bénéfice libellé en dollars américains dans l'avenir.
- Une perte de valeur des actifs découlant de la radiation de l'écart d'acquisition lié aux actifs éoliens de la société en Ontario ainsi qu'une perte de valeur du placement de la société dans NSolv, une société de développement technologique.
/T/
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice déclaré selon les PCGR 263,4 248,6 1 320,8 700,2
Facteurs et variations hors
exploitation importants
déduction faite des impôts :
Oléoducs
Réseau d'Enbridge - incidence des
modifications fiscales - (1,2) - (1,2)
Pipelines d'amenée et autres - perte
de valeur d'actifs 4,1 - 4,1 -
Gazoducs
Règlement d'une demande d'un expéditeur
de Pipeline Alliance (US) - - (2,8) -
Produit d'assurance sur les biens
touché par Offshore relativement
aux ouragans de 2005,
déduction faite des coûts
de réparations - - - (5,3)
Placements à titre de promoteur
EEP - gain de dilution sur les
émissions de parts de catégorie A - - (4,5) (11,8)
EEP - (gains) pertes non réalisés
liés à la juste valeur
d'instruments dérivés (5,4) 4,2 (7,2) 6,3
EEP - gain à la vente de Kansas
Pipeline Company - (3,0) - (3,0)
EEP - incidence des ouragans et
des radiations de projets en
2008 1,6 - 2,2 -
EIF - règlement d'une demande
d'un expéditeur d'Alliance
Canada - - (1,3) -
EIF - incidence de modifications
fiscales - (2,2) - (1,9)
Distribution de gaz et services
EGD - températures inférieures à
la normale (13,2) (3,0) (23,1) (14,2)
EGD - provision pour charges
uniques 2,8 - 2,8 -
EGD/Noverco - incidence des
modifications fiscales - (23,0) - (26,8)
Services énergétiques - (gains)
pertes non réalisés liés à la
juste valeur d'instruments dérivés (2,6) (1,5) (22,6) 2,4
Secteurs énergétiques - faillite
de SemGroup et de Lehman - - 5,7 -
Aux Sable - (gains) pertes non
réalisés liés à la juste valeur
d'instruments dérivés (34,7) 16,0 (54,5) 28,1
Autres - gain à la vente du
placement dans Inuvik Gas (4,6) - (4,6) -
Activités internationales
Gain à la vente de l'investissement
dans CLH - - (556,1) -
Gain à la vente de terrains de CLH - (5,2) - (5,2)
Activités non sectorielles
Gain à la vente d'un avion de la
société - - (4,9) -
Décision fiscale au sujet d'un pipeline
aux Etats-Unis - - 32,2 -
Gains non réalisés liés à la juste
valeur d'instruments dérivés (26,2) - (26,2) -
Perte de valeur d'actifs 17,3 - 17,3 -
Incidence de modifications fiscales - (31,1) - (31,1)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice ajusté 202,5 198,6 677,3 636,5
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
/T/
CONFERENCE TELEPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique le vendredi 13 février 2009 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats annuels de 2008. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent assister doivent composer le 617-213-8893 ou, sans frais, le 1-866-271-5140, et le code d'accès 37315304. 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 20 février 2009 en composant sans frais le 1-888-286-8010 ou le 617-801-6888 (code d'accès 89006484).
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, qui sera immédiatement suivie d'une période de questions et réponses ouverte aux membres des médias.
Il est possible de prendre connaissance, sur le site Web d'Enbridge, des états financiers consolidés vérifiés, du rapport de gestion et la notice annuelle, qui renferment des notes et des informations supplémentaires.
