ENBRIDGE INC. ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 31 décembre 2013

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1 ENBRIDGE INC. ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 31 décembre 2013

2 RAPPORT DE LA DIRECTION Aux actionnaires d Enbridge Inc. Information financière La direction d Enbridge Inc. (la «société») est responsable des états financiers consolidés ci-joints. Les états financiers consolidés ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis (les «PCGR des États-Unis») et ils comprennent forcément des montants qui reflètent le jugement et les meilleures estimations de la direction. Le conseil d administration et ses comités sont responsables de tous les aspects de la gouvernance d entreprise. Le comité d audit, des finances et des risques du conseil («CAFRC»), composé d administrateurs qui ne sont pas liés à la société, est expressément tenu de s assurer que la direction s acquitte de ses responsabilités en matière de présentation de l information financière et de contrôle interne. Le CAFRC rencontre la direction, les auditeurs internes et les auditeurs indépendants pour passer en revue les états financiers consolidés et le contrôle interne à l égard de l information financière. Le CAFRC soumet ses conclusions à l examen du conseil d administration, qui approuve les états financiers consolidés avant leur diffusion auprès des actionnaires. Contrôle interne à l égard de l information financière La direction est également responsable d établir et de maintenir un contrôle interne adéquat à l égard de l information financière. Le contrôle interne à l égard de l information financière comprend des politiques et procédés qui visent à faciliter la préparation d information pertinente, fiable et opportune, à dresser des états financiers consolidés à des fins de présentation de l information financière conformément aux PCGR des États-Unis et à fournir une assurance raisonnable que les biens sont protégés. La direction a procédé à une appréciation de l efficacité du contrôle interne de la société à l égard de l information financière au 31 décembre 2013 en se fondant sur les critères établis dans le rapport intitulé Internal Control Integrated Framework (1992) publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission. Selon cette appréciation, la direction a conclu que la société maintenait un contrôle interne efficace à l égard de l information financière en date du 31 décembre PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l., cabinet d auditeurs indépendants nommés par les actionnaires de la société, effectue un examen des états financiers consolidés conformément aux normes comptables généralement reconnues du Canada et aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). («signé») («signé») Al Monaco J. Richard Bird Président et chef de la direction Vice-président de groupe et chef des finances Le 14 février

3 Rapport de l auditeur indépendant Aux actionnaires d Enbridge Inc. Nous avons effectué des audits intégrés des états financiers consolidés de 2013 et 2012 d Enbridge Inc. et de son contrôle interne à l égard de l information financière au 31 décembre 2013 et un audit de états financiers consolidés de Nos opinions, qui s appuient sur nos audits, sont présentées ci-après. Rapport sur les états financiers consolidés Nous avons effectué l audit des états financiers consolidés ci-joints d Enbridge Inc., qui comprennent les états consolidés de la situation financière aux 31 décembre 2013 et 31 décembre 2012 et les états consolidés des résultats, du résultat global, des variations des capitaux propres et des flux de trésorerie pour chacun des trois exercices compris dans la période close le 31 décembre 2013, ainsi que les notes complémentaires, lesquelles comprennent un résumé des principales méthodes comptables et d autres informations explicatives. Responsabilité de la direction pour les états financiers consolidés La direction est responsable de la préparation et de la présentation fidèle de ces états financiers consolidés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis d Amérique, ainsi que du contrôle interne qu elle considère comme nécessaire pour permettre la préparation d états financiers consolidés exempts d anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d erreurs. Responsabilité de l auditeur Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les états financiers consolidés, sur la base de nos audits. Nous avons effectué nos audits selon les normes d audit généralement reconnues du Canada et les normes établies par le Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes requièrent que nous planifiions et réalisions l audit de façon à obtenir l assurance raisonnable que les états financiers consolidés ne comportent pas d anomalies significatives. Les normes d audit généralement reconnues du Canada requièrent également que nous nous conformions aux règles de déontologie. Un audit implique la mise en œuvre de procédures en vue de recueillir des éléments probants par sondages concernant les montants et les informations fournis dans les états financiers consolidés. Le choix des procédures relève du jugement de l auditeur, et notamment de son évaluation des risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que celles-ci résultent de fraudes ou d erreurs. Dans l évaluation de ces risques, l auditeur prend en considération le contrôle interne de la société portant sur la préparation et la présentation fidèle des états financiers consolidés afin de concevoir des procédures d audit appropriées aux circonstances. Un audit comporte également l appréciation du caractère approprié des principes et des méthodes comptables retenus et du caractère raisonnable des estimations comptables faites par la direction, de même que l appréciation de la présentation d ensemble des états financiers consolidés. PricewaterhouseCoopers LLP/s.r.l./s.e.n.c.r.l Avenue SW, Suite 3100, Calgary, Alberta, Canada T2P 5L3 Tél. : , Télec. : , «PwC» s entend de PricewaterhouseCoopers LLP/s.r.l./s.e.n.c.r.l., une société à responsabilité limitée de l Ontario. 2

4 Nous estimons que les éléments probants que nous avons obtenus dans le cadre de nos audits sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion d audit sur les états financiers consolidés. Opinion À notre avis, les états financiers consolidés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une image fidèle de la situation financière d Enbridge Inc. aux 31 décembre 2013 et 31 décembre 2012, ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour chacun des trois exercices compris dans la période close le 31 décembre 2013, conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis d Amérique. Rapport sur le contrôle interne à l égard de l information financière Nous avons également audité le rapport sur le contrôle interne à l égard de l information financière d Enbridge Inc. au 31 décembre 2013 en nous fondant sur les critères établis dans le rapport «Internal Control Integrated Framework (1992)» publié par le Committee of Sponsoring Organizations (COSO) de la Treadway Commission. Responsabilité de la direction pour le contrôle interne à l égard de l information financière La direction de la société est responsable du maintien d un contrôle interne efficace à l égard de l information financière et de l appréciation qu elle fait de l efficacité du contrôle interne à l égard de l information financière, qui est incluse dans le Rapport de la direction sur le contrôle interne à l égard de l information financière ci-joint. Responsabilité de l auditeur Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur le contrôle interne de la société à l égard de l information financière en nous fondant sur notre audit. Notre audit du contrôle interne à l égard de l information financière a été effectué conformément aux normes établies par le Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes exigent que l audit soit planifié et exécuté de manière à fournir l assurance raisonnable qu un contrôle interne efficace à l égard de l information financière était maintenu, à tous les égards importants. Un audit du contrôle interne à l égard de l information financière comprend l acquisition d une compréhension du contrôle interne à l égard de l information financière, l appréciation du risque de faiblesse importante, la mise en œuvre de tests et l évaluation de l efficacité de la conception et du fonctionnement du contrôle interne, en fonction de notre appréciation du risque, ainsi que la mise en œuvre d autres procédés que nous jugeons nécessaires dans les circonstances. Nous estimons que notre audit constitue un fondement raisonnable pour l expression de notre opinion d audit sur le contrôle interne à l égard de l information financière. 3

5 Définition du contrôle interne à l égard de l information financière Le contrôle interne à l égard de l information financière d une société est le processus visant à fournir une assurance raisonnable que l information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de l information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus. Le contrôle interne à l égard de l information financière d une société s entend des politiques et procédures qui : i) concernent la tenue de comptes suffisamment détaillés qui donnent une image fidèle des opérations et des cessions d actifs de la société; ii) fournissent une assurance raisonnable que les opérations sont enregistrées comme il se doit pour établir les états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus et que les encaissements et décaissements de la société ne sont faits qu avec l autorisation de la direction et du conseil d administration de la société; iii) fournissent une assurance raisonnable que toute acquisition, utilisation ou cession non autorisée des actifs de la société qui pourrait avoir une incidence importante sur les états financiers est soit interdite, soit détectée à temps. Limites inhérentes En raison des limites qui lui sont inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l égard de l information financière ne permette pas de prévenir ou de détecter certaines inexactitudes. De plus, toute projection du résultat d une évaluation de son efficacité sur des périodes futures est exposée au risque que les contrôles deviennent inadéquats en raison de changements de situation ou que le niveau de respect des politiques ou des procédures diminue. Opinion À notre avis, Enbridge Inc. maintenait, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l égard de l information financière au 31 décembre 2013 selon les critères établis dans le rapport «Internal Control Integrated Framework (1992)» publié par le COSO. Comptables agréés Calgary (Alberta) Canada Le 14 février

6 ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS Exercices clos les 31 décembre (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) Produits d exploitation Ventes de marchandises Ventes liées à la distribution de gaz Transport et autres services Charges Coûts des marchandises Coûts liés à la distribution de gaz Exploitation et administration Amortissement Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (note 29) 362 (88) (116) Quote-part du résultat des satellites (note 12) Autres produits (charges) (note 26) (135) Charge d intérêts (note 17) (947) (841) (928) Impôts sur les bénéfices (note 24) (123) (171) (523) Bénéfice des activités poursuivies Activités abandonnées (note 10) Bénéfice (perte) des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices 6 (123) (9) (Charge) économie d impôts sur les bénéfices des activités abandonnées (2) 44 3 Bénéfice (perte) des activités abandonnées 4 (79) (6) Bénéfice avant perte extraordinaire Perte extraordinaire, déduction faite des impôts (note 6) - - (262) Bénéfice (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 135 (229) (407) Bénéfice attribuable à Enbridge Inc Dividendes sur les actions privilégiées (183) (105) (13) Bénéfice attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc Bénéfice attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. Bénéfice des activités poursuivies Bénéfice (perte) des activités abandonnées, déduction faite des impôts 4 (79) (6) Perte extraordinaire, déduction faite des impôts (note 6) - - (262) Bénéfice par action ordinaire attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. (note 20) Activités poursuivies 0,55 0,88 1,43 Activités abandonnées - (0,10) (0,01) Élément extraordinaire - - (0,35) 0,55 0,78 1,07 Bénéfice dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. (note 20) Activités poursuivies 0,55 0,87 1,40 Activités abandonnées - (0,10) (0,01) Élément extraordinaire - - (0,34) 0,55 0,77 1,05 Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. 5

