19 février 2016
CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 19 fév. 2016) -
POINTS SAILLANTS
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
Pour le quatrième trimestre de 2015, Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé un bénéfice ajusté de 494 M$ ou 0,58 $ par action ordinaire et un bénéfice ajusté pour l'exercice 2015 de 1 866 M$ ou 2,20 $ par action ordinaire. Les FTDLE se sont établis à 876 M$, ou 1,03 $ par action ordinaire, au quatrième trimestre de 2015, et à 3 154 M$, ou 3,72 $ par action ordinaire, pour l'exercice complet. Le bénéfice ajusté par action et les FTDLE par action pour l'exercice complet se sont accrus respectivement de 15,8 % et de 23,2 % par rapport à l'exercice complet.
« Malgré le ralentissement le plus marqué du secteur énergétique depuis plusieurs décennies, nous avons procuré à nos actionnaires une très solide croissance du bénéfice ajusté et des flux de trésorerie conforme à nos attentes, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. Les résultats du quatrième trimestre ont même été légèrement supérieurs aux prévisions, grâce à une performance de l'entreprise d'oléoducs au Canada plus forte en décembre et à des frais d'exploitation et d'administration plus faibles dans l'ensemble. Notre capacité de réaliser une croissance soutenue et prévisible du bénéfice et des flux de trésorerie dans le contexte actuel témoigne de la résilience de notre modèle d'exploitation à faible risque, conçu pour résister à un repli de cette envergure. Les facteurs fondamentaux de l'industrie demeurent excellents : notre exposition directe au prix des marchandises et aux volumes est minime pour tout notre portefeuille d'actifs, notre situation financière est solide, et nous continuons d'avoir un bon accès aux capitaux. »
M. Monaco a poursuivi : « Dans le contexte actuel de faiblesse du prix des marchandises, nous restons concentrés sur l'objectif de fournir à nos clients des services transport sécuritaire, à faible coût et fiable vers les marchés clés, pour leur assurer d'optimiser leurs marges nettes. En 2015, nous avons pu exploiter l'échelle et la portée de nos réseaux pour accroître la capacité du réseau principal de 230 000 barils par jour et enregistrer en décembre de nouveaux records de livraisons hors Gretna et sur le réseau Lakehead de près de 2,5 millions et 2,6 millions de barils par jour, respectivement. »
Au cours de l'exercice, Enbridge a achevé et mis en service 14 projets de développement d'une valeur de 8 G$, dans le respect de l'échéancier et du budget pour la majeure partie. « Réussir l'exécution de nos projets dans le contexte actuel n'a pas été une mince tâche, et nous sommes fort satisfaits du résultat », a ajouté M. Monaco.
Parmi les projets du secteur Oléoducs achevés au quatrième trimestre, citons l'inversion et le prolongement de la canalisation 9B, le projet de prolongement de l'accès vers le sud et l'agrandissement du réseau principal de Lakehead d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») entre Flanagan, en Illinois, et Griffith, en Indiana. De plus, Enbridge a terminé et mis en service l'oléoduc Heidelberg en janvier 2016, en avance sur le calendrier. Ce pipeline extracôtier, d'une capacité de 100 000 barils par jour, relie le gisement de Heidelberg, exploité par Anadarko Petroleum Corporation, au réseau d'un tiers.
Par ailleurs, la société a fait progresser considérablement l'une de ses priorités stratégiques clés, la croissance et la diversification de ses actifs au-delà de 2019, en poursuivant l'expansion de ses entreprises d'énergie renouvelable ainsi que de gazoducs et traitement. Au quatrième trimestre de 2015, la société a fait l'acquisition du projet éolien New Creek de 103 mégawatts (« MW ») en Virginie-Occidentale et d'une participation de 24,9 % dans le projet éolien extracôtier Rampion (« projet Rampion ») de 400 MW, au Royaume-Uni. En janvier 2016, Enbridge a annoncé avoir acheté deux usines de traitement de gaz naturel (Tupper Main et Tupper West) et des pipelines connexes dans la région de Montney, situés dans le nord-est de la Colombie-Britannique, à une filiale canadienne de Murphy Oil Corporation pour la contrepartie de 0,5 G$. Ces actifs d'énergie renouvelable et de traitement du gaz du secteur intermédiaire sont tous appuyés par des contrats à long terme et cadrent parfaitement avec le modèle d'exploitation à faible risque de la société.
Au début de 2016, la Minnesota Public Utilities Commission (« MNPUC ») a publié des ordonnances (les « ordonnances ») relativement au tracé du projet de pipeline Sandpiper proposé (« projet Sandpiper ») au Minnesota et au programme de remplacement de la canalisation 3 (« programme L3R »). La société est d'avis que les instructions de la MNPUC énoncées dans les ordonnances sont conformes aux attentes et fournissent des éclaircissements quant au processus; cependant, les ordonnances exigent que l'étude d'impact environnemental (« ÉIE ») définitive soit réalisée avant l'amorce du processus d'obtention du certificat de nécessité et d'approbation du tracé. La direction continue d'évaluer les incidences des ordonnances sur l'échéancier et l'estimation des coûts. Selon les ordonnances et l'évaluation préliminaire de la direction, les ordonnances, si elles sont maintenues, retarderaient probablement le commencement des travaux de construction, ce qui aurait pour effet de reporter au début de 2019 la mise en service du programme L3R et du projet Sandpiper, et d'en accroître les coûts. Le retard de construction entraînerait le report d'environ 5 G$ de dépenses en immobilisations en 2016 et 2017 jusqu'à principalement 2018.
Dans le cadre du programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société, la valeur des projets garantis sur le plan commercial pour la période de 2015 à 2019 s'élève à environ 26 G$, dont près de 8 G$ ont déjà été financés et avaient mis en service à la fin de 2015. Le projet Sandpiper et le programme L3R sont garantis au titre du programme de dépenses en immobilisations de croissance. Selon les prévisions révisées de la société, qui tiennent compte des retards prévus dans l'exécution du projet Sandpiper et du programme L3R, la portion des projets garantis sur le plan commercial générera à elle seule, en combinaison avec les actifs déjà en exploitation, une croissance des FTDLE par action de l'ordre de 12 % à 14 %, ce qui entraînera une croissance du dividende de l'ordre de 10 % à 12 %.
« Au-delà des projets garantis sur le plan commercial, nous voyons actuellement de nombreuses occasions de faire croître et de diversifier notre portefeuille d'actifs, a fait remarquer M. Monaco. Nous continuons à rechercher des occasions d'investissement dans des actifs qui cadrent avec notre modèle d'exploitation et nos stratégies à long terme, et nous travaillons à obtenir du financement à faible coût afin d'en profiter. Une exécution réussie de ces occasions d'investissement devrait stimuler encore davantage la croissance des FTDLE et du dividende au-delà de ce que notre programme garanti pourrait à lui seul offrir pour l'horizon de planification actuel. »
En décembre, Enbridge a annoncé une majoration du dividende trimestriel pour le porter à 0,53 $ par action (soit un dividende annuel de 2,12 $ par action), marquant ainsi la 21e majoration annuelle consécutive.
M. Monaco a ajouté : « La majoration de notre dividende reflète la très forte augmentation du bénéfice et des FTDLE provenant de nos activités de base, des quelque 18 G$ de projets d'immobilisations mis en service au cours des deux derniers exercices ainsi que de notre confiance renouvelée dans nos perspectives d'avenir. Fait tout aussi important, la croissance de notre dividende ne se fait pas au détriment de la couverture du dividende, qui demeure très soutenue à près du double. »
En 2015, la société a mobilisé plus de 1,7 G$ en capitaux propres et 3,7 G$ en capitaux d'emprunt à terme directement et par le truchement de ses filiales.
