5 novembre 2015
CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 5 nov. 2015) -
POINTS SAILLANTS
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB) (NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un bénéfice ajusté de 399 M$ ou 0,47 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, comparativement à 345 M$ ou 0,41 $ par action ordinaire pour la période correspondante de 2014. Les flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») sont passés à 668 M$, ou 0,79 $ par action ordinaire, au troisième trimestre de 2015, alors qu'ils s'établissaient à 609 M$, ou 0,73 $ par action ordinaire, au troisième trimestre de 2014.
« Les résultats du troisième trimestre et pour l'exercice à ce jour reflètent, d'une part, la solide performance de nos actifs essentiels et, d'autre part, le nouvel apport de bénéfice et de flux de trésorerie qu'a généré notre programme de dépenses en immobilisations de croissance, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. La demande de capacité sur notre réseau principal a été forte, et l'extensibilité du réseau principal de liquides nous a permis d'accroître le débit au cours des neuf premiers mois de l'exercice pour atteindre en août un volume record de 2,3 millions de barils par jour. D'ici à la fin de 2015, nous aurons mis en service 18 G$ de nouveaux projets depuis deux ans, ce qui aura pour effet de soutenir notre croissance pour les années à venir.»
« Nous demeurons confiants en notre capacité de procurer à nos actionnaires une croissance solide à long terme. Nous avons récemment mis en œuvre notre plan stratégique quinquennal qui s'étendra jusqu'en 2019. Il inclut un important programme de dépenses en immobilisations de croissance de 38 G$, dont 24 G$ sont garantis sur le plan commercial et en cours d'exécution, a précisé M. Monaco. Notre programme devrait générer un taux de croissance annuel moyen composé de 11 % à 13 % du bénéfice ajusté par action ordinaire et un taux de croissance annuel moyen composé de 15 % à 18 % des FTDLE jusqu'en 2019. »
« Par ailleurs, nous restons centrés sur la fiabilité et la sécurité de nos actifs, qui non seulement procurent un accès aux meilleurs marchés, mais une solution de transport économique à nos clients, alors que le prix des marchandises est élevé. Une gestion rigoureuse des coûts, conjuguée aux normes de sécurité et de fiabilité les plus strictes, est de la plus haute importance pour nos clients. »
M. Monaco a souligné que l'exécution du programme de dépenses en immobilisations de croissance restait une priorité absolue pour la société. « Le fait d'être capables de mener à bien de grands projets nous donne un avantage concurrentiel. En effet, nous appliquons des processus disciplinés, nous gérons la chaîne d'approvisionnement avec efficacité et nous disposons des ressources requises pour faire progresser les projets d'accès aux marchés, tellement nécessaires, dans un contexte difficile pour l'obtention de permis. »
Le financement à faible coût est aussi un élément clé dans l'exécution du programme de dépenses en immobilisations de croissance de la société. Le 1er septembre, la société a conclu le transfert de l'entreprise d'oléoducs au Canada d'Enbridge et de certains de ses actifs canadiens d'énergie renouvelable d'une valeur de 30,4 G$ à Enbridge Income Partners LP (« EIPLP »), où Enbridge Income Fund (le « fonds ») détient une participation indirecte (le « plan de restructuration des activités canadiennes »). L'opération fait progresser la stratégie visant les entités dont la société est le promoteur et appuie la majoration de 33 % du dividende déjà annoncée par Enbridge pour 2015 ainsi que le taux de croissance du dividende par action prévu entre 14 % et 16 % jusqu'en 2019.
« Avec la conclusion de ce transfert, nous croyons qu'Enbridge Income Fund Holdings Inc. devient le plus important véhicule de placement au Canada pour les investisseurs qui recherchent des distributions en trésorerie élevées provenant d'infrastructures énergétiques à faible risque et une croissance inégalée jusqu'en 2019. Notre stratégie visant les entités dont la société est le promoteur favorise notre solidité et notre souplesse financières, élargit notre accès à d'intéressantes sources de financement et accroît le rendement du capital investi ainsi que notre capacité d'afficher une croissance de premier ordre dans l'industrie pour l'horizon de planification actuel et même au-delà », a fait remarquer M. Monaco.