7 ÉTATS CONSOLIDÉS DU RÉSULTAT GLOBAL Exercices clos les 31 décembre Bénéfice Autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie 697 (176) (582) Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures d investissement net (96) 13 (19) Autres éléments du résultat global des satellites 11 2 (17) Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées Reclassement dans le résultat des montants au titre de l amortissement des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite Gains (pertes) actuariels sur les régimes de retraite et les avantages complémentaires de retraite 114 (56) (165) Variation de l écart de conversion 710 (158) 144 Autres éléments du résultat global (330) (592) Résultat global Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (276) (165) (327) Résultat global attribuable à Enbridge Inc Dividendes sur les actions privilégiées (183) (105) (13) Résultat global attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. 6

8 ÉTATS CONSOLIDÉS DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES Exercices clos les 31 décembre (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) Actions privilégiées (note 20) Solde au début de l exercice Émission d actions privilégiées Solde à la fin de l exercice Actions ordinaires (note 20) Solde au début de l exercice Émission d actions ordinaires Régime de réinvestissement de dividendes et d achat d actions Actions émises à l exercice d options sur actions Solde à la fin de l exercice Surplus d apport Solde au début de l exercice Rémunération à base d actions Options exercées (17) (17) (7) Émission d actions autodétenues (note 12) Gains de dilution et autres gains Solde à la fin de l exercice Bénéfices non répartis Solde au début de l exercice Bénéfice attribuable à Enbridge Inc Dividendes sur les actions privilégiées (183) (105) (13) Dividendes déclarés sur les actions ordinaires (1 035) (895) (759) Dividendes versés sur la participation croisée Ajustement de la valeur de rachat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 19) (53) (197) (153) Solde à la fin de l exercice Cumul des autres éléments du résultat global (note 22) Solde au début de l exercice (1 762) (1 496) (984) Autres éléments du résultat global attribuables aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc (266) (512) Solde à la fin de l exercice (599) (1 762) (1 496) Participation croisée (note 12) Solde au début de l exercice (126) (187) (154) Émission d actions autodétenues Acquisition de satellites - - (33) Solde à la fin de l exercice (86) (126) (187) Total des capitaux propres d Enbridge Inc Participations ne donnant pas le contrôle (note 19) Solde au début de l exercice Bénéfice (perte) attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (111) Autres éléments du résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle, déduction faite des impôts Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie 166 (39) (84) Variation de l écart de conversion 223 (60) 66 Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie réalisées 4 23 (63) Reclassement dans le résultat des couvertures de flux de trésorerie non réalisées (63) (77) Résultat global attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle Distributions (468) (421) (355) Apports Gains de dilution Acquisitions (note 7) - (25) (27) Autres 6 (3) 3 Solde à la fin de l exercice Total des capitaux propres Dividendes payés par action ordinaire 1,26 1,13 0,98 Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. 7

9 .ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE Exercices clos les 31 décembre Activités d exploitation Bénéfice (Bénéfice) perte des activités abandonnées (4) 79 6 Amortissement Impôts sur les bénéfices reportés (note 24) Variation des (gains) pertes non réalisés sur les instruments dérivés, montant net (73) Excédent des distributions en trésorerie par rapport à la quote-part du bénéfice des satellites Radiation d actif réglementaire (note 6) Pertes de valeur Autres (9) Variation de l actif et du passif réglementaires (11) Variation des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements (note 29) 148 (26) (118) Variation de l actif et du passif d exploitation (note 27) (409) (660) 401 Rentrées de trésorerie liées aux activités poursuivies Rentrées (sorties) de trésorerie liées aux activités abandonnées (note 10) 8 10 (2) Activités d investissement Nouvelles immobilisations corporelles (8 235) (5 194) (3 527) Placements à long terme (1 018) (531) (1 515) Acquisition d actifs incorporels (212) (163) (154) Acquisitions, déduction faite de la trésorerie acquise (note 7) - (340) (33) Prêts à des sociétés affiliées, montant net Produit tiré de la vente de placements et d actifs nets Subvention gouvernementale Variation de la trésorerie soumise à restrictions (15) (2) (2) (9 431) (6 204) (5 079) Activités de financement Variation nette de la dette bancaire et des emprunts à court terme (350) Variation nette des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit (294) (630) Variation nette du financement du projet Southern Lights (5) (13) (62) Émissions de débentures et de billets à moyen terme Remboursements sur les débentures et les billets à moyen terme (660) (349) (234) Remboursement de dette acquise - (160) - Apports des participations ne donnant pas le contrôle Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (468) (421) (355) Apports des participations ne donnant pas le contrôle rachetables Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (72) (49) (35) Émission d actions privilégiées Émission d actions ordinaires Dividendes sur les actions privilégiées (178) (93) (7) Dividendes sur les actions ordinaires (674) (597) (530) Incidence de la conversion de la trésorerie et des équivalents libellés en devises 20 (12) 25 Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents (1 000) Trésorerie et équivalents au début de l exercice Trésorerie et équivalents à la fin de l exercice Trésorerie et équivalents liés aux activités abandonnées (20) - - Trésorerie et équivalents liés aux activités poursuivies Informations supplémentaires sur les flux de trésorerie Impôts sur les bénéfices (reçus) payés (28) Intérêts payés Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. 8

10 ÉTATS CONSOLIDÉS DE LA SITUATION FINANCIÈRE 31 décembre (en millions de dollars canadiens; nombre d actions en millions) Actif Actif à court terme Trésorerie et équivalents Trésorerie soumise à restrictions Comptes débiteurs et autres créances (note 8) Montants à recevoir de sociétés affiliées Stocks (note 9) Actifs détenus en vue de la vente (note 10) Immobilisations corporelles, montant net (note 10) Placements à long terme (note 12) Montants reportés et autres actifs (note 13) Actifs incorporels, montant net (note 14) Écart d acquisition (note 15) Impôts sur les bénéfices reportés (note 24) Passif et capitaux propres Passif à court terme Dette bancaire Emprunts à court terme (note 17) Comptes créditeurs et autres dettes (note 16) Montants à payer à des sociétés affiliées 46 - Intérêts à payer Passifs environnementaux (note 29) Partie à court terme de la dette à long terme (note 17) Passifs détenus en vue de la vente (note 10) Dette à long terme (note 17) Autres passifs à long terme (note 18) Impôts sur les bénéfices reportés (note 24) Passifs détenus en vue de la vente (note 10) Engagements et éventualités (note 29) Participations ne donnant pas le contrôle rachetables (note 19) Capitaux propres Capital-actions (note 20) Actions privilégiées Actions ordinaires (831 et 805 actions en circulation aux 31 décembre 2013 et 2012, respectivement) Surplus d apport Bénéfices non répartis Cumul des autres éléments du résultat global (note 22) (599) (1 762) Participation croisée (note 12) (86) (126) Total des capitaux propres d Enbridge Inc Participations ne donnant pas le contrôle (note 19) Les notes ci-jointes font partie intégrante des présents états financiers consolidés. Approuvé par le conseil d administration, «signé» «signé» David A. Arledge Président du conseil David A. Leslie Administrateur 9