« Nous croyons pouvoir très bien gérer le montant de capitaux requis pour soutenir notre programme de dépenses en immobilisations de croissance garanties sur le plan commercial, étant donné la capacité éprouvée de production de flux de trésorerie de nos actifs, nos sources de capitaux diversifiées, nos notations de crédit de première qualité et nos liquidités disponibles totalisant plus de 10 G$ à la fin 2015, a conclu M. Monaco. Nous nous concentrerons sur le financement et l'exécution de ce programme très attrayant, tout en maintenant la solidité du bilan requise pour appuyer nos plans d'affaires à plus long terme. »
APERÇU DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2015
Pour un complément d'information sur les projets de croissance et les résultats d'exploitation d'Enbridge, prière de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, et disponible également sur le site Web de la société à l'adresse www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.
RÉSULTATS CONSOLIDÉS
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | |||||
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | |||||
Oléoducs1 | 36 | 19 | (224) | 463 | |
Distribution de gaz | 46 | 69 | 222 | 213 | |
Gazoducs, traitement et services énergétiques1 | 44 | 185 | 218 | 571 | |
Placements à titre de promoteur1 | 297 | 140 | 479 | 419 | |
Activités non sectorielles | (45) | (325) | (732) | (558) | |
Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 378 | 88 | (37) | 1 108 | |
Activités abandonnées - gazoducs, traitement et services énergétiques | - | - | - | 46 | |
378 | 88 | (37) | 1 154 | ||
Bénéfice (perte) par action ordinaire | 0,44 | 0,11 | (0,04) | 1,39 | |
Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire | 0,44 | 0,10 | (0,04) | 1,37 |
1 | En date du 1er septembre 2015, Enbridge a transféré son secteur Oléoducs au Canada et certains de ses actifs d'énergie renouvelable au Canada au groupe du fonds dans le secteur Placements à titre de promoteur, tel qu'énoncé dans son plan de restructuration des activités canadiennes. La perte, avant la date de transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de 403 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (bénéfice de 320 M$en 2014) et le bénéfice, avant la date du transfert, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 1 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 2 M$en 2014) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, une perte de 29 M$et un bénéfice de 6 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs du secteur Oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. |
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établie à 37 M$ (0,04 $ par action ordinaire), contre un bénéfice de 1 154 M$ (1,39 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. Comme il est précisé ci-après à la rubrique « Bénéfice ajusté », la société a continué d'enregistrer une forte croissance du bénéfice d'exploitation au cours des deux derniers exercices. Cependant, l'incidence positive de cette croissance et la comparabilité du bénéfice de la société subissent l'incidence de plusieurs facteurs non récurrents, inhabituels ou hors exploitation qui sont énumérés à la rubrique « Rapprochements des mesures non conformes aux PCGR » et analysés dans les résultats de chaque secteur à présenter, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. La société dispose d'un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer les risques de taux d'intérêt et de change et les risques liés au prix des marchandises, qui sont source de volatilité pour le bénéfice à court terme. À long terme, Enbridge estime que son programme de couverture soutiendra la croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes sur laquelle repose sa proposition de valeur aux investisseurs.
La comparabilité des résultats d'exploitation d'un exercice à l'autre a subi l'effet du transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge. Le 1er septembre 2015, la société a achevé le transfert des actifs de l'entreprise d'oléoducs au Canada et de certains des actifs canadiens d'énergie renouvelable au groupe du fonds, qui figure dans les Placements à titre de promoteur (le « plan de restructuration des activités canadiennes » ou l'« opération »). Dans le cadre de ce transfert, la société a enregistré des charges exceptionnelles de 351 M$, principalement en raison du reclassement des couvertures de taux d'intérêt et de la radiation d'un actif réglementaire au titre des impôts.
De plus, la perte de 2015 attribuable aux porteurs d'actions ordinaires tient compte d'une perte de valeur de l'écart d'acquisition de 440 M$ (167 M$ après impôts attribuables à Enbridge) liée aux entreprises de gaz naturel et de liquides de gaz naturel (« LGN ») d'EEP et comptabilisée au deuxième trimestre de 2015. Le déclin prolongé des prix des marchandises a entraîné la baisse du nombre des programmes de forage prévus par les producteurs et influé négativement sur les volumes prévus pour les réseaux de pipelines et de traitement de gaz naturel et de LGN d'EEP, que cette dernière détient directement et indirectement par l'intermédiaire de sa filiale en propriété non exclusive Midcoast Energy Partners, L.P. (« MEP »).
La perte de 2015 et le bénéfice de 2014 reflètent par ailleurs l'incidence négative des impôts comptabilisés au transfert d'actifs entre entités sous contrôle commun d'Enbridge. Les gains intersociétés réalisés par suite de ces transferts d'actifs, pour les deux exercices, ont été éliminés à des fins comptables. Cependant, puisque ces opérations visaient la vente de parts de fiducie, toutes les conséquences fiscales sont demeurées intégrées aux résultats consolidés, donnant lieu à des charges de 39 M$ et de 157 M$ en 2015 et en 2014, respectivement.
Pour le trimestre clos le 31 décembre 2015, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est chiffré à 378 M$ (0,44 $ par action ordinaire), comparativement à un bénéfice de 88 M$ (0,11 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 décembre 2014. Les facteurs qui ont influé sur la performance au quatrième trimestre ont suivi en grande partie les tendances observées depuis le début de l'exercice et tiennent toujours compte des variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur des instruments dérivés et des gains et des pertes de change. Outre les facteurs liés à l'exploitation dont il est question à la rubrique « Bénéfice ajusté » en page 7, le quatrième trimestre de 2015 se démarque par l'incidence des coûts de séparation versés aux salariés engendrés par la réduction de la main-d'œuvre à l'échelle de l'entreprise, qui a donné lieu à une charge nette de 25 M$ imputée au bénéfice des diverses unités d'exploitation.
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au bénéfice (à la perte) ajusté(e) et aux FTDLE. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuables aux porteurs d'actions ordinaires, ajustés pour tenir compte de facteurs non récurrents, inhabituels ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché du rapport de gestion de la société. Les éléments d'ajustement constatés comme des variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentés déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.
Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des actifs et des passifs réglementaires et des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des dépenses en investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.
La direction est d'avis que la présentation d'informations sur le bénéfice (la perte) ajusté(e) et les FTDLE fournit des renseignements utiles aux investisseurs et aux actionnaires puisqu'elle contribue à rehausser la transparence et donne un meilleur aperçu de la performance de la société. La direction se sert du bénéfice (de la perte) ajusté(e) afin de fixer les objectifs de la société et d'évaluer le rendement de cette dernière. La direction a également recours aux FTDLE pour évaluer la performance de la société et pour déterminer le versement de dividendes ciblé. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) pour chacun des secteurs et les FTDLE sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérés comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs. Les tableaux ci-après résument le rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.