Le 13 octobre, Enbridge Income Fund Holdings Inc. (« ENF ») a annoncé avoir conclu une entente en vue d'émettre 21,5 millions d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 700 M$ dans le cadre d'une acquisition ferme à un syndicat de preneurs fermes. La clôture du placement devrait avoir lieu le ou vers le 6 novembre 2015. Enbridge a convenu de souscrire 5,3 millions d'actions ordinaires d'ENF au même prix que celles de l'appel public à l'épargne, sous forme d'un placement privé, pour conserver sa participation de 19,9 % dans ENF.
Au cours du troisième trimestre de 2015, Enbridge a par ailleurs été active sur les marchés des titres d'emprunt : elle a émis pour environ 1,6 G$ de billets à moyen terme par l'entremise de ses filiales Pipelines Enbridge Inc. (« EPI ») et Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »), ainsi que pour 1,6 G$ US de billets de premier rang en octobre 2015 par l'intermédiaire d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »).
La société a aussi continué à faire progresser plusieurs importants projets de développement en zone verte au troisième trimestre.
En juillet, Enbridge et EEP ont achevé une phase de l'agrandissement du réseau principal, qui accroît la capacité du réseau principal de liquides de 230 000 barils par jour (« b/j ») grâce à l'ajout de stations de pompage. Toujours en juillet, la société a achevé le prolongement du pipeline Woodland vers le sud, du terminal de Cheecham d'Enbridge jusqu'à son terminal d'Edmonton, accroissant ainsi de 400 000 b/j la capacité disponible aux expéditeurs de la région des sables bitumineux.
Le 30 septembre, l'Office national de l'énergie a levé la dernière condition pour la mise en service de la canalisation 9 en approuvant les résultats des essais hydrostatiques. Le remplissage est en cours, et les livraisons de la canalisation 9B, d'une capacité de 300 000 b/j, devraient commencer en décembre.
Le retard de mise en service de la canalisation 9 aura une incidence sur le bénéfice ajusté de l'exercice 2015 complet, étant donné que les prévisions initiales se fondaient sur une mise en service au début de 2015. La société s'attend dorénavant à ce que le bénéfice ajusté par action se situe dans la moitié inférieure de la fourchette de prévisions de 2,05 $ à 2,35 $ par action ordinaire. D'autres facteurs qui devaient exercer une tendance positive sur la fourchette de prévisions et compenser en partie l'incidence du retard au sujet de la canalisation 9 seront désormais atténués par une performance plus faible au quatrième trimestre. Ces facteurs ont une moindre incidence sur les FTDLE, et les perspectives de la société quant aux FTDLE pour 2015 restent inchangées, soit de 3,30 $ à 4,00 $ par action ordinaire.
Enbridge a également annoncé pendant le trimestre qu'elle avait une fois de plus été inscrite aux indices Dow Jones mondial et nord-américain axés sur la durabilité. Enbridge a fait partie de l'indice nord-américain huit fois au cours des neuf dernières années, et de l'indice mondial six fois, dont les quatre dernières années.
En outre, Enbridge a publié en octobre son rapport à la collectivité sur la sécurité de 2014, qui souligne les progrès accomplis en vue d'être chef de file du secteur en matière de sécurité.
« Ce rapport traduit notre engagement à devenir chef de file de l'industrie pour ce qui est de la fiabilité et de l'intégrité de nos pipelines et installations ainsi que de la protection de l'environnement, a conclu M. Monaco. Notre position de leader dans ces domaines nous permet de réaliser tout le reste, y compris de soutenir la croissance future de notre société. »
EXPLOITATION - BÉNÉFICE
Au troisième trimestre de 2015, le bénéfice ajusté d'Enbridge s'est chiffré à 399 M$ ou 0,47 $ par action ordinaire, alors qu'il s'était chiffré à 345 M$ ou 0,41 $ par action ordinaire au trimestre correspondant de 2014. La hausse du bénéfice ajusté a eu lieu au sein de diverses entreprises, reflétant la performance stable des actifs essentiels de la société ainsi que le nouvel apport en bénéfice provenant de l'exécution réussie du programme de croissance du capital de la société.