11 NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 1. DESCRIPTION DES ACTIVITÉS EN GÉNÉRAL Enbridge Inc. («Enbridge» ou la «société») est une société cotée en bourse du secteur du transport et de la distribution d énergie. La société exerce ses activités dans les cinq secteurs d activité suivants : Oléoducs, Distribution de gaz, Gazoducs, traitement et services énergétiques, Placements à titre de promoteur et Activités non sectorielles. Ces secteurs sont les unités fonctionnelles stratégiques que la haute direction a établies dans le but de permettre à la société d atteindre ses objectifs à long terme plus facilement, d aider à la prise de décisions en matière d affectation des ressources et d évaluer le rendement de l exploitation. OLÉODUCS Le secteur Oléoducs comprend l exploitation des pipelines et de terminaux de transport public et contractuel de pétrole brut, de liquides de gaz naturel («LGN») et de produits raffinés, principalement au Canada et aux États-Unis, y compris le réseau principal au Canada, le réseau régional des sables bitumineux, le pipeline Southern Lights, le pipeline Seaway, le pipeline Spearhead, les pipelines d amenée et autres pipelines. DISTRIBUTION DE GAZ Le secteur Distribution de gaz englobe les activités des entreprises de services publics de gaz naturel de la société, dont la majeure partie est exercée par Enbridge Gas Distribution Inc. («EGD»), qui fournit des services aux clients résidentiels, commerciaux et industriels, principalement du centre et de l est de l Ontario et du nord de l État de New York. Ce secteur comprend également les activités de distribution de gaz naturel au Québec et au Nouveau-Brunswick. GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES Le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques comprend des participations dans des gazoducs, des installations de collecte et de traitement du gaz naturel et les entreprises de services énergétiques de la société, ainsi que ses installations d énergie renouvelable et de transport. Les participations de la société dans des gazoducs comprennent celles dans le tronçon américain du réseau Alliance («Alliance Pipeline US»), dans le pipeline Vector («Vector») et dans un réseau de pipelines de collecte et de transport dans le golfe du Mexique. Les participations dans des activités de traitement du gaz naturel comprennent la participation de la société dans Aux Sable, qui exerce des activités de fractionnement et d extraction du gaz naturel situées près du terminal du réseau Alliance («Alliance»). Les entreprises de services énergétiques exercent des activités de commercialisation de marchandises, des services de logistique et d approvisionnement de raffinerie et gèrent les volumes de la société ayant fait l objet d un engagement sur Alliance, Vector et d autres réseaux pipeliniers. PLACEMENTS À TITRE DE PROMOTEUR Le secteur Placements à titre de promoteur comprend la participation de 20,6 % (21,8 % en 2012) dans Enbridge Energy Partners, L.P. («EEP»), la participation de 66,7 % (66,7 % en 2012) d Enbridge dans le tronçon américain du projet Alberta Clipper par l intermédiaire d EEP et d Enbridge Energy, Limited Partnership et une participation économique totale de 67,3 % (67,7 % en 2012) dans Enbridge Income Fund (le «fonds»), participation détenue directement et indirectement par l entremise d Enbridge Income Fund Holdings Inc. («ENF»). Enbridge, par l intermédiaire de ses filiales, gère les activités courantes de ces entités. Elle est en outre chargée de rechercher et d évaluer les occasions d affaires qui se présentent à celles-ci, notamment les occasions de croissance interne et d acquisition. EEP transporte du pétrole brut et d autres hydrocarbures liquides par des pipelines de transporteurs publics et d amenée, notamment le réseau pipelinier Lakehead (le «réseau de Lakehead»), qui est la portion américaine du réseau principal d Enbridge, et transporte, collecte, transforme et commercialise du gaz naturel et des LGN. Les principales activités du fonds consistent en des activités de production d énergie renouvelable, ainsi que de transport et de stockage de pétrole brut et de liquides dans l Ouest canadien et en une participation de 50 % dans le tronçon canadien du réseau Alliance («Alliance Pipeline Canada»). 10

12 ACTIVITÉS NON SECTORIELLES Le secteur Activités non sectorielles se compose de la participation de la société dans Noverco Inc. («Noverco»), des activités d expansion de nouvelles entreprises, des placements non sectoriels à des fins générales et des frais de financement non attribués aux secteurs d activité. 2. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES Les présents états financiers consolidés ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis (les «PCGR des États-Unis»). Sauf indication contraire, les montants sont exprimés en dollars canadiens. La société adopte les PCGR des États-Unis à titre de principal référentiel d information financière depuis le 1 er janvier 2012 avec retraitement des périodes comparatives. En tant que société inscrite à la Securities and Exchange Commission («SEC»), la société est autorisée à recourir aux PCGR des États-Unis afin de remplir ses obligations d information continue au Canada et aux États-Unis. MODE DE PRÉSENTATION ET UTILISATION D ESTIMATIONS Afin de dresser les états financiers selon les PCGR des États-Unis, la direction doit faire des estimations et formuler des hypothèses qui ont une incidence sur les montants présentés au titre des actifs et des passifs, des produits et des charges ainsi que sur les informations fournies par voie de notes dans les états financiers consolidés sur les actifs et passifs éventuels. Les principales estimations et hypothèses retenues dans la préparation des états financiers consolidés portent notamment sur les éléments suivants : la valeur comptable des actifs et passifs réglementaires (note 6); les produits d exploitation non facturés (note 8); la provision pour créances douteuses (note 8); les taux d amortissement et la valeur comptable des immobilisations corporelles (note 10); les taux d amortissement des actifs incorporels (note 14); l évaluation de l écart d acquisition (note 15); l évaluation de la rémunération à base d actions (note 21); la juste valeur des instruments financiers (note 23); les provisions pour impôts sur les bénéfices (note 24); les hypothèses utilisées dans l évaluation des obligations au titre des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite («ACR») (note 25); les engagements et éventualités (note 29); la juste valeur des obligations liées à la mise hors service d immobilisations («OMHS») et l estimation des pertes liées aux obligations de remise en état (note 29). Les résultats réels pourraient différer de ces estimations. PÉRIMÈTRE DE CONSOLIDATION Les états financiers consolidés comprennent les comptes d Enbridge, ceux de ses filiales ainsi que ceux d une entité à détenteurs de droits variables («EDDV») dont la société est le principal bénéficiaire. Les états financiers consolidés comprennent également les comptes de toute société en commandite dont la société est le commandité et dont, d après tous les faits et circonstances pertinents, elle détient le contrôle. Pour certains placements sur les actifs et les passifs desquels la société conserve une participation indivise, Enbridge comptabilise sa quote-part des actifs, des passifs, des produits et des charges. Tous les comptes réciproques et transactions intersociétés importants sont éliminés à la consolidation. Les participations dans des filiales représentées par d autres parties qui ne contrôlent pas l entité sont présentées dans les états financiers consolidés à titre d activités et de soldes attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables. Les participations et les entités sur lesquelles la société exerce une influence notable sont comptabilisées à la valeur de consolidation. RÉGLEMENTATION Certaines des activités de la société sont régies par divers organismes, y compris l Office national de l énergie («ONÉ»), la Federal Energy Regulatory Commission («FERC»), l Alberta Energy Regulator, la Commission de l énergie et des services publics du Nouveau-Brunswick («CÉSP») et la Commission de l énergie de l Ontario («CÉO»). Les organismes de réglementation régissent divers aspects, notamment la construction, la tarification et les pratiques de tarification sous-jacentes ainsi que les ententes de tarification avec les clients. L incidence économique des mesures prises par un organisme de réglementation donné devant être prise en compte, il se peut que le moment choisi pour constater certains produits et certaines charges dans le cadre de ces activités diffère de celui qui aurait autrement 11

13 été prévu en vertu des PCGR des États-Unis pour des entités exerçant des activités à tarifs non réglementés. Les actifs réglementaires correspondent aux montants que la société compte recouvrer, au moyen des tarifs, auprès des clients au cours de périodes futures. Les passifs réglementaires correspondent aux montants que la société compte rembourser, au moyen des tarifs, aux clients au cours de périodes futures. Les actifs réglementaires à long terme sont inscrits au poste «Montants reportés et autres actifs» et les actifs réglementaires à court terme, au poste «Comptes débiteurs et autres créances». Les passifs réglementaires à long terme sont inscrits au poste «Autres passifs à long terme» et les passifs réglementaires à court terme, au poste «Comptes créditeurs et autres dettes». Si la société prend connaissance d un événement indiquant une perte de valeur éventuelle, les actifs réglementaires font l objet d un test de dépréciation. La comptabilisation des actifs et des passifs réglementaires est fondée sur les mesures prises ou devant être prises par l organisme de réglementation. Le moment et le montant du recouvrement ou du règlement des soldes réglementaires peuvent différer sensiblement de ceux qui sont enregistrés si les mesures prises par l organisme de réglementation diffèrent de celles auxquelles la société s attend. En l absence de réglementation tarifaire, la société ne comptabiliserait pas, en règle générale, d actifs ou de passifs réglementaires. L incidence sur le résultat devrait être comptabilisée dans l exercice au cours duquel les charges sont engagées ou les produits sont gagnés. Un actif ou un passif réglementaire est comptabilisé au titre des impôts reportés lorsque l on s attend à ce que les montants soient recouvrés ou réglés par le biais de taux futurs approuvés par les organismes de réglementation. La provision pour les fonds utilisés pendant la construction est prise en compte dans le coût des immobilisations corporelles, et elle est amortie sur les périodes futures comme partie intégrante du coût total de l actif correspondant. Cette provision comprend une composante intérêts et, si l organisme de réglementation l approuve, une composante liée au coût des capitaux propres, lesquelles sont toutes deux capitalisées en fonction des taux établis par entente réglementaire. En l absence d une réglementation tarifaire, la société capitaliserait la composante intérêts à un taux de capitalisation fondé sur son coût d emprunt, alors que la composante capitaux propres capitalisés, les résultats connexes établis pour la période de construction et l amortissement ultérieur ne seraient pas comptabilisés. Dans le cas de certaines activités réglementées visées par les indications des PCGR des États-Unis portant sur les programmes d application progressive des tarifs, les taux d amortissement négociés recouvrés par le biais des droits de transport peuvent être inférieurs à la charge d amortissement calculée conformément aux PCGR des États-Unis pendant les premières années des contrats à long terme mais recouvrée au cours de périodes ultérieures lorsque les droits excèdent l amortissement. La charge d amortissement sur de tels actifs est comptabilisée conformément aux PCGR des États-Unis et aucun actif réglementaire reporté n est constaté (note 4). Sur approbation de l organisme de réglementation, EGD et certaines entreprises de distribution capitalisent un pourcentage de certaines charges d exploitation. Ces entreprises sont autorisées à amortir ces coûts capitalisés et à obtenir un rendement sur la valeur comptable nette de ces coûts capitalisés pour les exercices futurs. Si les mesures prises par l organisme de réglementation diffèrent des attentes de la société, le moment et le montant du recouvrement ou du règlement des coûts capitalisés pourraient différer sensiblement de ceux qui ont été comptabilisés. En l absence de réglementation tarifaire, ces coûts pourraient être imputés en partie aux résultats de l exercice. CONSTATATION DES PRODUITS D EXPLOITATION Les produits d exploitation des secteurs non réglementés sont inscrits lorsque les produits ont été livrés ou les services fournis, que le montant des produits d exploitation peut être évalué de façon fiable et que le recouvrement est raisonnablement assuré. La solvabilité des clients est évaluée avant la signature du contrat et pendant toute la durée du contrat. Certains produits d exploitation du secteur Oléoducs sont constatés conformément aux modalités de contrats de livraison plutôt que selon les droits encaissés. Les contrats d expédition ferme à long terme, aux termes desquels les expéditeurs sont tenus de payer des montants fixes proportionnels sur la durée du contrat, peu importe les volumes expédiés, peuvent être assortis de droits de rattrapage. Les expéditeurs accumulent des droits de rattrapage lorsque les engagements minimaux quant au volume ne sont pas utilisés au cours de la période visée, mais dans 12