RAPPROCHEMENT DU BÉNÉFICE (DE LA PERTE) ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 378 | 88 | (37) | 1 154 | |
Ajustements1 : | |||||
Variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés2 | 45 | 164 | 1 380 | 320 | |
Plan de restructuration des activités canadiennes | - | - | 351 | - | |
Perte de valeur de l'écart d'acquisition | - | - | 167 | - | |
Droits de rattrapage | 30 | 11 | 30 | 17 | |
Coûts de correction de fuites, déduction faite des recouvrements de compagnies d'assurance | (13) | (9) | (17) | 8 | |
Temps plus clément/(plus rigoureux) que la normale | 16 | (1) | (11) | (36) | |
Gains à la vente d'actifs et de placements non essentiels, déduction faite des pertes | - | (14) | (46) | (71) | |
Pertes de valeur d'actifs | 13 | 2 | 13 | 2 | |
Coûts de séparation versés aux salariés | 25 | 1 | 25 | 1 | |
Provision au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés | - | - | 32 | - | |
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations | - | 8 | 14 | 14 | |
Impôt sur des gains intersociétés à la vente de parts de fiducie | - | 157 | 39 | 157 | |
Ajustements hors période | - | - | (71) | - | |
Autres | - | 2 | (3) | 8 | |
Bénéfice ajusté | 494 | 409 | 1 866 | 1 574 |
1 | Le tableau ci-dessus présente un sommaire des ajustements en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces ajustements pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur. |
2 | Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées après déduction des montants réalisés au moment du règlement d'instruments dérivés au cours de la période visée. |
BÉNÉFICE AJUSTÉ
Trimestres clos | Exercices clos | |||
les 31 décembre | les 31 décembre | |||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||
Oléoducs1 | 64 | 199 | 691 | 858 |
Distribution de gaz | 58 | 68 | 210 | 177 |
Gazoducs, traitement et services énergétiques1 | (5) | 30 | 89 | 136 |
Placements à titre de promoteur1 | 369 | 123 | 859 | 429 |
Activités non sectorielles | 8 | (11) | 17 | (26) |
Bénéfice ajusté2 | 494 | 409 | 1 866 | 1 574 |
Bénéfice ajusté par action ordinaire2 | 0,58 | 0,49 | 2,20 | 1,90 |
1 | Le bénéfice ajusté, avant la date de transfert, découlant des actifs du secteur Oléoducs au Canada de 508 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (688 M$en 2014) et le bénéfice ajusté, avant la date du transfert selon le plan de restructuration des activités canadiennes, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 6 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 3 M$en 2014) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, un bénéfice ajusté de 146 M$et de 1 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs du secteur Oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. |
2 | Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les principes comptables généralement reconnus. Voir la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » pour obtenir un complément d'information. |
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, le bénéfice ajusté s'est établi à 1 866 M$ (2,20 $ par action ordinaire), comparativement à 1 574 M$ (1,90 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. Cette croissance reflète la vigueur du portefeuille d'actifs actuel d'Enbridge ainsi que la poursuite de l'exécution de son vaste programme de dépenses en immobilisations de croissance, dans le cadre duquel de nombreux nouveaux actifs ont été mis en service au cours de la période.
En raison du plan de restructuration des activités canadiennes, après le 31 août 2015, le bénéfice ajusté des actifs transférés est comptabilisé dans le secteur Placements à titre de promoteur; avant cette date, il était comptabilisé dans les secteurs Oléoducs ainsi que Gazoducs, traitement et services énergétiques. Le tableau ci-dessous présente le rendement des principaux actifs transférés et des secteurs visés pour un exercice complet.
Période de huit mois close le 31 août | Période d'un mois close le 30 septembre | Trimestre clos le 31 décembre |
Période de quatre mois close le 31 décembre | Exercice clos le 31 décembre |
||||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||||
2015 | ||||||||
Actifs transférés - secteur | Oléoducs | Placements à titre de promoteur | ||||||
Réseau principal au Canada | 395 | 69 | 201 | 270 | 665 | |||
Réseau régional des sables bitumineux | 108 | 20 | 39 | 59 | 167 | |||
Autres | 5 | 1 | (2) | (1) | 4 | |||
508 | 90 | 238 | 328 | 836 | ||||
2014 | ||||||||
Actifs transférés - secteur | Oléoducs | Placements à titre de promoteur | ||||||
Réseau principal au Canada | 361 | 39 | 100 | 139 | 500 | |||
Réseau régional des sables bitumineux | 125 | 9 | 47 | 56 | 181 | |||
Autres | 6 | 2 | (1) | 1 | 7 | |||
492 | 50 | 146 | 196 | 688 | ||||
Comme l'indique le tableau ci-dessus, la croissance du bénéfice ajusté consolidé est en grande partie attribuable à l'apport plus important du réseau principal au Canada, qui découle principalement de l'accroissement du débit résultant de la forte production des sables bitumineux de l'Ouest canadien, de la demande soutenue de raffinage en aval et des efforts continus déployés par la société auprès des expéditeurs afin d'optimiser l'utilisation de la capacité et d'accroître l'efficacité de l'ordonnancement. Ces facteurs positifs ont été partiellement contrebalancés par une baisse, d'un exercice à l'autre, des droits repères résiduels moyens du tarif international conjoint (« TIC ») sur le réseau principal au Canada. En 2015, la société a également tiré parti du bénéfice dégagé sur un exercice complet par Flanagan Sud et la canalisation jumelle Seaway, qui sont entrés en service vers la fin de 2014. Toutefois, le bénéfice ajusté du réseau régional des sables bitumineux a diminué en 2015 en raison d'une réduction des volumes contractuels sur le réseau principal Athabasca.
Les résultats des deux derniers exercices témoignent aussi de l'apport positif d'EEP, principalement en raison du débit et des droits supérieurs pour les oléoducs d'EEP ainsi que des apports des nouveaux actifs mis en service en 2014 et en 2015, les plus importants étant l'agrandissement du réseau principal au Canada de la société en juillet 2015 et le remplacement et l'accroissement de capacité de la canalisation 6B en 2014.
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »), qui exerce ses activités aux termes d'un régime de réglementation incitative (« régime de RI ») adapté quinquennal qui a été approuvé en 2014, a généré un bénéfice ajusté plus élevé en 2015, en raison principalement de l'augmentation des charges de distribution découlant du portefeuille d'actifs élargi ainsi que de l'accroissement de la clientèle au cours de l'exercice, lequel a été supérieur aux prévisions reflétées dans les tarifs.
Dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, les marges inférieures réalisées sur les activités de fractionnement et la perte d'un contrat de traitement auprès d'un producteur à l'usine de conditionnement Palermo expliquent en partie la baisse du bénéfice d'Aux Sable par rapport à celui des deux exercices précédents. La baisse du bénéfice en 2015 a été en partie contrebalancée par l'augmentation des droits au titre des achats fermes gagnés sur les actifs du secteur intermédiaire au Canada et l'apport plus important des services énergétiques. Le secteur des services énergétiques a profité d'occasions de gestion des réservoirs plus favorables au premier semestre de 2015 en raison de la solide demande des raffineurs en pétrole brut mélangé comme charge d'alimentation, facteur contrebalancé en partie par des conditions moins favorables persistant depuis deux ans sur certains marchés desservis par la capacité de transport engagée et ayant trait à des frais liés à la demande non recouvrés.
Dans le secteur Activités non sectorielles, la perte ajustée de l'unité Autres activités non sectorielles pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 a diminué comparativement à celle de 2014. Cette diminution témoigne de la baisse des frais de financement du secteur Activités non sectorielles au premier semestre de 2015 et d'une réduction des impôts sur les bénéfices, facteurs contrés en partie par la hausse des dividendes versés sur les nouvelles actions privilégiées émises en 2014 pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société.
Au quatrième trimestre de 2015, la plupart des tendances annuelles susmentionnées ont aussi contribué à la croissance du bénéfice ajusté depuis le quatrième trimestre de 2014. Pour ce qui est du secteur Distribution de gaz, même si le bénéfice ajusté d'EGD a augmenté d'un exercice à l'autre, le calendrier de paiement des impôts sur les bénéfices et des charges d'exploitation et d'administration, qui ont été plus élevés au quatrième trimestre de 2015, a entraîné une baisse du bénéfice ajusté d'un trimestre à l'autre. Pour ce qui est du secteur des services énergétiques, l'absence d'occasions de gestion des réservoirs au quatrième trimestre, conjuguée à la conjoncture de certains marchés, tel qu'il est indiqué plus haut, a donné lieu à une perte ajustée au quatrième trimestre de 2015, en comparaison d'un bénéfice ajusté pour la période correspondante de 2014.
L'analyse du bénéfice ajusté ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Voir la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR ».