Enbridge Inc., une société canadienne, est un chef de file du transport et de la distribution d'énergie en Amérique du Nord et à l'échelle internationale. 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. Les activités de la société englobent aussi des projets énergétiques internationaux. Par ailleurs, Enbridge élargit sans cesse la portée de ses activités de transport de gaz naturel et de services intermédiaires. 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, aux Etats-Unis et en Amérique du Sud. Les actions ordinaires d'Enbridge sont cotées à la Bourse de Toronto au Canada et à la Bourse de New York aux Etats-Unis sous le symbole "ENB". On peut se renseigner davantage au sujet d'Enbridge en consultant le sire 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 d'Enbridge Inc. et les investisseurs éventuels sur la société et ses filiales, notamment aux fins de l'analyse par la direction de leurs 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. 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 prévus, l'inflation, les taux d'intérêt, la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction de pipelines, la fiabilité d'exploitation, les dates prévues de mise en service ainsi que les conditions climatiques.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à divers risques et incertitudes au sujet du rendement d'exploitation, des paramètres de la réglementation, des conditions climatiques, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des produits de base, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans ce communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des organismes de réglementation des 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.
/T/
ENBRIDGE INC.
POINTS SAILLANTS
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en M$ CA, sauf les montants par -----------------------------------------
action) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires
Oléoducs 101,5 90,1 328,0 287,2
Gazoducs 8,8 18,7 48,5 69,7
Placements à titre de promoteur 31,2 24,3 111,7 96,9
Distribution de gaz et services 126,7 72,3 300,6 179,4
Activités internationales 7,3 26,5 608,2 95,1
Activités non sectorielles (12,1) 16,7 (76,2) (28,1)
----------------------------------------------------------------------------
263,4 248,6 1 320,8 700,2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données sur les flux de trésorerie
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation avant variation de
l'actif et du passif d'exploitation 508,3 422,7 1 398,0 1 358,0
Flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation 437,2 276,9 1 387,7 1 351,6
Nouvelles immobilisations
corporelles 1 551,1 725,0 3 635,7 2 299,2
Total des dividendes sur les actions
ordinaires 122,9 113,4 489,3 452,3
Données par action ordinaire
Résultat par action ordinaire 0,72 0,70 3,67 1,97
Résultat dilué par action ordinaire 0,71 0,69 3,64 1,95
Dividendes sur les actions
ordinaires 0,3300 0,3075 1,3200 1,2300
Actions en circulation
Nombre moyen pondéré d'actions
ordinaires en circulation (en
millions) 366,9 356,0 359,8 355,3
Nombre moyen pondéré dilué d'actions
ordinaires en circulation
(en millions) 369,7 359,1 363,1 358,3
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Données d'exploitation
Oléoducs - Livraisons moyennes (en
milliers de barils par jour)
Réseau d'Enbridge(1) 2 112 2 020 2 030 2 005
Réseau d'Athabasca(2) 233 167 202 164
Pipeline Spearhead 114 121 110 103
Pipeline Olympic 284 284 291 284
Gazoducs - Débit moyen quotidien (en
millions de pieds cubes par jour)
Pipeline Alliance (US) 1 583 1 574 1 609 1 598
Pipeline de Vector 1 392 1 183 1 321 1 034
Enbridge Offshore Pipelines 1 466 1 910 1 672 2 060
Distribution de gaz et services(3)
Volumes (en milliards de pieds cubes
par jour) 137 134 444 450
Nombre de clients actifs (en
milliers) 1 942 1 902 1 942 1 902
Insuffisance en degrés-jours(4)
Chiffres réels 1 379 1 220 3 802 3 659
Prévisions fondées sur la
température normale 1 211 1 237 3 543 3 617
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(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 de ce même
réseau.
(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.
ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES RESULTATS
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
(en M$ CA, sauf les montants par -----------------------------------------
action) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation
Ventes de marchandises 3 115,2 2,564,0 13 431,9 9 536,4
Transport et autres services 808,3 634,5 2 699,4 2 383,0
----------------------------------------------------------------------------
3 923,5 3,198,5 16 131,3 11 919,4
----------------------------------------------------------------------------
Charges
Coûts des marchandises 2 922,9 2,426,1 12 792,0 9 009,5
Exploitation et administration 384,3 318,8 1 312,2 1 163,7
Amortissement 175,1 146,9 658,4 596,9
----------------------------------------------------------------------------
3 482,3 2,891,8 14 762,6 10 770,1
----------------------------------------------------------------------------
441,2 306,7 1 368,7 1 149,3
Bénéfice tiré des placements
comptabilisés à la valeur de
consolidation 54,9 56,0 177,1 167,8
Autres produits de placement 64,3 61,6 202,7 195,1
Intérêts débiteurs (152,2) (140,6) (550,8) (550,0)
Gain à la vente de l'investissement
dans CLH - - 694,6 -
----------------------------------------------------------------------------
408,2 283,7 1 892,3 962,2
Part des actionnaires sans contrôle (15,2) (11,2) (55,7) (45,9)
----------------------------------------------------------------------------
393,0 272,5 1 836,6 916,3
Impôts sur les bénéfices (127,8) (22,1) (508,9) (209,2)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 265,2 250,4 1 327,7 707,1
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,8) (1,8) (6,9) (6,9)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires 263,4 248,6 1 320,8 700,2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat par action ordinaire 0,72 0,70 3,67 1,97
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par action ordinaire 0,71 0,69 3,64 1,95
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DU RESULTAT ETENDU
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 265,2 250,4 1 327,7 707,1
Autres éléments du résultat étendu
Variation des gains non réalisés
sur les couvertures des flux de
trésorerie, déduction faite des
impôts (67,7) 37,3 (127,4) 96,4
Reclassement dans le bénéfice des
couvertures des flux de trésorerie
réalisés, déduction faite des
impôts (15,0) (15,5) (1,3) (6,7)
Autres éléments du résultat étendu
des entités émettrices 40,9 (15,3) 49,2 (19,8)
Part des actionnaires sans contrôle
des autres éléments du résultat
étendu (17,2) 3,7 (19,6) 4,9
Variation de l'écart de conversion 412,0 (3,6) 576,8 (447,1)
Variation des gains non réalisés sur
les couvertures de placements nets,
déduction faite des impôts (88,0) 8,1 (159,9) 174,9
----------------------------------------------------------------------------
Autres éléments du résultat étendu 265,0 14,7 317,8 (197,4)
----------------------------------------------------------------------------
Résultat étendu 530,2 265,1 1 645,5 509,7
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES CAPITAUX PROPRES
----------------------------------------------------------------------------
(en M$ CA, sauf les montants par action)
Exercices terminés les 31 décembre 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées 125,0 125,0
----------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires
Solde au début de la période 3 026,5 2 416,1
Emission d'actions ordinaires - 566,4
Régime de réinvestissement des dividendes et de
rachat d'actions 131,3 17,7
Actions émises à l'exercice d'options sur actions 36,2 26,3
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 3 194,0 3 026,5
----------------------------------------------------------------------------
Surplus d'apport
Solde au début de la période 25,7 18,3
Rémunération à base d'actions 14,5 8,9
Options exercées (2,3) (1,5)
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 37,9 25,7
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfices non répartis
Solde au début de la période 2 537,3 2 322,7
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires 1 320,8 700,2
Dividendes sur les actions ordinaires (489,3) (452,3)
Dividendes versés sur la participation croisée 14,6 13,7
Incidence cumulative du changement de conventions
comptables - (47,0)
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 3 383,4 2 537,3
----------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments du résultat étendu
Solde au début de la période (285,0) (135,8)
Autres éléments du résultat étendu 317,8 (197,4)
Incidence cumulative du changement de conventions
comptables - 48,2
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 32,8 (285,0)
----------------------------------------------------------------------------
Participation croisée
Solde au début de la période (154,3) (135,7)
Participation dans les actions ordinaires émises - (18,6)
----------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période (154,3) (154,3)
----------------------------------------------------------------------------
Total des capitaux propres 6 618,8 5 275,2
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Dividendes payés par action ordinaire 1,32 1,23
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
ENBRIDGE INC.
ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE
----------------------------------------------------------------------------
Trimestres terminés Exercices terminés
les 31 décembre les 31 décembre
-----------------------------------------
(en M$ CA) 2008 2007 2008 2007
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'exploitation
Bénéfice 265,2 250,4 1 327,7 707,1
Amortissement 175,2 146,9 658,5 596,9
(Gains) pertes non réalisés sur les
instruments dérivés (43,8) 8,3 (120,3) 32,3
Insuffisance (excédent) de la
quote-part du bénéfice
des satellites sur les distributions
en trésorerie (30,2) 6,9 (81,6) (35,2)
Gain à la réduction de la
participation - - (12,3) (33,9)
Gain à la vente de l'investissement
dans CLH - - (694,6) -
Gain à la vente du placement dans
Inuvik Gas (5,7) - (5,7) -
Impôts sur les bénéfices futurs 120,1 6,3 258,1 40,8
Pertes liées à l'écart d'acquisition
et à la perte de valeur d'actifs 22,7 - 22,7 -
Provision pour les fonds utilisés
pendant la construction (23,8) - (58,9) (15,1)
Part des actionnaires sans contrôle 15,2 11,2 55,7 45,9
Autres 13,4 (7,3) 48,7 19,2
Variation de l'actif et du passif
d'exploitation (71,1) (145,8) (10,3) (6,4)
----------------------------------------------------------------------------
437,2 276,9 1 387,7 1 351,6
----------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Placements à long terme (651,8) (0,6) (659,3) (20,3)
Vente de l'investissement dans CLH - - 1 369,0 -
Vente du placement dans Inuvik Gas 13,5 - 13,5 -
Règlement des couvertures de CLH - - (47,0) -
Nouvelles immobilisations
corporelles (1 551,1) (725,0) (3 635,7) (2 299,2)
Prêts à des sociétés affiliées,
montant net - 15,6 - 15,6
Variation du montant à payer au
titre de la construction 97,8 (12,9) 106,6 75,1
----------------------------------------------------------------------------
(2 091,6) (722,9) (2 852,9) (2 228,8)
----------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation nette des emprunts à court
terme 139,0 (25,2) 329,0 (262,3)
Variation nette du papier commercial
et des prélèvement sur les facilités
de crédit 1 006,1 393,1 750,8 336,8
Variation nette des facilités de
crédit sans droit de recours 24,5 24,2 31,6 43,1
Emissions de débentures et de
billets à terme 497,8 190,9 497,8 1 342,2
Remboursements de débentures et de
billets à terme (150,0) - (602,0) (634,5)
Variation nette du financement du
projet Southern Lights 537,7 - 1 238,3 -
Emissions de titres d'emprunt à long
terme sans droit de recours 2,2 - 6,4 14,4
Remboursements sur la dette à long
terme sans droit de recours (32,7) (27,2) (65,1) (58,8)
Distributions aux actionnaires sans
contrôle 0,5 (6,3) (9,9) (18,2)
Emissions d'actions ordinaires 4,1 7,5 29,4 583,8
Dividendes sur les actions
privilégiées (1,8) (1,8) (6,9) (6,9)
Dividendes sur les actions
ordinaires (98,0) (113,4) (359,2) (435,4)
----------------------------------------------------------------------------
1 929,4 441,8 1 840,2 904,2
----------------------------------------------------------------------------
Augmentation (diminution) de la
trésorerie et des équivalents 275,0 (4,2) 375,0 27,0
Trésorerie et équivalents au début
de la période 266,7 170,9 166,7 139,7
----------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents à la fin
de la période 541,7 166,7 547,1 166,7
----------------------------------------------------------------------------
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ENBRIDGE INC.