14 certaines circonstances, ils peuvent servir à annuler des excédents au cours de périodes futures, sous réserve des périodes d échéance. La société comptabilise les produits associés aux droits de rattrapage à la première des dates suivantes : lorsque le volume de rattrapage est expédié, lorsque les droits de rattrapage expirent ou lorsqu il est établi que la probabilité que l expéditeur utilise les droits de rattrapage est faible. Quant aux secteurs à tarifs réglementés, les produits d exploitation sont constatés conformément aux ententes sous-jacentes approuvées par les organismes de réglementation. Depuis le 1 er juillet 2011, les résultats du réseau principal au Canada (hormis les canalisations 8 et 9) sont régis par l entente de tarification concurrentielle («ETC»), selon laquelle les produits d exploitation sont comptabilisés lorsque les services sont fournis. À cette date, la société a abandonné l application prospective de la comptabilisation des tarifs réglementés pour ces actifs, sauf pour ce qui est des impôts exigibles, visés par une ordonnance tarifaire particulière. En ce qui concerne les activités à tarifs réglementés des entreprises de services publics du secteur Distribution de gaz, les produits d exploitation sont constatés conformément à la structure tarifaire sousjacente décrétée par l organisme de réglementation. Les produits d exploitation tirés des services publics de distribution de gaz sont comptabilisés d après les relevés réguliers des compteurs et selon l estimation qui est faite de la consommation des clients entre leur dernier relevé des compteurs et la fin de la période. Les estimations se fondent sur les antécédents de consommation et le nombre de degrés-jours de chauffage atteint. Le nombre de degrés-jours de chauffage est une mesure du froid et constitue une indication des volumes de gaz naturel nécessaires pour le chauffage dans la zone visée par la franchise de distribution de la société. En ce qui concerne les activités liées au gaz naturel et à la commercialisation, une estimation des produits d exploitation et des coûts des marchandises pour le mois de décembre est incluse dans les états consolidés des résultats de chaque exercice d après les meilleures données disponibles sur les volumes et les prix des marchandises livrées et reçues. INSTRUMENTS DÉRIVÉS ET COUVERTURE Instruments dérivés non admissibles Les instruments dérivés non admissibles sont principalement utilisés à titre de couverture économique de l exposition des résultats aux fluctuations des taux de change, des taux d intérêt et des prix des marchandises. Ils sont évalués à la juste valeur, et les variations de la juste valeur sont comptabilisées à l état des résultats dans les produits tirés du transport et des autres services, dans les coûts des marchandises, dans les charges d exploitation et d administration, dans les autres produits (charges) et dans les charges d intérêts. Instruments dérivés désignés comme éléments constitutifs d une relation de couverture admissible La société a recours à des instruments financiers dérivés pour atténuer son exposition à des variations du prix des marchandises, des taux de change, des taux d intérêt et de certains frais de rémunération liée au cours de son action. La comptabilité de couverture est facultative. Pour l appliquer, la société doit documenter les relations de couverture et vérifier régulièrement si les éléments de couverture sont efficaces pour compenser les variations de la juste valeur ou des flux de trésorerie des éléments couverts sous-jacents. La société présente l incidence des éléments de couverture sur le résultat avec les opérations de couverture. Les instruments dérivés désignés comme éléments constitutifs d une relation de couverture admissible sont classés comme couvertures de flux de trésorerie, couvertures de juste valeur et couvertures d investissement net. Couvertures de flux de trésorerie La société a recours à des couvertures de flux de trésorerie pour gérer son exposition à des variations du prix des marchandises, des taux de change, des taux d intérêt et de certains frais de rémunération liée au cours de son action. La partie efficace des variations de la juste valeur des instruments de couverture de flux de trésorerie est inscrite dans les autres éléments du résultat global, puis reclassée dans l état des résultats lorsque l élément couvert a une incidence sur le résultat. Toute partie inefficace des couvertures est portée au résultat de la période. 13

15 Si un instrument dérivé désigné comme couverture de flux de trésorerie cesse d être efficace ou s il est liquidé, la comptabilité de couverture prend fin, et les gains ou pertes à cette date sont reportés dans les autres éléments du résultat global et sont comptabilisés en même temps que l opération connexe. S il devient improbable qu une opération prévue couverte se réalise, les gains ou pertes sont immédiatement comptabilisés en résultat. Les gains ou pertes ultérieurs attribuables à des instruments dérivés à l égard desquels la société a cessé d appliquer la comptabilité de couverture sont portés aux résultats de la période au cours de laquelle ils surviennent. Couvertures de juste valeur La société peut avoir recours à des couvertures de juste valeur pour couvrir ses positions à l égard des marchandises ou couvrir la juste valeur d instruments de créance. Les variations de la juste valeur d instruments de couverture sont portées aux résultats avec celles de la juste valeur des actifs ou passifs ainsi couverts et désignés comme faisant partie intégrante de la relation de couverture. Si une couverture de juste valeur est abandonnée ou cesse d être efficace, l actif ou le passif couvert qui, autrement, devrait être comptabilisé au coût ou au coût après amortissement, cesse d être mesuré à la juste valeur, et l ajustement cumulatif (en fonction de la juste valeur) de la valeur comptable de l élément couvert est comptabilisé dans les résultats sur la durée de vie restante de cet élément. La société n avait pas de couverture de juste valeur aux 31 décembre 2013 et Couvertures d investissement net La société a recours à des couvertures d investissement net pour gérer son exposition à des variations de la valeur comptable des placements dans des établissements étrangers libellés en dollars américains. La partie efficace des variations de la juste valeur de l instrument de couverture est inscrite dans les autres éléments du résultat global. Toute partie inefficace est portée aux résultats de la période. Les montants comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat global sont portés aux résultats lorsqu il y a réduction du placement net couvert par suite de la cession d un établissement étranger. Classement des instruments dérivés La société inscrit aux états consolidés de la situation financière la juste valeur de marché des instruments dérivés dans l actif ou le passif à court terme ou à long terme, selon le moment où ces instruments sont réglés et où les flux de trésorerie connexes sont générés. La part de la juste valeur liée aux flux de trésorerie générés après plus d un an est classée dans les éléments à long terme. Les rentrées et les sorties de trésorerie liées à des instruments dérivés sont classées en tant qu activités d exploitation dans les états consolidés des flux de trésorerie. Compensation au bilan Les actifs et passifs découlant d instruments dérivés peuvent être compensés aux états consolidés de la situation financière lorsque la société a le droit juridique exécutoire de compensation ou qu elle a l intention de procéder au règlement de ces instruments pour le montant net. Coûts de transactions Les coûts de transactions sont des coûts supplémentaires directement liés à l acquisition d un actif financier ou à l émission d un passif financier. La société engage des coûts de transactions principalement à l émission de titres de créance et les classe dans les montants reportés et autres actifs. Ces coûts sont amortis selon la méthode de l intérêt effectif sur la durée de la dette connexe. PARTICIPATIONS DANS DES SATELLITES Les participations dans des satellites sur lesquelles la société exerce une influence notable mais qui ne lui donnent pas le contrôle sont comptabilisées selon la méthode de la comptabilisation à la valeur de consolidation. Les participations dans des satellites sont évaluées initialement au coût ajusté pour tenir compte de la quote-part de la société dans les bénéfices non répartis ou la perte des satellites. Les participations dans des satellites sont augmentées du montant des apports aux satellites et diminuées du montant des distributions reçues des satellites. Dans la mesure où un satellite entreprend des mesures qui sont nécessaires pour amorcer les principales activités prévues, la société inscrit à l actif le coût financier de sa participation pour la période. 14