RAPPROCHEMENT HORS PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | |||||
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation - activités poursuivies | 806 | 656 | 4 571 | 2 528 | |
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 | 474 | 470 | 688 | 1 777 | |
1 280 | 1 126 | 5 259 | 4 305 | ||
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle | (179) | (140) | (680) | (535) | |
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (34) | (24) | (114) | (79) | |
Dividendes sur les actions privilégiées | (74) | (71) | (288) | (245) | |
Investissements de maintien2 | (200) | (312) | (720) | (970) | |
Ajustements importants : | |||||
Normalisation météorologique | 16 | (1) | (11) | (36) | |
Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations | 2 | 15 | 44 | 19 | |
Provision pour réévaluation des stocks réalisée3 | (52) | - | (474) | - | |
Essais hydrostatiques | 23 | - | 72 | - | |
Coûts de séparation versés aux salariés | 30 | 6 | 30 | 6 | |
Autres éléments | 64 | 11 | 36 | 41 | |
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation | 876 | 610 | 3 154 | 2 506 | |
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire | 1,03 | 0,73 | 3,72 | 3,02 |
1 | Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des actifs et des passifs réglementaires ainsi que des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements. |
2 | Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (y compris le remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTDLE, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits d'exploitation ou les fonctions de service des biens existants. |
3 | La provision pour réévaluation des stocks réalisée est liée à des pertes réalisées à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels il existe un gain compensatoire d'un montant semblable réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE. |
Les FTDLE se sont chiffrés à 876 M$ ou 1,03 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2015, contre 610 M$ ou 0,73 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 décembre 2014. Les FTDLE se sont chiffrés à 3 154 M$ ou 3,72 $ par action ordinaire pour l'exercice clos le 31 décembre 2015, contre 2 506 M$ ou 3,02 $ par action ordinaire pour l'exercice clos le 31 décembre 2014. La croissance des FTDLE de la société a été solide d'un trimestre à l'autre et d'un exercice à l'autre en raison des mêmes facteurs que ceux ayant influé sur le bénéfice ajusté des diverses entreprises de la société dont il est question plus haut à la rubrique « Bénéfice ajusté ».
La réduction des investissements de maintien en 2015 comparativement aux périodes correspondantes de 2014 a également contribué à l'accroissement des FTDLE d'une période à l'autre. Au cours des dernières années, la société a fait d'importants investissements pour soutenir, entretenir et gérer l'intégrité de ses pipelines et de ses autres infrastructures de façon continue ainsi que pour préserver les fonctions de service des biens existants. Le recul des investissements de maintien d'une période à l'autre s'explique par l'achèvement de programmes d'entretien précis en 2014. La société prévoit continuer d'investir dans son programme d'investissements de maintien pour assurer la sécurité et la fiabilité de son exploitation.
La hausse des FTDLE d'une période à l'autre a été annulée en partie par les distributions aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP et Enbridge Energy Management, L.L.C. et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le fonds. Les distributions ont été plus élevées en 2015 qu'en 2014 principalement en raison d'une hausse des participations ne donnant pas le contrôle et des participations ne donnant pas le contrôle rachetables. Par ailleurs, les dividendes sur les actions privilégiées versés par la société se sont accrus d'une période à l'autre puisque des actions privilégiées ont été émises en 2014 pour financer le programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société. Enfin, les FTDLE de chaque période ont été ajustés pour tenir compte de l'incidence sur les liquidités de certains facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation dont il est question à la rubrique « Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR ».
OLÉODUCS
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Réseau principal au Canada | - | 100 | 395 | 500 | |
Réseau régional des sables bitumineux | - | 47 | 108 | 181 | |
Pipeline Seaway et pipeline Flanagan Sud | 40 | 35 | 103 | 74 | |
Pipeline Spearhead | 10 | 4 | 34 | 31 | |
Pipeline Southern Lights | 2 | 12 | 11 | 49 | |
Pipelines d'amenée et autres | 12 | 1 | 40 | 23 | |
Bénéfice ajusté | 64 | 199 | 691 | 858 | |
Réseau principal au Canada - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés | - | (178) | (819) | (370) | |
Réseau principal au Canada - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B | - | (2) | (5 | (8) | |
Réseau principal au Canada - radiation d'un actif réglementaire relativement aux impôts | - | - | (88) | - | |
Réseau principal au Canada - incidence de modifications de taux d'imposition | - | - | 9 | - | |
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement de droits de rattrapage | - | 1 | 9 | 6 | |
Réseau régional des sables bitumineux - règlements des compagnies d'assurance pour déversement | - | 4 | 9 | 8 | |
Réseau régional des sables bitumineux - coûts de correction de fuites et de stabilisation à long terme des canalisations | - | - | (5) | (4) | |
Réseau régional des sables bitumineux - incidence de la modification du taux d'imposition | - | - | (31) | - | |
Réseau régional des sables bitumineux - perte à la cession d'actifs non essentiels | - | - | (7) | - | |
Réseau régional des sables bitumineux - ajustement d'exercices antérieurs | - | - | 16 | - | |
Pipeline Seaway et pipeline Flanagan Sud - ajustement de droits de rattrapage | (27) | (14) | (35) | (25) | |
Pipeline Spearhead - ajustement de droits de rattrapage | (2) | 1 | 1 | - | |
Pipeline Spearhead - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | - | 1 | (1) | 1 | |
Pipeline Southern Lights - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | - | 9 | - | - | |
Pipelines d'amenée et autres - gain à la vente d'actifs non essentiels | - | - | 44 | - | |
Pipelines d'amenée et autres - ajustement de droits de rattrapage | 1 | - | (3) | 3 | |
Pipelines d'amenée et autres - coûts de mise en valeur | - | (2) | (5) | (6) | |
Pipelines d'amenée et autres - incidence de la modification du taux d'imposition | - | - | (4) | - | |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 36 | 19 | (224) | 463 |
Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur les résultats du secteur Oléoducs :
DISTRIBUTION DE GAZ
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») | 49 | 58 | 180 | 158 | |
Autres activités de distribution et de stockage de gaz | 9 | 10 | 30 | 19 | |
Bénéfice ajusté | 58 | 68 | 210 | 177 | |
EGD - températures (supérieures) inférieures à la normale | (16) | 1 | 11 | 36 | |
EGD - variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés | - | - | (3) | - | |
EGD - ajustement des coûts de séparation versés aux salariés | 4 | - | 4 | - | |
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 46 | 69 | 222 | 213 |
GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Aux Sable | (5) | 8 | (7) | 28 | |
Services énergétiques | (11) | 8 | 42 | 35 | |
Alliance Pipeline US | - | 5 | - | 41 | |
Pipeline Vector | 5 | 3 | 16 | 15 | |
Secteur intermédiaire au Canada | 12 | 6 | 41 | 23 | |
Enbridge Offshore Pipelines (« Offshore ») | (1) | 1 | (2) | (2) | |
Autres | (5) | (1) | (1) | (4) | |
Bénéfice (perte) ajusté | (5) | 30 | 89 | 136 | |
Aux Sable - montant constaté au titre des ententes commerciales | (9) | - | (19) | - | |
Services énergétiques - variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | 60 | 138 | 152 | 424 | |
Secteur intermédiaire au Canada - incidence de modifications du taux d'imposition | - | - | (3) | - | |
Offshore - gain à la cession d'actifs non essentiels | - | 14 | 4 | 57 | |
Autres - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | (1) | 3 | - | - | |
Autres - incidence de modifications du taux d'imposition | (1) | - | (5) | - | |
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 44 | 185 | 218 | 617 | |
Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur le bénéfice (la perte) du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques :
PLACEMENTS À TITRE DE PROMOTEUR