La croissance du bénéfice ajusté consolidé a été largement favorisée par l'apport accru du réseau principal au Canada, surtout par un débit supérieur après l'achèvement de l'agrandissement du réseau principal d'Enbridge en juillet 2015. De plus, la vigueur du dollar américain a eu un effet positif sur le bénéfice du réseau principal au Canada, étant donné que le tarif international conjoint (« TIC ») et ses composantes sont fixés en dollars américains. La société couvre en grande partie le risque de change lié au réseau principal au Canada; toutefois, le taux de change effectif auquel étaient couverts ces revenus a été supérieur au troisième trimestre de 2015 comparativement à la période correspondante de 2014. À noter qu'à la suite de la clôture du plan de restructuration des activités canadiennes, le 1er septembre 2015, le bénéfice ajusté du réseau principal au Canada et celui du réseau régional des sables bitumineux ne sont plus comptabilisés dans le secteur Oléoducs, mais figurent plutôt dans les résultats du groupe du fonds (se composant du fonds, d'Enbridge Commercial Trust, d'EIPLP et des filiales d'EIPLP) au poste « Placements à titre de promoteur » des résultats consolidés d'Enbridge.
Une plus grande capacité disponible sur le réseau principal d'Enbridge a contribué à atténuer l'incidence de sa répartition en amont et a produit une hausse du bénéfice des pipelines Flanagan sud et Seaway, qui avaient subi l'incidence négative de la répartition en amont au premier semestre de 2015.
Le groupe du fonds a continué d'afficher une augmentation d'un exercice à l'autre au troisième trimestre de 2015. Le résultat du groupe du fonds tient compte de l'incidence positive du transfert de l'entreprise d'oléoducs et d'actifs d'énergie renouvelable dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes. Le bénéfice supplémentaire découlant des participations dans des gazoducs et des pipelines de diluants qui ont été transférées par Enbridge au groupe du fonds en novembre 2014 a aussi contribué à l'accroissement des résultats d'un trimestre à l'autre.
La performance d'EGD s'est maintenue au troisième trimestre de 2015, rendant compte de l'augmentation soutenue de la clientèle, de même que des charges de distribution plus élevées liées à une clientèle accrue.
Dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, après un premier semestre très solide, la performance des services énergétiques s'est affaiblie au troisième trimestre de 2015. Des conditions moins favorables sur certains marchés desservis par la capacité de transport expliquent ce repli, ainsi que l'érosion des occasions de gestion des réservoirs ayant eu lieu au premier semestre de 2015. Aux Sable a aussi subi une perte au troisième trimestre par suite du rétrécissement des marges de fractionnement.
L'analyse du bénéfice ajusté ci-dessus exclut l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, les plus importants étant les variations des gains ou des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés dans le cadre du programme de couverture économique à long terme de la société, les effets non récurrents du transfert d'actifs entre des entités sous le contrôle commun d'Enbridge dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes entraînant une perte réalisée au reclassement des couvertures de taux d'intérêt, une radiation d'actif réglementaire au titre des impôts et des frais d'opération, de même que des gains à la vente d'actifs ainsi que des charges et règlements des compagnies d'assurance liés à des déversements de pétrole brut. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR ».
EXPLOITATION - FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION
Les FTDLE se sont chiffrés à 668 M$ ou 0,79 $ par action ordinaire, pour le trimestre clos le 30 septembre 2015, contre 609 M$ ou 0,73 $ par action ordinaire, pour le trimestre clos le 30 septembre 2014. Pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015, les FTDLE ont été de 2 278 M$ ou 2,70 $ par action ordinaire, comparativement à 1 896 M$ ou 2,30 $ par action ordinaire, pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2014.