BILANS CONSOLIDES
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(en M$ CA)
31 décembre 2008 2007
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Actif
Actif à court terme
Trésorerie et équivalents 541,7 166,7
Comptes débiteurs et autres 2 322,5 2 388,7
Stocks 844,7 709,4
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3 708,9 3 264,8
Immobilisations corporelles, montant net 16 389,6 12 597,6
Placements à long terme 2 491,8 2 076,3
Montants reportés et autres actifs 1 318,4 1 182,0
Immobilisations incorporelles 225,3 212,0
Ecart d'acquisition 389,2 388,0
Impôts sur les bénéfices futurs 178,2 186,7
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24 701,4 19 907,4
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Passif et capitaux propres
Passif à court terme
Emprunts à court terme 874,6 545,6
Comptes créditeurs et autres 2 411,5 2 213,8
Intérêts à payer 101,9 89,1
Partie à court terme de la dette à long terme 533,8 605,2
Partie à court terme de la dette sans droit de
recours 184,7 61,1
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4 106,5 3 514,8
Dette à long terme 10 154,9 7 729,0
Dette à long terme sans droit de recours 1 474,0 1 508,4
Autres passifs à long terme 259,0 253,9
Impôts sur les bénéfices futurs 1 290,8 975,6
Part des actionnaires sans contrôle 797,4 650,5
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18 082,6 14 632,2
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Capitaux propres
Capital-actions
Actions privilégiées 125,0 125,0
Actions ordinaires 3 194,0 3 026,5
Surplus d'apport 37,9 25,7
Bénéfices non répartis 3 383,4 2 537,3
Cumul des autres éléments du résultat étendu 32,8 (285,0)
Participation croisée (154,3) (154,3)
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6 618,8 5 275,2
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24 701,4 19 907,4
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INFORMATIONS SECTORIELLES
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Trimestre terminé le 31 décembre 2008
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Placements à Distribution de
titre de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
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Produits d'exploitation 338,9 107,3 83,7 3 383,9
Coûts des marchandises - - - (2 922,9)
Exploitation et
administration (138,7) (42,4) (34,9) (152,4)
Amortissement (50,2) (30,0) (19,9) (72,6)
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150,0 34,9 28,9 236,0
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation - (0,1) 48,5 6,1
Autres produits de
placement 25,7 0,2 1,5 10,8
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (30,9) (19,9) (14,7) (53,3)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,1) - (12,9) (1,6)
Impôts sur les bénéfices (43,2) (6,3) (20,1) (71,3)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 101,5 8,8 31,2 126,7
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Trimestre terminé le 31 décembre 2008
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Activités Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
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Produits d'exploitation 4,7 5,0 3 923,5
Coûts des marchandises - - (2 922,9)
Exploitation et
administration (3,3) (12,6) (384,3)
Amortissement (0,2) (2,2) (175,1)
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1,2 (9,8) 441,2
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation - 0,4 54,9
Autres produits de
placement 7,1 19,0 64,3
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées - (35,2) (154,0)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,6) (15,2)
Impôts sur les bénéfices (1,0) 14,1 (127,8)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 7,3 (12,1) 263,4
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Trimestre terminé le 31 décembre 2007
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Placements à Distribution de
titre de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
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Produits d'exploitation 292,3 79,9 72,5 2 748,1
Coûts des marchandises - - - (2 426,1)
Exploitation et
administration (114,1) (22,7) (22,5) (145,4)
Amortissement (38,3) (19,2) (18,9) (69,3)
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139,9 38,0 31,1 107,3
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation 0,1 - 24,3 12,2
Autres produits de
placement 7,8 5,1 1,0 13,3
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (23,8) (14,1) (16,0) (55,2)
Part des actionnaires
sans contrôle (0,2) - (9,6) (1,7)
Impôts sur les bénéfices (33,7) (10,3) (6,5) (3,6)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 90,1 18,7 24,3 72,3
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Trimestre terminé le 31 décembre 2007