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Groupe du fonds | 287 | 34 | 509 | 125 | |
Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») | 45 | 40 | 231 | 197 | |
Enbridge Energy, Limited Partnership (« EELP ») | 37 | 49 | 119 | 107 | |
Bénéfice ajusté | 369 | 123 | 859 | 429 | |
Groupe du fonds - ajustement de droits de rattrapage | (2) | 1 | (3) | - | |
Groupe du fonds - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | (67) | - | (174 | 3 | |
Groupe du fonds - gains de change intersociétés non réalisés | 14 | - | 43 | - | |
Groupe du fonds - coûts de l'opération de transfert | - | - | (3) | (2) | |
Groupe du fonds - gain à la vente | - | - | 5 | - | |
Groupe du fonds - incidence de la modification du taux d'imposition | - | - | (6) | - | |
Groupe du fonds - réduction de valeur des soldes réglementaires | - | - | (3) | - | |
Groupe du fonds - ajustement sur une période antérieure | (3) | - | (16) | - | |
Groupe du fonds - coûts de séparation versés aux salariés | (10) | - | (10) | - | |
Groupe du fonds - coûts engagés au cours de l'inversion de la canalisation 9B | (1) | - | (1) | - | |
Groupe du fonds - règlements de compagnies d'assurance pour déversement | 13 | - | 13 | - | |
EEP - cession de contrats | - | - | (1) | - | |
EEP - variations des gains (pertes) non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés | (2) | 14 | (6) | 5 | |
EEP - ajustement de droits de rattrapage | - | - | 1 | (1) | |
EEP - perte de valeur de l'écart d'acquisition | - | - | (167) | - | |
EEP - perte de valeur d'actifs | (11) | (2) | (11) | (2) | |
EEP - coûts de séparation versés aux salariés | - | (1) | - | (1) | |
EEP - provision au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés | - | - | (32) | - | |
EEP - coûts de correction de fuites | - | 5 | - | (12) | |
EEP - essais hydrostatiques | (3) | - | (9) | - | |
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 297 | 140 | 479 | 419 |
Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur le secteur Placements à titre de promoteur :
ACTIVITÉS NON SECTORIELLES
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Noverco Inc. | 22 | 21 | 50 | 43 | |
Autres activités non sectorielles | (14) | (32) | (33) | (69) | |
Bénéfice (perte) ajusté | 8 | (11) | 17 | (26) | |
Noverco - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés | (2) | - | (9) | (5) | |
Autres activités non sectorielles - variations des pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés | (33) | (151) | (520) | (378) | |
Autres activités non sectorielles - perte liée au reclassement des couvertures de taux d'intérêt liées au plan de restructuration des activités canadiennes | - | - | (247) | - | |
Autres activités non sectorielles - coûts des opérations liées au plan de restructuration des activités canadiennes | - | - | (16) | - | |
Autres activités non sectorielles - ajustement hors période d'impôts sur les bénéfices reportés | - | - | 71 | - | |
Autres activités non sectorielles - incidence de modifications de taux d'imposition | - | - | 44 | - | |
Autres activités non sectorielles - coûts de l'opération de transfert | - | (6) | (6) | (6) | |
Autres activités non sectorielles - perte de valeur d'actifs | (2) | - | (2) | - | |
Autres activités non sectorielles - impôt sur des gains intersociétés à la vente de parts de sociétés en commandite | - | (157) | (39) | (157) | |
Autres activités non sectorielles - gain à la vente d'un placement | - | - | - | 14 | |
Autres activités non sectorielles - coûts de séparation versés aux salariés | (19) | - | (19) | - | |
Autres activités non sectorielles - ajustement d'un exercice antérieur | 3 | - | (6) | - | |
Perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (45) | (325) | (732) | (558) |
Suivent des détails supplémentaires sur les éléments qui ont influé sur la perte du secteur Activités non sectorielles :
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge et ENF tiendront une conférence téléphonique conjointe le vendredi 19 février 2016 à 9 h, heure normale de l'Est (7 h, heure normale des Rocheuses), pour discuter des résultats de l'exercice 2015. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-708-4540 en Amérique du Nord ou le 1-847-619-6397 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 41445190#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/cvp6cnfg. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant sept jours suivant sa diffusion en composant sans frais le 1-888-843-7419 en Amérique du Nord ou le 1-630-652-3042 à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 41445190#).
Après un exposé du président et chef de la direction et du chef des finances de la société, il y aura une période de questions et réponses à l'intention des analystes en placements. Une période de questions et réponses à l'intention des médias suivra immédiatement.
Enbridge est une société canadienne dont la raison d'être est d'alimenter la qualité de vie des Nord-Américains, ce qu'elle fait depuis plus de 65 ans. Chef de file de la livraison d'énergie sur le continent, Enbridge est inscrite à l'édition des sept dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. La société exploite le réseau de transport de pétrole brut et de liquides le plus long du monde, qui traverse le Canada et les États-Unis. Elle est aussi partie à d'importantes activités de transport et de collecte de gaz naturel et entreprises de services intermédiaires qui prennent de l'ampleur, en plus d'accroître sa présence dans le secteur du transport d'électricité. Enbridge possède et exploite la plus grande société de distribution de gaz naturel du Canada, qui fournit ses services à une clientèle résidentielle, commerciale et industrielle en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. La société possède des participations dans des installations d'une capacité nette de production d'énergie renouvelable ou de remplacement de près de 2 200 MW et poursuit son expansion dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de près de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2016. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information, consulter le www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent une information ou des déclarations financières prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) prévu(e) par action; les FTDLE prévus ou les FTDLE par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les coûts prévus des projets en chantier; les dates prévues de mise en service des projets en cours de construction; les dépenses en immobilisations prévues; les dividendes futurs estimatifs; les prévisions de bénéfice ajusté par action; les prévisions de FTDLE par action; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; les attentes quant à l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes (ou l'« opération »); la politique de versement des dividendes et les attentes à ce titre.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change prévus; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines; la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes et de la politique en matière de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'investissement; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTDLE futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont ils constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le bénéfice (la perte) prévu(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE et les montants connexes par action, l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes sur les résultats d'Enbridge ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets en construction, y compris les dates estimatives de mise en service, et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction de pipelines, l'incidence de l'inflation et des taux de change sur le coût de la main-d'œuvre et des matériaux, l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet des prévisions du bénéfice ajusté, des prévisions des FTDLE, du rendement de l'exploitation, de l'incidence du plan de restructuration des activités canadiennes, de la politique révisée en matière de dividendes, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, des modifications apportées aux lois fiscales et des augmentations du taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt et du prix des marchandises, et de l'offre et de la demande pour les marchandises, notamment, mais sans s'y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.