La croissance des FTDLE de la société d'un trimestre à l'autre et pour la période de neuf mois a été solide, grâce aux mêmes facteurs ayant influé sur le bénéfice ajusté des diverses entreprises de la société, dont il est question ci-dessus. De plus, l'important programme de croissance du capital entrepris il y a quelques années permettra à la société de se positionner pour assurer sa croissance dans l'avenir, profiter de nouvelles occasions et faire progresser les FTDLE.
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, dans le cadre de son programme d'investissements de maintien, d'importants investissements pour le soutien et l'entretien continus du réseau de pipelines existant et pour le maintien des fonctions de service des biens existants. Le recul des investissements de maintien d'une période à l'autre s'explique par l'achèvement de certains programmes d'entretien 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. Pour le trimestre et la période de neuf mois de 2015 à l'étude, les distributions ont été supérieures à celles des périodes correspondantes de 2014. 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 croissance du capital de la société. Enfin, les FTDLE 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 ».
APERÇU DU TROISIÈME 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.
De plus, le 13 octobre 2015, ENF, filiale d'Enbridge, a annoncé avoir conclu une entente en vue d'émettre 21 475 000 actions ordinaires au prix de 32,60 $ par action ordinaire pour un produit brut d'environ 700 M$ dans le cadre d'une acquisition ferme à un syndicat de preneurs fermes. Cette offre d'actions ordinaires comprend également une option pour attributions excédentaires, exerçable dans les 30 jours suivant la clôture du placement pour un total d'actions ordinaires supplémentaires pouvant atteindre 3 064 877 actions ordinaires. Enbridge a convenu de souscrire un total d'actions ordinaires pouvant atteindre 6 096 123 actions ordinaires (en supposant que l'option pour attributions excédentaires est pleinement exercée) sous forme d'un placement privé, au même prix que celles de l'appel public à l'épargne et en même temps que la clôture de l'opération pour conserver sa participation de 19,9 % dans ENF. La clôture du placement privé et de l'opération devrait avoir lieu le ou vers le 6 novembre 2015.
Le 5 novembre 2015, Enbridge a annoncé qu'elle acquérait une participation de 24,9 % dans le projet éolien extracôtier Rampion (le « projet Rampion ») de 400 mégawatts (« MW ») situé à 13 kilomètres (8 milles) au large de la côte de Sussex, au Royaume-Uni, en son point le plus rapproché. L'investissement total de la société, y compris la construction, devrait totaliser environ 750 M$ (370 M£). Le projet Rampion a été conçu et est construit par E.ON Climate & Renewables UK Limited, une filiale de E.ON SE (« E.ON »). La construction a commencé en septembre 2015 et le parc éolien devrait être opérationnel en 2018. Le projet Rampion s'appuie sur les revenus provenant des prix fixes dans le cadre du programme de certificats verts du Royaume-Uni et sur une convention d'achat d'électricité de 15 ans. En vertu de l'entente, Enbridge deviendra l'un des trois actionnaires du projet Rampion; la UK Green Investment Bank plc holding détiendra une participation de 25 % et E.ON conservera la participation restante de 50,1 %.
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 4 novembre 2015, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants. Tous les dividendes sont payables le 1er décembre 2015 aux actionnaires inscrits le 16 novembre 2015.
| Actions ordinaires | 0,46500 $ |
| Actions privilégiées, série A | 0,34375 $ |
| Actions privilégiées, série B | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série D | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série F | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série H | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série J | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série L | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série N | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série P | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série R | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série 1 | 0,25000 $ US |
| Actions privilégiées, série 3 | 0,25000 $ |
| Actions privilégiées, série 5 | 0,27500 $ US |
| Actions privilégiées, série 7 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 9 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 11 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 13 | 0,27500 $ |
| Actions privilégiées, série 15 | 0,27500 $ |
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique le jeudi 5 novembre 2015 à 9 h, heure normale de l'Est (7 h, heure normale des Rocheuses), pour discuter des résultats du troisième trimestre de 2015. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-447-0521 en Amérique du Nord ou le 1-847-413-3238 à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 40968124#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/a4yaqkwp. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise jusqu'au 12 novembre 2015 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 40968124#).