16 AUTRES PLACEMENTS Généralement, la société classe dans les autres placements ses placements dans des entités sur lesquelles elle n exerce pas une influence notable et qui ne sont pas négociés sur un marché. Ces autres placements sont comptabilisés au coût. Les actifs financiers compris dans cette catégorie sont initialement comptabilisés à la juste valeur, et ne sont pas réévalués ultérieurement. Tout placement qui est négocié sur un marché actif est classé dans les placements disponibles à la vente et évalué à la juste valeur par le biais des autres éléments du résultat global. Les dividendes reçus au titre des placements comptabilisés au coût sont constatés dans l état des résultats lorsque le droit de recevoir le paiement est établi. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE Les participations ne donnant pas le contrôle représentent les participations attribuables à des tiers dans certaines filiales consolidées, sociétés en commandite et EDDV. La participation que la société ne détient pas est présentée comme participation ne donnant pas le contrôle sous la rubrique «Capitaux propres» des états consolidés de la situation financière, et les participations ne donnant pas le contrôle rachetables sont présentées aux états consolidés de la situation financière entre le passif à long terme et les capitaux propres. Les porteurs de participations ne donnant pas le contrôle du fonds ont l option de faire racheter leurs parts de fiducie du fonds contre de la trésorerie, sous réserve de certaines limites. Les participations ne donnant pas le contrôle rachetables sont comptabilisées à la valeur de rachat maximale des parts de fiducie détenues par des tiers, établie en fonction du prix de marché des actions ordinaires d ENF. Chaque trimestre, les variations de la valeur de rachat estimative sont débitées ou créditées aux bénéfices non répartis. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES La société utilise la méthode axée sur le bilan. Les actifs et passifs d impôts reportés sont calculés en tenant compte des écarts temporaires entre la valeur fiscale et la valeur comptable des actifs et des passifs. Selon cette méthode, les actifs et passifs d impôts reportés sont mesurés au taux d imposition censé s appliquer au moment de la résorption des écarts. Les intérêts et les pénalités d ordre fiscal sont pris en compte dans les impôts sur les bénéfices. OPÉRATIONS EN DEVISES ET CONVERSION DES DEVISES Les opérations en devises désignent les opérations dont les montants sont libellés dans une monnaie autre que celle du principal environnement économique dans lequel évolue la société ou une filiale présentant l information financière, monnaie qu on appelle la monnaie fonctionnelle. Les opérations libellées en devises sont converties dans la monnaie fonctionnelle au taux de change en vigueur à la date de l opération. Les actifs et passifs monétaires libellés en devises sont convertis dans la monnaie fonctionnelle au taux de change en vigueur à la date du bilan. Les gains et pertes de change découlant de la conversion des actifs et passifs monétaires sont comptabilisés dans les états consolidés des résultats de la période au cours de laquelle ils surviennent. Les gains et pertes de change découlant de la conversion des monnaies fonctionnelles des établissements étrangers dans la monnaie de présentation de la société, soit le dollar canadien, sont portés à l écart de conversion dans le cumul des autres éléments du résultat global et sont comptabilisés en résultat après la vente de l établissement étranger. Les actifs et les passifs sont convertis au taux de change en vigueur à la date du bilan, et les produits et les charges le sont aux taux de change mensuels moyens. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS La trésorerie et les équivalents comprennent les placements à court terme dont l échéance à l achat est d au plus trois mois. TRÉSORERIE SOUMISE À RESTRICTIONS La trésorerie et les équivalents qui, conformément à des ententes avec des clients, sont soumis à des restrictions en ce qui concerne les prélèvements ou l usage sont présentés dans le compte «Trésorerie soumise à restrictions» aux états consolidés de la situation financière. 15

17 PRÊTS ET CRÉANCES Les billets à long terme à recevoir de sociétés affiliées sont évalués au coût après amortissement, établi selon la méthode du taux d intérêt effectif, déduction faite de toute perte de valeur comptabilisée. Les comptes débiteurs et autres créances sont évalués au coût. PROVISION POUR CRÉANCES DOUTEUSES La provision pour créances douteuses est déterminée d après l historique de recouvrement. Lorsque la société considère qu il est improbable que d autres mesures de recouvrement se révèlent fructueuses, la provision pour créances douteuses est imputée aux comptes débiteurs irrécouvrables. STOCKS Les stocks comprennent du gaz naturel en stockage détenu par EGD et du pétrole brut et du gaz naturel détenus essentiellement par des entreprises de services énergétiques. Le gaz naturel en stockage détenu par EGD est inscrit aux prix trimestriels approuvés par la CÉO dans le cadre de la détermination des tarifs de distribution. Le coût réel du gaz acheté peut différer du prix approuvé par la CÉO. La différence entre le prix approuvé et le coût réel du gaz acheté est reportée en tant que passif devant faire l objet d un remboursement futur ou en tant qu actif visé par un recouvrement, selon les modalités approuvées par la CÉO. Le stock des autres marchandises est comptabilisé au coût, déterminé selon la méthode du coût moyen pondéré, ou à la valeur de marché si celle-ci est inférieure. À leur sortie, les autres marchandises sont comptabilisées dans le compte «Coûts des marchandises» aux états consolidés des résultats, en fonction du coût moyen pondéré des stocks, compte tenu de tout ajustement comptabilisé afin de ramener les stocks à leur valeur de marché. IMMOBILISATIONS CORPORELLES Les immobilisations sont comptabilisées au coût historique. Les dépenses se rapportant aux projets de construction et d expansion, aux grands travaux de rénovation et aux améliorations sont capitalisées. Les frais d entretien et de réparation sont passés en charges à mesure qu ils sont engagés. Les dépenses se rapportant au développement d un projet sont capitalisées si elles sont censées rapporter un avantage futur. La société capitalise les intérêts engagés pendant la construction d actifs à tarifs non réglementés. Pour les actifs à tarifs réglementés, la provision pour les fonds utilisés pendant la construction est portée au coût des immobilisations corporelles et amortie sur les périodes futures comme une composante du coût total de l actif en question. La provision pour les fonds utilisés pendant la construction comprend une composante intérêts et, si elle est approuvée par l organisme de réglementation, une composante coût des capitaux propres. La société utilise deux méthodes d amortissement principales. L amortissement des actifs distincts est généralement calculé selon la méthode de l amortissement linéaire sur la durée de vie utile estimative de ces actifs dès leur mise en service. Pour les groupes d actifs fortement homogènes dont la durée de vie utile est comparable, la méthode de comptabilisation de mise en commun des immobilisations corporelles est appliquée, selon laquelle les actifs similaires sont regroupés et amortis comme un seul groupe. Lorsque ces actifs sont mis hors service ou autrement cédés, les gains et les pertes ne sont pas pris en compte dans les résultats, mais ils sont comptabilisés à titre d ajustement de l amortissement cumulé. MONTANTS REPORTÉS ET AUTRES ACTIFS Les montants reportés et autres actifs comprennent principalement les coûts dont le recouvrement au moyen de tarifs futurs a été ou sera probablement autorisé par les organismes de réglementation. Ces coûts comprennent les impôts reportés, les créances en vertu de contrats de livraison à long terme, les instruments financiers dérivés et les frais de financement reportés. Les frais de financement reportés sont amortis selon la méthode du taux d intérêt effectif sur la durée de la dette connexe et sont comptabilisés dans la charge d intérêts. ACTIFS INCORPORELS Les actifs incorporels sont principalement constitués des contrats de transport ou d achat d électricité à long terme, d occasions d approvisionnement liées au gaz naturel et de certains coûts liés aux logiciels. Les occasions d approvisionnement liées au gaz naturel sont des occasions de croissance, identifiées lors de l acquisition, que recèlent les zones productives de gaz où se trouvent certains des gazoducs d EEP. La société inscrit à l actif les coûts engagés au stade du développement des applications des 16