POINTS SAILLANTS
Trimestres clos | Exercices clos | |||||
les 31 décembre | les 31 décembre | |||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |||
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||||
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | ||||||
Oléoducs1 | 36 | 19 | (224) | 463 | ||
Distribution de gaz | 46 | 69 | 222 | 213 | ||
Gazoducs, traitement et services énergétiques1 | 44 | 185 | 218 | 571 | ||
Placements à titre de promoteur1 | 297 | 140 | 479 | 419 | ||
Activités non sectorielles | (45) | (325) | (732) | (558) | ||
Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | 378 | 88 | (37) | 1 108 | ||
Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques | - | - | - | 46 | ||
378 | 88 | (37) | 1 154 | |||
Bénéfice (perte) par action ordinaire | 0,44 | 0,11 | (0,04) | 1,39 | ||
Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire | 0,44 | 0,10 | (0,04) | 1,37 | ||
Bénéfice ajusté2 | ||||||
Oléoducs3 | 64 | 199 | 691 | 858 | ||
Distribution de gaz | 58 | 68 | 210 | 177 | ||
Gazoducs, traitement et services énergétiques3 | (5) | 30 | 89 | 136 | ||
Placements à titre de promoteur3 | 369 | 123 | 859 | 429 | ||
Activités non sectorielles | 8 | (11) | 17 | (26) | ||
494 | 409 | 1 866 | 1 574 | |||
Bénéfice ajusté par action ordinaire2 | 0,58 | 0,49 | 2,20 | 1,90 | ||
Données sur les flux de trésorerie | ||||||
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 806 | 656 | 4 571 | 2 547 | ||
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement | (2 296) | (3 737) | (7 933) | (11 891) | ||
Flux de trésorerie liés aux activités de financement | 1 457 | 3 221 | 2 973 | 9 770 | ||
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation4 | ||||||
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation | 876 | 610 | 3 154 | 2 506 | ||
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire | 1,03 | 0,73 | 3,72 | 3,02 | ||
Dividendes | ||||||
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | 401 | 297 | 1 596 | 1 177 | ||
Dividendes versés par action ordinaire | 0,465 | 0,350 | 1,86 | 1,40 | ||
Actions en circulation(en millions) | ||||||
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation | 853 | 838 | 847 | 829 | ||
Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation | 860 | 849 | 858 | 840 | ||
Données d'exploitation | ||||||
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour) | ||||||
Réseau principal au Canada5 | 2 243 | 2 066 | 2 185 | 1 995 | ||
Réseau régional des sables bitumineux6 | 726 | 725 | 759 | 703 | ||
Réseau de Lakehead | 2 388 | 2 187 | 2 315 | 2 113 | ||
Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour) | ||||||
Alliance Pipeline Canada | 1 481 | 1 547 | 1 488 | 1 556 | ||
Alliance Pipeline US | 1 642 | 1 693 | 1 645 | 1 682 | ||
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution (« EGD ») | ||||||
Volumes (en milliards de pieds cubes) | 117 | 129 | 437 | 461 | ||
Nombre de clients actifs (en milliers)7 | 2 129 | 2 098 | 2 129 | 2 098 | ||
Degrés-jours de chauffage8 | ||||||
Chiffres réels | 1 007 | 1 261 | 3 710 | 4 044 | ||
Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale | 1 222 | 1 218 | 3 536 | 3 517 |
1 | En date du 1er septembre 2015, Enbridge a transféré son entreprise d'oléoducs au Canada et certains de ses actifs d'énergie renouvelable au Canada au groupe du fonds et l'a reclassée dans le secteur Placements à titre de promoteur dans le cadre plan de restructuration des activités canadiennes. La perte, avant la date de transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de 403 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (bénéfice de 320 M$en 2014; bénéfice de 261 M$en 2013) et le bénéfice, avant la date du transfert, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 1 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 2 M$en 2014; perte de 55 M$en 2013) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, une perte de 29 M$et un bénéfice de 6 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs des oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. |
2 | Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR. |
3 | Le bénéfice ajusté, avant la date de transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de 508 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (688 M$en 2014; 631 M$en 2013) et le bénéfice ajusté, avant la date du transfert aux termes du plan de restructuration des activités canadiennes, tiré des actifs d'énergie renouvelable au Canada dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques de 6 M$pour l'exercice clos le 31 décembre 2015 (perte de 3 M$en 2014; perte de 4 M$en 2013) n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. De plus, un bénéfice ajusté de 146 M$et de 1 M$se rapportant respectivement, pour le trimestre clos le 31 décembre 2014, aux actifs des oléoducs et aux actifs du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques n'ont pas été reclassés dans le secteur Placements à titre de promoteur à des fins de présentation. |
4 | Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des actifs et des passifs réglementaires et des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des dépenses en investissements de maintien, après ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite par les PCGR. |
5 | Le réseau principal au Canada comprend les livraisons hors Gretna, au Manitoba, qui aboutissent aux États-Unis ou dans l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien. |
6 | Les volumes se limitent au réseau principal Athabasca et au pipeline Waupisoo et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux. |
7 | Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD à la fin de la période. |
8 | Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto. |
ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | |||||
Produits d'exploitation | |||||
Ventes de marchandises | 6 074 | 6 192 | 23 842 | 28 281 | |
Ventes liées à la distribution de gaz | 672 | 835 | 3 096 | 2 853 | |
Transport et autres services | 2 168 | 1 770 | 6 856 | 6 507 | |
8 914 | 8 797 | 33 794 | 37 641 | ||
Charges | |||||
Coûts des marchandises | 5 878 | 5 926 | 22 949 | 27 504 | |
Coûts liés à la distribution de gaz | 485 | 647 | 2 292 | 1 979 | |
Gestion et administration | 1 232 | 917 | 4 248 | 3 281 | |
Amortissement | 541 | 426 | 2 024 | 1 577 | |
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | (19) | (3) | (21) | 100 | |
Perte de valeur de l'écart d'acquisition | - | - | 440 | - | |
8 117 | 7 913 | 31 932 | 34 441 | ||
797 | 884 | 1 862 | 3 200 | ||
Quote-part du résultat des satellites | 116 | 117 | 475 | 368 | |
Autres charges | (72) | (123) | (702) | (266) | |
Charges d'intérêts | (371) | (313) | (1 624) | (1 129) | |
470 | 565 | 11 | 2 173 | ||
Impôts sur les bénéfices | (94) | (249) | (170) | (611) | |
Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 376 | 316 | (159) | 1 562 | |
Activités abandonnées | |||||
Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | - | - | - | 73 | |
Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | - | - | - | (27) | |
Bénéfice des activités abandonnées | - | - | - | 46 | |
Bénéfice (perte) | 376 | 316 | (159) | 1 608 | |
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 76 | (157) | 410 | (203) | |
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. | 452 | 159 | 251 | 1 405 | |
Dividendes sur les actions privilégiées | (74) | (71) | (288) | (251) | |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 378 | 88 | (37) | 1 154 | |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | |||||
Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 378 | 88 | (37) | 1 108 | |
Bénéfice des activités abandonnées, déduction faite des impôts | - | - | - | 46 | |
378 | 88 | (37) | 1 154 | ||
Résultat par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | |||||
Activités poursuivies | 0,44 | 0,11 | (0,04) | 1,34 | |
Activités abandonnées | - | - | - | 0,05 | |
0,44 | 0,11 | (0,04) | 1,39 | ||
Résultat dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | |||||
Activités poursuivies | 0,44 | 0,10 | (0,04) | 1,32 | |
Activités abandonnées | - | - | - | 0,05 | |
0,44 | 0,10 | (0,04) | 1,37 |
ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL
Trimestres clos | Exercices clos | ||||
les 31 décembre | les 31 décembre | ||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | |||||
Bénéfice (perte) | 376 | 316 | (159) | 1 608 | |
Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts | |||||
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie | 327 | (223) | 198 | (833) | |