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Activités Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
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Produits d'exploitation 3,0 2,7 3 198,5
Coûts des marchandises - - (2 426,1)
Exploitation et
administration (3,8) (10,3) (318,8)
Amortissement (0,1) (1,1) (146,9)
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(0,9) (8,7) 306,7
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation 19,3 0,1 56,0
Autres produits de
placement 9,0 25,4 61,6
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées - (33,3) (142,4)
Part des actionnaires
sans contrôle - 0,3 (11,2)
Impôts sur les bénéfices (0,9) 32,9 (22,1)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 26,5 16,7 248,6
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Exercice terminé le 31 décembre 2008
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Placements à Distribution de
titre de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
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Produits d'exploitation 1 170,5 359,3 297,5 14 279,6
Coûts des marchandises - - - (12 792,0)
Exploitation et
administration (492,1) (117,2) (101,6) (554,4)
Amortissement (180,8) (100,2) (78,1) (291,3)
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497,6 141,9 117,8 641,9
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation (0,2) - 148,4 4,7
Autres produits de
placement et gain à la
vente de CLH 60,6 7,7 25,0 25,0
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (111,4) (68,8) (59,9) (201,0)
Part des actionnaires
sans contrôle (1,0) - (46,5) (6,8)
Impôts sur les bénéfices (117,6) (32,3) (73,1) (163,2)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 328,0 48,5 117,7 300,6
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Exercice terminé le 31 décembre 2008
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Activités Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
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Produits d'exploitation 11,8 12,6 16 131,3
Coûts des marchandises - - (12 792,0)
Exploitation et
administration (14,1) (32,8) (1 312,2)
Amortissement (0,8) (7,2) (658,4)
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(3,1) (27,4) 1 368,7
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation 25,0 (0,8) 177,1
Autres produits de
placement et gain à la
vente de CLH 726,1 52,9 897,3
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées - (116,6) (557,7)
Part des actionnaires
sans contrôle - (1,4) (55,7)
Impôts sur les bénéfices (139,8) 17,1 (508,9)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 608,2 (76,2) 1 320,8
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Exercice terminé le 31 décembre 2007
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Placements à Distribution de
titre de gaz et
(en M$ CA) Oléoducs Gazoducs promoteur services
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Produits d'exploitation 1 090,9 321,3 270,3 10 217,9
Coûts des marchandises - - - (9 009,5)
Exploitation et
administration (426,5) (87,4) (79,2) (529,9)
Amortissement (155,8) (83,5) (74,8) (276,3)
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508,6 150,4 116,3 402,2
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation (0,6) - 96,5 8,7
Autres produits de
placement 15,5 23,4 38,8 25,7
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées (100,9) (64,2) (61,9) (207,1)
Part des actionnaires
sans contrôle (1,3) - (38,4) (5,7)
Impôts sur les bénéfices (134,1) (39,9) (54,4) (44,4)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 287,2 69,7 96,9 179,4
----------------------------------------------------------------------------
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Exercice terminé le 31 décembre 2007
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Activités Activités non Chiffres
(en M$ CA) internationales sectorielles consolidés
----------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 9,8 9,2 11 919,4
Coûts des marchandises - - (9 009,5)
Exploitation et
administration (14,2) (26,5) (1 163,7)
Amortissement (0,8) (5,7) (596,9)
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(5,2) (23,0) 1 149,3
Bénéfice tiré des
placements comptabilisés
à la valeur de
consolidation 64,1 (0,9) 167,8
Autres produits de
placement 39,1 52,6 195,1
Intérêts débiteurs et
dividendes sur les
actions privilégiées - (122,8) (556,9)
Part des actionnaires
sans contrôle - (0,5) (45,9)
Impôts sur les bénéfices (2,9) 66,5 (209,2)
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Bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions
ordinaires 95,1 (28,1) 700,2
----------------------------------------------------------------------------
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