18 projets logiciels à usage interne. Les actifs incorporels sont amortis selon la méthode de l amortissement linéaire sur leur durée prévue, à partir du moment où ces actifs sont prêts à être utilisés. ÉCART D ACQUISITION Dans le cadre d une acquisition d entreprise, l écart d acquisition correspond à l excédent du coût d acquisition sur la juste valeur des actifs nets identifiables acquis. La valeur comptable de l écart d acquisition, qui n est pas amortie, fait l objet d un test de dépréciation annuellement, ou plus souvent s il survient des événements ou des changements de circonstances qui indiquent que la valeur comptable de l écart d acquisition peut s être dépréciée. Pour les besoins des tests de dépréciation, les unités d exploitation correspondent aux entreprises faisant partie d un secteur d exploitation. La société a l option d évaluer en premier lieu des facteurs qualitatifs pour déterminer s il y a lieu de soumettre l écart d acquisition au test de dépréciation en deux étapes. Si ce test est réalisé, la première étape consiste à déterminer la juste valeur des unités d exploitation de la société, y compris l écart d acquisition, et à comparer ces justes valeurs à la valeur comptable de chaque unité d exploitation. Si la valeur comptable d une unité d exploitation, y compris l écart d acquisition qui lui est attribué, dépasse sa juste valeur, la perte de valeur de l écart d acquisition correspond à l excédent de la valeur comptable de l écart d acquisition attribué à l unité d exploitation sur la juste valeur implicite de l écart d acquisition, compte tenu de la juste valeur des actifs et des passifs de l unité d exploitation. DÉPRÉCIATION La société examine la valeur comptable de ses actifs à long terme lorsque des événements ou des changements de circonstances le justifient. S il est établi que la valeur comptable d un actif dépasse les flux de trésorerie non actualisés prévus, elle est ramenée à la juste valeur. En ce qui a trait aux placements dans des titres de créance et des titres de participation, la société détermine à la date du bilan si des éléments probants objectifs indiquent qu un actif financier a subi une dépréciation. Pour ce faire, elle effectue une analyse quantitative et qualitative des facteurs qui influent sur son investissement. Lorsque les éléments probants indiquent une dépréciation, la société évalue en interne les flux de trésorerie actualisés prévus au moyen de données observables sur le marché et détermine si la perte de valeur est durable. Le cas échéant, une perte de valeur est comptabilisée dans les résultats, une réduction compensatoire étant imputée à la valeur comptable de l actif. En ce qui a trait aux autres actifs financiers, la société les soumet à un test de dépréciation lorsque le recouvrement en temps opportun n est plus raisonnablement assuré. Lorsqu un élément probant indique une dépréciation, la société ramène la valeur de l actif financier à sa valeur de réalisation estimative, établie selon la valeur actualisée des flux de trésorerie futurs prévus. OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE D IMMOBILISATIONS Les OMHS qui ont trait à la mise hors service d actifs à long terme sont évaluées à la juste valeur et comptabilisées dans les autres passifs à long terme dans la période au cours de laquelle ils peuvent être déterminés raisonnablement. La juste valeur avoisine le coût qu un tiers facturerait pour exécuter les tâches nécessaires à la mise hors service de ces immobilisations. Les OMHS sont ajoutées à la valeur comptable de l immobilisation connexe et amorties sur la durée de vie utile de l immobilisation. Le passif connexe augmente en raison de l écoulement du temps, un montant correspondant à l augmentation étant passé en charges, et ce passif diminue en fonction des frais réellement engagés pour le démantèlement et la remise en état des lieux. Les estimations des coûts de mise hors service de la société peuvent varier à la suite de changements apportés aux estimations de coûts et aux exigences réglementaires. Pour la majorité des actifs de la société, il n est pas possible de faire une estimation raisonnable des OMHS, le calendrier et l ampleur de la mise hors service des immobilisations ne pouvant être déterminés. PRESTATIONS DE RETRAITE ET AVANTAGES COMPLÉMENTAIRES DE RETRAITE La société offre des régimes de retraite à prestations déterminées et à cotisations déterminées. Le coût des régimes de retraite à prestations déterminées est établi au moyen de méthodes actuarielles, et les régimes sont capitalisés par les cotisations, lesquelles sont établies selon la méthode de répartition 17

19 des prestations, qui tient compte des hypothèses les plus probables formulées par la direction quant à l évolution future des niveaux de salaire, à l augmentation d autres coûts, à l âge de départ à la retraite des salariés et à d autres facteurs actuariels, notamment les taux d actualisation et de mortalité. Pour les régimes de retraite offerts par les secteurs Oléoducs et Distribution de gaz (collectivement, les «régimes canadiens»), en 2013, la société a adopté de nouvelles hypothèses sur les taux de mortalité pour l évaluation de l obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre En effet, elle est passée des tables de mortalité publiées par le passé par l Institut canadien des actuaires aux tables de mortalité révisées proposées. La société détermine les taux d actualisation en fonction des taux des obligations à long terme de qualité supérieure de sociétés dont les échéances correspondent plus au moins au calendrier des paiements futurs prévus aux termes de chacun des régimes de la société. Durant l exercice clos le 31 décembre 2012, la société a raffiné sa méthode de détermination des taux d actualisation de ses régimes canadiens, et plus particulièrement, en améliorant sa façon d estimer les écarts entre les taux applicables aux obligations à long terme. La charge de retraite est passée en résultat et comprend les éléments suivants : le coût des prestations de retraite pour services rendus au cours de l exercice par les salariés; l amortissement du coût des services passés et des modifications des régimes selon la méthode de l amortissement linéaire, sur la durée résiduelle moyenne prévue de service du groupe de salariés actifs qui participent aux régimes; le coût financier des obligations au titre des régimes de retraite; le rendement prévu de l actif des caisses de retraite; l amortissement de l excédent des gains et pertes actuariels nets cumulatifs non comptabilisés sur 10 % du plus élevé des obligations au titre des prestations constituées ou de la juste valeur de l actif des régimes, sur la durée résiduelle moyenne prévue de service du groupe de salariés actifs qui participent aux régimes. Les gains et pertes actuariels découlent de la différence entre le taux de rendement réel et le taux de rendement prévu des actifs du régime pour la période ou des changements apportés aux hypothèses actuarielles utilisées pour évaluer l obligation au titre des prestations constituées, notamment les taux d actualisation, les changements du nombre des effectifs ou l indexation des salaires compte tenu de l inflation. Les actifs des régimes de retraite sont évalués à la juste valeur. Le rendement prévu des actifs des régimes est déterminé au moyen de valeurs liées au marché et d hypothèses concernant la composition des portefeuilles de placement de ces régimes. Les valeurs liées au marché correspondent au rendement estimatif des placements selon les moyennes historiques à long terme pour des actifs similaires. Les cotisations de la société aux régimes à cotisations déterminées sont passées en charges lorsqu elles sont versées. En plus de rentes de retraite, la société offre des ACR, y compris un régime collectif d assurance médicale et d assurance-vie aux retraités admissibles, à leur conjoint et à leurs personnes à charge admissibles. Le coût de ces avantages est comptabilisé pendant les années de service des salariés. La situation de surcapitalisation ou de sous-capitalisation de régimes de retraite à prestations déterminées ou d ACR est comptabilisée aux postes «Montants reportés et autres actifs» ou «Autres passifs à long terme», respectivement, dans les états consolidés de la situation financière. La situation de capitalisation d un régime correspond à la différence entre la juste valeur des actifs du régime et l obligation au titre des prestations projetées du régime. Tout gain ou perte actuariel non comptabilisé et tout coût des services passés ou crédit dégagé au cours de la période sont comptabilisés dans les autres éléments du résultat global, déduction faite des impôts. Certaines des entreprises de services publics réglementées de la société prévoient recouvrer leurs charges de retraite par le biais des tarifs futurs et, par conséquent, ont inscrit un actif réglementaire correspondant dans la mesure où un tel recouvrement est présumé probable. Pour les exercices ouverts avant 2012, aucun actif réglementaire lié à l obligation au titre des ACR d EGD n avait été inscrit, étant donné que le recouvrement des coûts par le biais des tarifs n était pas probable. À compter de 2012, conformément à une ordonnance tarifaire particulière permettant à EGD de recouvrer des coûts liés aux ACR établis selon la méthode de la comptabilité d exercice par le biais des tarifs, un actif réglementaire 18

20 correspondant a été comptabilisé. En l absence d une réglementation tarifaire, les soldes réglementaires ne seraient pas comptabilisés, et les coûts de retraite et des ACR seraient passés en résultat et dans les autres éléments du résultat global selon la méthode de la comptabilité d exercice. RÉMUNÉRATION À BASE D ACTIONS Les options d achat d actions incitatives («OAAI») attribuées sont inscrites à la juste valeur. Selon la méthode de la juste valeur, la charge de rémunération est évaluée à la date de l attribution en fonction de la juste valeur des OAAI attribuées qui est calculée selon la méthode de Black-Scholes-Merton et est comptabilisée selon la méthode de l amortissement linéaire sur la période d acquisition des droits ou sur la période devant s écouler jusqu à l admissibilité à la retraite anticipée, selon la plus courte des deux, et un montant correspondant est porté au crédit du surplus d apport. Ce montant est ensuite viré au capitalactions à l exercice des options. Les options d achat d actions fondées sur le rendement («OAAR») attribuées sont comptabilisées selon la méthode de la juste valeur. Selon cette méthode, la charge de rémunération est évaluée à la date d attribution en fonction de la juste valeur des OAAR attribuées qui est calculée selon le modèle d évaluation de l option barrière de Bloomberg et comptabilisée sur la période d acquisition des droits, un montant correspondant étant porté au crédit du surplus d apport. Les options peuvent être exercées lorsque les cibles de rendement et les exigences relatives au délai d acquisition des droits sont atteintes. Les soldes du surplus d apport sont virés au capital-actions à l exercice des options. Les droits rattachés aux unités d actions fondées sur le rendement («UAFR») et aux unités d actions restreintes («UAR») sont réglés en trésorerie, ce passif étant réévalué à chaque période. Les droits visant les UAFR sont acquis après trois ans et ceux des UAR le sont après 35 mois. Pendant le délai d acquisition, une charge de rémunération est comptabilisée en fonction du nombre d unités en cours et du cours des actions de la société, et un montant compensatoire est porté aux comptes créditeurs et autres dettes ou aux autres passifs à long terme. La valeur des UAFR dépend aussi du rendement de la société par rapport à des cibles de rendement établies dans le cadre du régime. ENGAGEMENTS, ÉVENTUALITÉS ET PASSIFS ENVIRONNEMENTAUX La société passe en charges ou inscrit à l actif, selon le cas, les dépenses engagées au titre de la conformité à la réglementation en matière environnementale se rapportant à ses activités passées ou actuelles. La société passe en charges les coûts engagés au titre des mesures de décontamination prises à l égard des dommages environnementaux causés par ses activités passées qui ne profitent pas à des périodes futures en prévenant ou en éliminant la contamination ultérieure. La société comptabilise des passifs au titre des questions environnementales lorsque des évaluations indiquent que les mesures correctives sont probables et que les coûts peuvent faire l objet d une estimation raisonnable. Les estimations relatives aux passifs environnementaux se fondent sur les données disponibles, les technologies existantes et les lois et règlements en vigueur actuellement, et tiennent compte des effets probables de l inflation et d autres facteurs. Ces montants tiennent également compte de l expérience en matière de décontamination des sites, de l expérience d autres sociétés en matière de nettoyage et des données publiées par des organismes publics. Les estimations de la société pourraient être modifiées au cours des périodes futures en fonction des coûts réels ou de nouvelles informations, et elles sont inscrites à leur valeur non actualisée aux postes «Passifs environnementaux» et «Autres passifs à long terme» des états consolidés de la situation financière. La possibilité d engager des frais supplémentaires liés aux passifs environnementaux existe toujours compte tenu des écarts de l une ou de l ensemble des catégories décrites précédemment, notamment en raison de la modification ou de la mise à jour des exigences des organismes de réglementation ou en raison des amendes et des pénalités ainsi que des dépenses associés aux litiges et au règlement des demandes d indemnisation. La société évalue les recouvrements au titre de la couverture d assurance séparément du passif et, lorsqu un recouvrement est probable, elle comptabilise et présente un actif séparément du passif connexe dans les états consolidés de la situation financière. Des passifs sont comptabilisés au titre d autres engagements et éventualités lorsque, après avoir analysé entièrement les informations auxquelles elle a accès, la société détermine soit qu un actif s est probablement déprécié, soit qu un passif a probablement été engagé, et que le montant de la perte de valeur ou de la perte peut faire l objet d une estimation raisonnable. Lorsqu une fourchette de pertes 19