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 plus de 1 800 mégawatts et poursuit son expansion dans les énergies éolienne, solaire et géothermique. Enbridge compte un effectif de plus de 11 000 personnes, principalement au Canada et aux États-Unis. La société est l'un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour 2015. 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; 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 liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change prévus; l'inflation 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 et 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; et 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 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.
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 les 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-dessous résument le rapprochement entre les mesures conformes aux PCGR et les mesures non conformes aux PCGR.
RAPPROCHEMENTS DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
||||
| 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||
| (en millions de dollars canadiens) | |||||
| Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (609) | (80) | (415) | 1 066 | |
| Ajustements1: | |||||
| Variations des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés2 | 654 | 396 | 1 335 | 156 | |
| Plan de restructuration des activités canadiennes | 351 | - | 351 | - | |
| Perte de valeur de l'écart d'acquisition | - | - | 167 | - | |
| Droits de rattrapage | 8 | 6 | - | 6 | |
| Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance | (1) | 16 | (4) | 17 | |
| Températures supérieures (inférieures) à la normale | - | 2 | (27) | (35) | |
| Gains à la vente d'actifs et de placements non essentiels, déduction faite des pertes | (37) | - | (46) | (57) | |
| Provision au titre de l'évaluation pour les actifs fiscaux reportés | 32 | - | 32 | - | |
| Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations | 2 | 3 | 14 | 6 | |
| Impôt sur des gains intersociétés à la vente de parts de fiducie | - | - | 39 | - | |
| Ajustement hors période | - | - | (71) | - | |
| Autres | (1) | 2 | (3) | 6 | |
| Bénéfice ajusté | 399 | 345 | 1 372 | 1 165 | |
| (1) | Le tableau présente les ajustements en fonction de leur nature. |
| (2) | Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée. |
FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
|||
| 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation - activités poursuivies | 905 | 746 | 3 765 | 1 872 |
| Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 | 444 | 310 | 214 | 1 307 |
| 1 349 | 1 056 | 3 979 | 3 179 | |
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle | (177) | (135) | (501) | (395) |
| Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables | (27) | (18) | (80) | (55) |
| Dividendes sur les actions privilégiées | (72) | (63) | (214) | (174) |
| Investissements de maintien2 | (204) | (259) | (520) | (658) |
| Ajustements importants3 | (201) | 28 | (386) | (1) |
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE ») | 668 | 609 | 2 278 | 1 896 |
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action | 0,79 | 0,73 | 2,70 | 2,30 |
| (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) | Les postes d'ajustements importants pour le trimestre clos le 30 septembre 2015 comprennent des coûts de normalisation météorologique de néant (2 M$ en 2014), des coûts d'aménagement de projets et de transaction de 35 M$ (1 M$ en 2014), des essais hydrostatiques de 49 M$ (néant en 2014) et d'autres éléments de (28) M$ (25 M$ en 2014). Les postes d'ajustements importants pour la période de neuf mois close le 30 septembre 2015 comprennent des coûts de normalisation météorologique de (27) M$ ((35) M$ en 2014), des coûts d'aménagement de projets et de transaction de 42 M$ (4 M$ en 2014), des essais hydrostatiques de 49 M$ (néant en 2014) et d'autres éléments de (28) M$ (30 M$ en 2014). Les postes d'ajustements importants du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 comprennent de plus des montants de (257) M$ (néant en 2014) et de (422) M$ (néant en 2014) au titre de pertes réalisées à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels se trouve un gain compensatoire approximatif réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE. |
POINTS SAILLANTS
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
|||||
| 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |||
| (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) | ||||||
| Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | ||||||