Variation des pertes non réalisées sur les couvertures d'investissement net | (183) | (136) | (903) | (270) | |
Autres éléments du résultat global des satellites | 13 | 6 | 30 | 10 | |
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées | (215) | 14 | (191) | 76 | |
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées | (68) | 34 | (121) | 158 | |
Reclassement dans le résultat des montants au titre de l'amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite | (1) | 9 | 21 | 15 | |
Gains (pertes) actuariels sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite | 51 | (191) |
51 | (191) | |
Variation de l'écart de conversion | 662 | 551 | 3 347 | 1 238 | |
Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie décomptabilisées | - | - |
(247) | - | |
Autres éléments du résultat global | 586 | 64 | 2 185 | 203 | |
Résultat global | 962 | 380 | 2 026 | 1 811 | |
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 17 | (175) | 292 | (242) | |
Résultat global attribuable à Enbridge Inc. | 979 | 205 | 2 318 | 1 569 | |
Dividendes sur les actions privilégiées | (74) | (71) | (288) | (251) | |
Résultat global attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 905 | 134 | 2 030 | 1 318 |
ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
Exercices clos les 31 décembre | 2015 | 2014 | ||
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||
Actions privilégiées | ||||
Solde au début de l'exercice | 6 515 | 5 141 | ||
Émission d'actions privilégiées | - | 1 374 | ||
Solde à la fin de l'exercice | 6 515 | 6 515 | ||
Actions ordinaires | ||||
Solde au début de l'exercice | 6 669 | 5 744 | ||
Actions ordinaires émises | - | 446 | ||
Régime de réinvestissement de dividendes et d'achat d'actions | 646 | 428 | ||
Actions émises à l'exercice d'options sur actions | 76 | 51 | ||
Solde à la fin de l'exercice | 7 391 | 6 669 | ||
Surplus d'apport | ||||
Solde au début de l'exercice | 2 549 | 746 | ||
Rémunération à base d'actions | 35 | 31 | ||
Options exercées | (19) | (14) | ||
Émission d'actions autodétenues | - | 22 | ||
Transfert de participation à Enbridge Energy Partners, L.P. | 218 | - | ||
Restructuration des capitaux propres d'Enbridge Energy Partners, L.P. | - | 1 601 | ||
Transfert de participation à Enbridge Income Fund | - | 176 | ||
Transfert de participation à Midcoast Energy Partners, L.P. | - | (18) | ||
Gain de dilution sur l'émission de parts de fiducie d'Enbridge Income Fund | 355 | - | ||
Gain de dilution sur une participation dans un satellite d'Enbridge Income Fund | 132 | - | ||
Perte de dilution sur une participation indirecte dans un satellite d'Enbridge Income Fund | (5) | - | ||
Gains de dilution et autres | 36 | 5 | ||
Solde à la fin de l'exercice | 3 301 | 2 549 | ||
Bénéfices non répartis | ||||
Solde au début de l'exercice | 1 571 | 2 550 | ||
Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. | 251 | 1 405 | ||
Dividendes sur les actions privilégiées | (288) | (251) | ||
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | (1 596) | (1 177) | ||
Dividendes versés sur la participation croisée | 22 | 17 | ||
Résorption de l'ajustement de la valeur de rachat cumulative attribuable à Enbridge Commercial Trust | 541 | - | ||
Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (359) | (973) | ||
Solde à la fin de l'exercice | 142 | 1 571 | ||
Cumul des autres éléments du résultat global | ||||
Solde au début de l'exercice | (435) | (599) | ||
Autres éléments du résultat global attribuables aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 2 067 | 164 | ||
Solde à la fin de l'exercice | 1 632 | (435) | ||
Participation croisée | ||||
Solde au début de l'exercice | (83) | (86) | ||
Émission d'actions autodétenues | - | 3 | ||
Solde à la fin de l'exercice | (83) | (83) | ||
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. | 18 898 | 16 786 | ||
Participations ne donnant pas le contrôle | ||||
Solde au début de l'exercice | 2 015 | 4 014 | ||
Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | (407) | 214 | ||
Autres éléments du résultat global attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts | ||||
Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie | 161 | (192) | ||
Variation de l'écart de conversion | 273 | 146 | ||
Reclassement dans le bénéfice des couvertures de flux de trésorerie réalisés | (236) | 18 | ||
Reclassement dans le bénéfice des couvertures de flux de trésorerie non réalisés | (83) | 77 | ||
115 | 49 | |||
Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | (292) | 263 | ||
Distributions | (680) | (535) | ||
Apports | 615 | 212 | ||
Perte de dilution | (53) | - | ||
Acquisitions des parcs éoliens Magic Valley et Wildcat | - | 351 | ||
Transfert de participation à Enbridge Energy Partners, L.P. | (304) | - | ||
Restructuration des capitaux propres d'Enbridge Energy Partners, L.P. | - | (2 330) | ||
Transfert de participation à Midcoast Energy Partners, L.P. | - | 39 | ||
Autres | (1) | 1 | ||
Solde à la fin de l'exercice | 1 300 | 2 015 | ||
Total des capitaux propres | 20 198 | 18 801 | ||
Dividendes payés par action ordinaire | 1,86 | 1,40 |
ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
Trimestres clos les 31 décembre |
Exercices clos les 31 décembre |
|||||
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |||
(non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||
Activités d'exploitation | ||||||
Bénéfice (perte) | 376 | 316 | (159) | 1 608 | ||
Bénéfice découlant des activités abandonnées | - | - | - | (46) | ||
Amortissement | 541 | 426 | 2 024 | 1 577 | ||
Impôts sur les bénéfices reportés | 48 | 255 | 7 | 587 | ||
Variation des (gains) pertes non réalisées sur les instruments dérivés, montant net | (37) | (152) | 2 373 | (96) | ||
Excédent des distributions en trésorerie par rapport à la quote-part du bénéfice des satellites | 64 | 57 | 244 | 196 | ||
Pertes de valeur | 80 | 18 | 536 | 18 | ||
Gains sur cessions | - | (22) | (94) | (38) | ||
Inefficacité des couvertures | 31 | 49 | (20) | 210 | ||
Provision pour réévaluation des stocks | 149 | 170 | 410 | 174 | ||
Autres | 28 | 9 | (62) | 115 | ||
Variation de l'actif et du passif réglementaires | (12) | 11 | 41 | 22 | ||
Variation des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements | (8) | (31) | (43) | (78) | ||
Variations de l'actif et du passif d'exploitation | (454) | (450) | (686) | (1 721) | ||
Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies | 806 | 656 | 4 571 | 2 528 | ||
Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées | - | - | - | 19 | ||
806 | 656 | 4 571 | 2 547 | |||
Activités d'investissement | ||||||
Nouvelles immobilisations corporelles | (1 963) | (3 127) | (7 273) | (10 524) | ||
Placements à long terme | (345) | (161) | (622) | (854) | ||
Placements à long terme soumis à restrictions | (15) | - | (49) | - | ||
Acquisition d'actifs incorporels | (12) | (55) | (101) | (208) | ||
Acquisitions | - | (394) | (106) | (394) | ||
Produits de cession | - | 4 | 146 | 85 | ||
Prêts à des sociétés affiliées, montant net | 5 | 4 | 59 | 13 | ||
Variation de la trésorerie soumise à restrictions | 34 | (8) | 13 | (13) | ||
Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies | (2 296) | (3 737) | (7 933) | (11 895) | ||
Rentrées de trésorerie liées aux activités abandonnées | - | - | - | 4 | ||
(2 296) | (3 737) | (7 933) | (11 891) | |||
Activités de financement | ||||||
Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme | 51 | 99 | (588) | 734 | ||
Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit | (937) | 2 616 | 1 507 | 4 212 | ||
Remboursements sur le financement du projet Southern Lights | - | (12) | - | (1 519) | ||
Émissions de débentures et de billets à moyen terme - Southern Lights | - | - | - | 1 507 | ||
Émission de débentures et de billets à moyen terme | 2 213 | 1 080 | 3 767 | 5 414 | ||
Remboursements sur les débentures et les billets à moyen terme | (25) | (523) | (1 023) | (1 348) | ||
Apports des participations ne donnant pas le contrôle | 3 | 49 | 615 | 212 | ||
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle | (179) | (140) | (680) | (535) | ||
Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 670 | 323 | 670 | 323 | ||
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (34) | (24) | (114) | (79) | ||
Émission d'actions privilégiées | - | - | - | 1 365 | ||
Émission d'actions ordinaires | 10 | 8 | 57 | 478 | ||
Dividendes sur les actions privilégiées | (74) | (71) | (288) | (245) | ||
Dividendes sur les actions ordinaires | (241) | (184) | (950) | (749) | ||
1 457 | 3 221 | 2 973 | 9 770 | |||
Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents libellés en devises | 24 | 33 | 143 | 59 | ||
Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents | (9) | 173 | (246) | 485 | ||
Trésorerie et équivalents au début de la période - activités poursuivies | 1 024 | 1 088 | 1 261 | 756 | ||
Trésorerie et équivalents au début de la période - activités abandonnées | - | - | - | 20 | ||
Trésorerie et équivalents à la fin de l'exercice | 1 015 | 1 261 | 1 015 | 1 261 | ||
Trésorerie et équivalents - activités abandonnées | - | - | - | - | ||
Trésorerie et équivalents - activités poursuivies | 1 015 | 1 261 | 1 015 | 1 261 |
ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE
31 décembre | 2015 | 2014 | ||
(en millions de dollars canadiens) | ||||
Actifs | ||||
Actifs à court terme | ||||
Trésorerie et équivalents | 1 015 | 1 261 | ||
Trésorerie soumise à restrictions | 34 | 47 | ||
Comptes débiteurs et autres créances | 5 430 | 5 504 | ||
Montants à recevoir de sociétés affiliées | 7 | 241 | ||
Stocks | 1 111 | 1 148 | ||
7 597 | 8 201 | |||
Immobilisations corporelles, montant net | 64 434 | 53 830 | ||
Placements à long terme | 7 008 | 5 408 | ||
Placements à long terme soumis à restrictions | 49 | - | ||
Montants reportés et autres actifs | 3 309 | 3 208 | ||
Actifs incorporels, montant net | 1 348 | 1 166 | ||
Écart d'acquisition | 80 | 483 | ||
Impôts sur les bénéfices reportés | 839 | 561 | ||
84 664 | 72 857 | |||
Passif et capitaux propres | ||||
Passifs à court terme | ||||
Dette bancaire | 361 | 507 | ||
Emprunts à court terme | 599 | 1 041 | ||
Comptes créditeurs et autres dettes | 7 351 | 6 444 | ||
Montants à payer à des sociétés affiliées | 48 | 80 | ||
Intérêts à payer | 324 | 264 | ||
Passifs environnementaux | 141 | 161 | ||
Partie à court terme de la dette à long terme | 1 990 | 1 004 | ||
10 814 | 9 501 | |||
Dette à long terme | 39 540 | 33 423 | ||
Autres passifs à long terme | 6 056 | 4 041 | ||
Impôts sur les bénéfices reportés | 5 915 | 4 842 | ||
62 325 | 51 807 | |||
Participations ne donnant pas le contrôle rachetables | 2 141 | 2 249 | ||
Capitaux propres | ||||
Capital-actions | ||||
Actions privilégiées | 6 515 | 6 515 | ||
Actions ordinaires | 7 391 | 6 669 | ||
Surplus d'apport | 3 301 | 2 549 | ||
Bénéfices non répartis | 142 | 1 571 | ||
Cumul des autres éléments du résultat global | 1 632 | (435) | ||
Participation croisée | (83) | (83) | ||
Total des capitaux propres d'Enbridge Inc. | 18 898 | 16 786 | ||
Participations ne donnant pas le contrôle | 1 300 | 2 015 | ||
20 198 | 18 801 | |||
84 664 | 72 857 |
INFORMATIONS SECTORIELLES
Trimestre clos le 31 décembre 2015 | Oléoducs | Distribution de gaz |
Gazoducs, traitement et services énergétiques |
Placements à titre de promoteur |
Activités non sectorielles |
Chiffres consolidés |
(non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||
Produits d'exploitation | 308 | 754 | 5 616 | 2 236 | - | 8 914 |
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | (3) | (448) | (5 408) | (506) | 2 | (6 363) |
Exploitation et administration | (149) | (138) | (58) | (857) | (30) | (1 232) |
Amortissement | (71) | (78) | (38) | (344) | (10) | (541) |
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | - | - | - | 19 | - | 19 |
85 | 90 | 112 | 548 | (38) | 797 | |
Quote-part du résultat des satellites | 68 | - | (12) | 51 | 9 | 116 |
Autres produits (charges) | (18) | 1 | (2) | (2) | (51) | (72) |
Produit (charges) d'intérêts | (78) | (42) | (24) | (277) | 50 | (371) |
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices | (21) | (3) | (39) | (89) | 58 | (94) |
Bénéfice | 36 | 46 | 35 | 231 | 28 | 376 |
Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | - | - | 9 | 66 | 1 | 76 |
Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (74) | (74) |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 36 | 46 | 44 | 297 | (45) | 378 |
Total de l'actif | 12 541 | 9 546 | 7 793 | 50 237 | 4 547 | 84 664 |
Trimestre clos le 31 décembre 2014 | Oléoducs | Distribution de gaz |
Gazoducs, traitement et services énergétiques |
Placements à titre de promoteur |
Activités non sectorielles |
Chiffres consolidés |
(non audités; en millions de dollars canadiens) | ||||||
Produits d'exploitation | 463 | 948 | 4 960 | 2 426 | - | 8 797 |
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | - | (646) | (4 630) | (1 297) | - | (6 573) |
Exploitation et administration | (296) | (131) | (39) | (423) | (28) | (917) |
Amortissement | (137) | (79) | (32) | (173) | (5) | (426) |
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | 7 | - | - | (4) | - | 3 |
37 | 92 | 259 | 529 | (33) | 884 | |
Quote-part du résultat des satellites | 50 | - | 25 | 31 | 11 | 117 |
Autres produits (charges) | 18 | (5) | 30 | (5) | (161) | (123) |
Produit (charges) d'intérêts | (112) | (42) | (26) | (162) | 29 | (313) |
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices | 27 | 24 | (103) | (97) | (100) | (249) |
Bénéfice (perte) | 20 | 69 | 185 | 296 | (254) | 316 |
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (1) | - | - | (156) | - | (157) |
Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (71) | (71) |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 19 | 69 | 185 | 140 | (325) | 88 |
Total de l'actif | 27 657 | 9 320 | 7 601 | 23 515 | 4 764 | 72 857 |
Exercice clos le 31 décembre 2015 | Oléoducs | Distribution de gaz |
Gazoducs, traitement et services énergétiques |
Placements à titre de promoteur |
Activités non sectorielles |
Chiffres consolidés |
(en millions de dollars canadiens) | ||||||
Produits d'exploitation | 1 730 | 3 560 | 20 862 | 7 642 | - | 33 794 |
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | (8) | (2 300) | (20 008) | (2 927) | 2 | (25 241) |
Exploitation et administration | (1 223) | (537) | (238) | (2 211) | (39) | (4 248) |
Amortissement | (520) | (308 | (178) | (986) | (32) | (2 024) |
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | 4 | - | - | 17 | - | 21 |
Perte de valeur de l'écart d'acquisition | - | - | - | (440) | - | (440) |
(17) | 415 | 438 | 1 095 | (69) | 1 862 | |
Quote-part du résultat des satellites | 296 | - | (13) | 201 | (9) | 475 |
Autres produits (charges) | 11 | (1) | 20 | (33) | (699) | (702) |
Charges d'intérêts | (532) | (168) | (109) | (661) | (154) | (1 624) |
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices | 20 | (24) | (142) | (499) | 475 | (170) |
Bénéfice (perte) | (222) | 222 | 194 | 103 | (456) | (159) |
Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (2) | - | 24 | 376 | 12 | 410 |
Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (288) | (288) |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | (224) | 222 | 218 | 479 | (732) | (37) |
Total de l'actif | 12 541 | 9 546 | 7 793 | 50 237 | 4 547 | 84 664 |
Exercice clos le 31 décembre 2015 | Oléoducs | Distribution de gaz |
Gazoducs, traitement et services énergétiques |
Placements à titre de promoteur |
Activités non sectorielles |
Chiffres consolidés |
|
(en millions de dollars canadiens) | |||||||
Produits d'exploitation | 2 283 | 3 216 | 23 023 | 9 119 | - | 37 641 | |
Coûts des marchandises et de la distribution de gaz | - | (1 979) | (21 921) | (5 583) | - | (29 483) | |
Exploitation et administration | (1 101) | (530) | (175) | (1 438) | (37) | (3 281) | |
Amortissement | (498) | (304) | (114) | (642) | (19) | (1 577) | |
Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements | 7 | - | - | (107) | - | (100) | |
691 | 403 | 813 | 1 349 | (56) | 3 200 | ||
Quote-part du résultat des satellites | 160 | - | 136 | 86 | (14) | 368 | |
Autres produits (charges) | 12 | (8) | 38 | 5 | (313) | (266) | |
Produit (charges) d'intérêts | (372) | (165) | (98) | (559) | 65 | (1 129) | |
Économie (charge) d'impôts sur les bénéfices | (24) | (17) | (318) | (263) | 11 | (611) | |
Bénéfice (perte) des activités poursuivies | 467 | 213 | 571 | 618 | (307) | 1 562 | |
Activités abandonnées | |||||||
Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices | - | - | 73 | - | - | 73 | |
Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées | - | - | (27) | - | - | (27) | |
Bénéfice découlant des activités abandonnées | - | - | 46 | - | - | 46 | |
Bénéfice (perte) | 467 | 213 | 617 | 618 | (307) | 1 608 | |
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (4) | - | - | (199) | - | (203) | |
Dividendes sur les actions privilégiées | - | - | - | - | (251) | (251) | |
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'Enbridge Inc. | 463 | 213 | 617 | 419 | (558) | 1 154 | |
Total de l'actif | 27 657 | 9 320 | 7 601 | 23 515 | 4 764 | 72 857 |
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