21 probables peut être estimée, la société comptabilise le montant le plus probable; si aucun montant n est plus probable que les autres, la société comptabilise le montant minimum de la fourchette des pertes probables. La société passe en charges les frais juridiques liés aux pertes éventuelles à mesure que ces coûts sont engagés. 3. MODIFICATIONS DE CONVENTIONS COMPTABLES ADOPTION DE NOUVELLES NORMES Compensation au bilan Le 1 er janvier 2013, la société a adopté l Accounting Standards Update («ASU») et l ASU , qui exigent des informations supplémentaires au sujet de l incidence réelle ou éventuelle des accords de compensation sur la situation financière d une entité. Puisque l adoption de ces mises à jour n a eu d incidence que sur la présentation de l information, le bilan consolidé de la société n a pas changé, ni pour la période à l étude, ni pour les périodes antérieures. Cumul des autres éléments du résultat global Le 1 er janvier 2013, la société a adopté l ASU , qui exige la présentation d informations accrues au sujet des montants sortis du cumul des autres éléments du résultat global. Puisque l adoption de cette mise à jour n a eu d incidence que sur la présentation de l information, les états financiers consolidés de la société n ont pas changé, ni pour la période à l étude, ni pour les périodes antérieures. Présentation des économies d impôts non constatées Le 31 décembre 2013, la société a décidé d adopter par anticipation l ASU , qui exige la présentation des économies d impôts non constatées en réduction d un actif fiscal reporté pour le report prospectif d une perte d exploitation nette sauf en présence de certaines conditions. L adoption de cette mise à jour n a pas eu d incidence importante sur les états financiers consolidés, ni pour la période à l étude, ni pour les périodes antérieures. FUTURES MODIFICATIONS AUX CONVENTIONS COMPTABLES Obligations découlant d accords de responsabilité conjointe et solidaire L ASU , publiée en février 2013, présente des recommandations au sujet de l évaluation et de la présentation des obligations découlant d accords de responsabilité conjointe et solidaire pour lesquels le montant de l obligation est déterminé à la date du bilan. L adoption de cette prise de position ne devrait pas avoir une incidence importante sur les états financiers consolidés de la société. Cette mise à jour s applique rétroactivement aux exercices et aux périodes intermédiaires ouverts après le 15 décembre Comptabilisation par la société mère des écarts de conversion cumulés L ASU , publiée en mars 2013, présente des recommandations au sujet du moment de l affectation des écarts de conversion au bénéfice net en cas de cession ou de changement de propriété quant à un placement dans une entité étrangère ou une entreprise faisant partie d une entité étrangère. L adoption de cette prise de position ne devrait pas avoir une incidence importante sur les états financiers consolidés de la société. Cette mise à jour s applique prospectivement aux exercices et aux périodes intermédiaires ouverts après le 15 décembre

22 4. RÉVISION DES ÉTATS FINANCIERS DE PÉRIODES ANTÉRIEURES Dans le cadre de la préparation des états financiers consolidés de la société pour le trimestre clos le 31 mars 2013, une erreur a été relevée dans la manière dont la société a comptabilisé les actifs réglementaires reportés relativement à l écart entre la charge d amortissement calculée conformément aux PCGR des États-Unis et les taux d amortissement convenus recouvrés dans les droits de transport pour certaines de ses activités à tarifs réglementés. De plus, dans la mesure où l actif réglementaire reporté a donné lieu à des écarts temporaires, un actif réglementaire de compensation au titre des impôts sur les bénéfices reportés a également été constaté. Au cours du trimestre clos le 30 septembre 2013, la société a remarqué que certaines opérations intersociétés de vente et d achat de marchandises au sein des services énergétiques n avaient pas été éliminées correctement à la consolidation. Cette question de présentation n a pas eu d incidence sur la marge, le bénéfice ni les flux de trésorerie des périodes antérieures. Conformément aux directives de l Accounting Standards Codification («ASC») (Staff Accounting Bulletin n o 99 de la SEC, intitulé Materiality), la société a évalué l importance relative de ces erreurs et a conclu qu elles n ont pas eu d incidence importante sur les états financiers consolidés publiés antérieurement de la société. Conformément aux directives de l ASC (Staff Accounting Bulletin n o 108 de la SEC, intitulé Considering the Effects of Prior Year Misstatements when Quantifying Misstatements in Current Year Financial Statements), la société a révisé ses états financiers consolidés comparatifs et corrigé l incidence de cette question. Ce redressement hors trésorerie n influe aucunement sur les flux de trésorerie des périodes antérieures. Les tableaux qui suivent présentent l incidence de ces corrections sur les postes individuels des états des résultats consolidés et des états consolidés de la situation financière de la société. Les incidences sur les postes «Bénéfice», «Amortissement», «Excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du résultat des satellites», «Impôts sur les bénéfices reportés», «Variation de l actif et du passif réglementaire» et «Variation de l actif et du passif d exploitation» des états consolidés des flux de trésorerie ne sont pas importantes et n ont aucun effet net sur les flux de trésorerie liés aux activités d exploitation de la société. 21

23 Les chiffres déclarés précédemment qui sont présentés ci-dessous ne prennent pas en compte l incidence de toute modification subséquente de la présentation découlant des activités abandonnées. Les chiffres correspondants au 31 décembre 2012 et pour les exercices clos les 31 décembre 2012 et 2011 ont été redressés au besoin dans l ensemble du présent jeu d états financiers pour qu ils reflètent ces révisions. Exercice clos le 31 décembre 2012 Exercice clos le 31 décembre 2011 Montant déclaré antérieurement Ajustement Montant révisé Montant déclaré antérieurement Ajustement Montant révisé (en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action) Ventes de marchandises (607) (237) Produits d exploitation liés au transport et à d autres services (7) (8) Coûts des marchandises (607) (237) Amortissement Quote-part du résultat des satellites Charges d impôts sur les bénéfices (128) 1 (127) (526) 6 (520) Bénéfice 943 (7) (21) Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (228) (1) (229) (409) 2 (407) Bénéfice attribuable à Enbridge Inc. 715 (8) (19) 814 Bénéfice attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. 610 (8) (19) 801 Résultat par action ordinaire attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. 0,79 (0,01) 0,78 1,09 (0,02) 1,07 Résultat dilué par action ordinaire attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. 0,78 (0,01) 0,77 1,08 (0,03) 1,05 31 décembre 2012 Montant déclaré antérieurement Ajustement Montant révisé Placements à long terme (211) Montants reportés et autres actifs (161) Impôts sur les bénéfices reportés (118) Bénéfices non répartis (291) Cumul des autres éléments du résultat global (1 799) 37 (1 762) 22

24 5. INFORMATIONS SECTORIELLES Distribution de gaz Gazoducs, traitement et services énergétiques Placements à titre de promoteur Activités non sectorielles 1 Chiffres consolidés Exercice clos le 31 décembre 2013 Oléoducs Produits d exploitation Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 585) (20 244) (4 978) - (26 807) Exploitation et administration (1 006) (534) (221) (1 226) (27) (3 014) Amortissement (429) (321) (75) (530) (15) (1 370) Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (79) - - (283) - (362) (230) 578 (42) Quote-part du résultat des satellites Autres produits (charges) (270) (135) Intérêts créditeurs (débiteurs) (319) (160) (81) (409) 22 (947) Recouvrement (charge) d impôts sur les bénéfices (165) (32) 50 (133) 157 (123) Bénéfice (perte) des activités poursuivies (68) 129 (131) 490 Activités abandonnées Bénéfice des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices des activités abandonnées - - (2) - - (2) Bénéfice des activités abandonnées Bénéfice (perte) (64) 129 (131) 494 (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (4) Dividendes sur les actions privilégiées (183) (183) Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc (64) 268 (314) 446 Nouvelles immobilisations corporelles Total de l actif Gazoducs, traitement et services énergétiques 2, 3 Placements à titre de promoteur 2 Exercice clos le 31 décembre 2012 Oléoducs 2 Distribution de gaz Activités non sectorielles 1, 3 Chiffres consolidés Produits d exploitation Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 220) (13 676) (4 283) - (19 179) Exploitation et administration (942) (528) (142) (1 076) (51) (2 739) Amortissement (399) (336) (57) (431) (13) (1 236) Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (769) 969 (64) Quote-part du résultat des satellites (47) 195 Autres produits (charges) (7) Intérêts créditeurs (débiteurs) (250) (164) (50) (397) 20 (841) Recouvrement (charge) d impôts sur les bénéfices (192) (66) 269 (169) (13) (171) Bénéfice (perte) des activités poursuivies (376) 507 (24) Activités abandonnées Perte des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices - - (123) - - (123) Économie d impôts sur les bénéfices des activités abandonnées Perte des activités abandonnées - - (79) - - (79) Bénéfice (perte) (455) 507 (24) 936 Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (4) - (1) (224) - (229) Dividendes sur les actions privilégiées (105) (105) Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc (456) 283 (129) 602 Nouvelles immobilisations corporelles Total de l actif