| Oléoducs1 | (247) | (31) | (260) | 444 | ||
| Distribution de gaz | (2) | (11) | 176 | 144 | ||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques1 | 104 | 88 | 174 | 386 | ||
| Placements à titre de promoteur1 | 87 | 108 | 182 | 279 | ||
| Activités non sectorielles | (551) | (234) | (687) | (233) | ||
| Bénéfice (perte) des activités poursuivies attribuable aux porteurs d'actions ordinaires | (609) | (80) | (415) | 1 020 | ||
| Activités abandonnées - Gazoducs, traitement et services énergétiques | - | - | - | 46 | ||
| (609) | (80) | (415) | 1 066 | |||
| Bénéfice (perte) par action ordinaire | (0,72) | (0,10) | (0,49) | 1,29 | ||
| Bénéfice (perte) dilué par action ordinaire | (0,72) | (0,10) | (0,49) | 1,27 | ||
| Bénéfice ajusté2 | ||||||
| Oléoducs3 | 195 | 221 | 627 | 659 | ||
| Distribution de gaz | 1 | (9) | 152 | 109 | ||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques3 | (21) | 20 | 94 | 106 | ||
| Placements à titre de promoteur3 | 224 | 126 | 490 | 306 | ||
| Activités non sectorielles | - | (13) | 9 | (15) | ||
| 399 | 345 | 1 372 | 1 165 | |||
| Bénéfice ajusté par action ordinaire2 | 0,47 | 0,41 | 1,62 | 1,41 | ||
| Données sur les flux de trésorerie | ||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 905 | 746 | 3 765 | 1 891 | ||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement | (1 746) | (2 525) | (5 637) | (8 154) | ||
| Flux de trésorerie liés aux activités de financement | 605 | 1 594 | 1 516 | 6 549 | ||
| Flux de trésorerie disponible liés à l'exploitation4 | ||||||
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation | 668 | 609 | 2 278 | 1 896 | ||
| Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire | 0,79 | 0,73 | 2,70 | 2,30 | ||
| Dividendes | ||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | 400 | 296 | 1 195 | 880 | ||
| Dividendes payés par action ordinaire | 0,465 | 0,350 | 1,395 | 1 050 | ||
| Actions en circulation(en millions) | ||||||
| Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation | 849 | 835 | 845 | 826 | ||
| Nombre moyen pondéré dilué d'actions ordinaires en circulation | 859 | 847 | 857 | 837 | ||
| Données d'exploitation | ||||||
| Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour) | ||||||
| Réseau principal au Canada5 | 2 212 | 2 039 | 2 165 | 1 970 | ||
| Réseau Lakehead | 2 338 | 2 172 | 2 292 | 2 088 | ||
| Réseau régional des sables bitumineux6 | 690 | 690 | 770 | 697 | ||
| Gazoducs, traitement et services énergétiques - débit quotidien moyen (en millions de pieds cubes par jour) | ||||||
| Alliance Pipeline Canada | 1 336 | 1 501 | 1 490 | 1 567 | ||
| Alliance Pipeline US | 1 489 | 1 660 | 1 646 | 1 694 | ||
| Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») | ||||||
| Volumes (en milliards de pieds cubes) | 44 | 44 | 329 | 332 | ||
| Nombre de clients actifs (en milliers)7 | 2 105 | 2 076 | 2 105 | 2 076 | ||
| Degrés-jours de chauffage8 | ||||||
| Chiffres réels | 42 | 84 | 2 703 | 2 783 | ||
| Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale | 64 | 61 | 2 314 | 2 299 | ||
| (1) | En date du 1er septembre 2015, Enbridge a transféré son secteur des 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. Les pertes, avant la date du transfert, découlant des actifs des oléoducs au Canada de respectivement 350 M$ et 403 M$ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 (respectivement perte de 59 M$ et bénéfice de 349 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 respectivement 1 M$ et 1 M$ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 (respectivement perte de 3 M$ et de 8 M$ en 2014) 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 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 de l'entreprise d'oléoducs au Canada avant la date du transfert de respectivement 128 M$ et de 508 M$ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 (respectivement bénéfice de 175 M$ et de 542 M$ en 2014) et le bénéfice ajusté des actifs canadiens d'énergie renouvelable dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques avant la date du transfert dans le cadre du plan de restructuration des activités canadiennes de respectivement 2 M$ et 6 M$ pour le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2015 (respectivement, perte de 2 M$ et de 4 M$ en 2014) 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 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. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans 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 d'Athabasca et au pipeline de 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. |
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