25 Gazoducs, traitement et services énergétiques 2,3 Placements à titre de promoteur 2 Exercice clos le 31 décembre 2011 Oléoducs 2 Distribution de gaz Activités non sectorielles 1,3 Chiffres consolidés Produits d exploitation Coûts des marchandises et de la distribution de gaz - (1 282) (12 814) (6 812) - (20 908) Exploitation et administration (752) (508) (116) (847) (36) (2 259) Amortissement (364) (320) (68) (383) (12) (1 147) Coûts environnementaux, déduction faite des recouvrements (48) Quote-part du résultat des satellites (5) 233 Autres charges 31 (12) (10) 116 Intérêts créditeurs (débiteurs) (256) (166) (56) (350) (100) (928) Recouvrement (charge) d impôts sur les bénéfices (125) (54) (178) (171) 5 (523) Bénéfice (perte) des activités poursuivies (158) Activités abandonnées Perte des activités abandonnées avant impôts sur les bénéfices - - (9) - - (9) Économie d impôts sur les bénéfices des activités abandonnées Perte des activités abandonnées - - (6) - - (6) Bénéfice (perte) avant perte extraordinaire (158) Perte extraordinaire, déduction faite des impôts - (262) (262) Bénéfice (perte) 473 (88) (158) Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (3) - (1) (403) - (407) Dividendes sur les actions privilégiées (13) (13) Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge Inc. 470 (88) (171) 801 Nouvelles immobilisations corporelles Le secteur Activités non sectorielles comprenait un montant de 443 M$ (336 M$ en 2012 et 239 M$ en 2011) qui correspond aux intérêts créditeurs et qui est imputé aux secteurs d exploitation. 2 En décembre 2012 et en octobre 2011, certains approvisionnements de pétrole brut et certains actifs d énergie renouvelable ont été transférés au fonds au sein du secteur Placements à titre de promoteur du fonds. Avant la date du transfert, un montant de 33 M$ (71 M$ en 2011) au titre du bénéfice découlant de ces actifs n avait pas été reclassé dans les secteurs aux fins de présentation. 3 En raison d un changement de la structure organisationnelle le 1 er janvier 2013, un bénéfice de 1 M$ pour l exercice clos le 31 décembre 2012 (néant en 2011) et de nouvelles immobilisations corporelles de 108 M$ (néant en 2011) ont été reclassés du secteur Activités non sectorielles au secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques. 4 Comprennent la provision pour les fonds utilisés pendant la construction. La base d évaluation servant à la préparation des informations sectorielles est conforme aux principales conventions comptables (note 2). RÉPARTITION GÉOGRAPHIQUE Produits d exploitation 1 Exercices clos les 31 décembre Canada États-Unis Les produits d exploitation sont fondés sur le pays d origine du produit vendu ou du service rendu. Immobilisations corporelles 31 décembre Canada États-Unis

26 6. INCIDENCE DE LA RÉGLEMENTATION TARIFAIRE SUR LES ÉTATS FINANCIERS INFORMATIONS GÉNÉRALES SUR LA RÉGLEMENTATION TARIFAIRE ET SON INCIDENCE ÉCONOMIQUE Diverses entreprises de la société sont assujetties à une réglementation. Les principales entreprises réglementées de la société et les incidences de la réglementation sur le traitement comptable sont décrites ci-après. Canalisation principale au Canada La canalisation principale au Canada, assujettie à la réglementation de l ONÉ, comprend le tronçon canadien du réseau principal. Les droits du réseau principal au Canada (exclusion faite des canalisations 8 et 9) sont actuellement régis par une ETC d une durée de dix ans, qui fixe les droits locaux canadiens pour tous les volumes expédiés au moyen de la canalisation principale au Canada ainsi qu un tarif international conjoint s appliquant aux volumes prenant origine à des points de réception dans l Ouest canadien et aboutissant à des points du réseau Lakehead et de la canalisation principale au Canada en aval du réseau Lakehead. L ETC a été conclue avec les expéditeurs conformément aux directives de l ONÉ, a été approuvée par ce dernier en juin 2011 et est entrée en vigueur le 1 er juillet Conformément à l ETC, un actif réglementaire a été comptabilisé pour compenser les impôts reportés, le recouvrement ultérieur étant permis en vertu d une ordonnance de l ONÉ qui régit le traitement fiscal correspondant. Aucun autre actif ou passif réglementaire considérable n a été constaté aux termes de l ETC. Avant le 1 er juillet 2011, date d entrée en vigueur de l ETC, l entente de tarification en fonction du rendement («ETR») définissait la méthode de calcul des droits sur le tronçon de base de la canalisation principale au Canada. Les ajustements des droits, compte tenu des besoins définis dans l ETR, étaient déposés chaque année auprès de l organisme de réglementation pour être approuvés; des actifs et des passifs réglementaires étaient comptabilisés si des montants pouvaient être recouvrés des clients ou remboursés à ceux-ci par le biais des tarifs futurs. Des suppléments étaient en outre établis pour certaines composantes visant à agrandir le réseau et ajoutés à la base tarifaire établie pour le réseau de base. Southern Lights Le tronçon américain du pipeline Southern Lights («Southern Lights US») est réglementé par la FERC, tandis que le tronçon canadien du pipeline Southern Lights («Southern Lights Canada») l est par l ONÉ. Les expéditeurs qui utilisent le pipeline Southern Lights sont liés par des contrats de transport à long terme, aux termes desquels les droits sont calculés en fonction du coût du service. Des ajustements des droits sont demandés une fois l an aux organismes de réglementation. Les tarifs autorisés permettent de recouvrer la totalité des charges d exploitation et des coûts de financement par emprunt ainsi que d obtenir un rendement des capitaux propres («RCP») après impôts établi à 10 %. Les droits du pipeline Southern Lights sont fondés sur une structure du capital réputé dont la composante passif correspondrait à 70 % et la composante capitaux propres, à 30 %. Enbridge Gas Distribution Les activités de distribution de gaz d EGD sont réglementées par la CÉO. Pour l exercice clos le 31 décembre 2013, les tarifs ont été fixés conformément à un accord de règlement et à une décision approuvée par la CÉO (le «règlement de 2013») relativement à une demande de tarification en fonction du coût du service pour 2013 d EGD. Le règlement de 2013 a maintenu le niveau des capitaux propres réputé précédent, mais prévoit une hausse du RCP permis. Le règlement de 2013 conserve également la nature transférable du coût de l approvisionnement de gaz naturel et plusieurs autres catégories de coûts. Le mécanisme de partage du bénéfice, qui était auparavant en vigueur aux termes de la réglementation incitative reposant sur un plafond des produits d exploitation, ne s applique pas au règlement de Avant 2013, EGD était exploitée selon un mécanisme de réglementation incitative reposant sur un calcul des produits d exploitation par client conclu avec la CÉO pour une période de cinq ans allant de 2008 à Selon ce mécanisme, la société avait le droit de gagner et de conserver en totalité un montant 25

27 correspondant à un excédent de 100 points de base (pdb) sur le rendement de base. Tout rendement supérieur à 100 pdb devait être partagé de manière proportionnelle avec les clients. Le taux de rendement des capitaux propres attribuables aux actions ordinaires d EGD après impôts, qui est incorporé dans les tarifs, était de 8,9 % pour l exercice clos le 31 décembre 2013 (8,4 % en 2012), et il a été établi en fonction d un ratio des capitaux propres attribuables aux actions ordinaires réputé de 36 % aux fins de la réglementation (36 % en 2012). Le règlement de 2013 accorde à la société le droit de recouvrer un passif lié aux ACR d environ 89 M$ (63 M$ après impôts) sur une période de 20 ans à compter de Le gain a été présenté dans les états consolidés des résultats au poste «Autres produits (charges)» pour l exercice clos le 31 décembre Le règlement de 2013 autorisait également le recouvrement par le biais des tarifs des coûts liés aux ACR et la charge de retraite qui ont été établis selon la méthode de la comptabilité d exercice. En juillet 2013, EGD a déposé une demande auprès de la CÉO visant l établissement des tarifs au moyen d un mécanisme de réglementation incitative pour la période allant de 2014 à Une décision devrait être rendue d ici au deuxième trimestre de Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick («EGNB») est réglementée par la CÉSP; ses tarifs sont actuellement fixés selon le moindre des tarifs du marché et des tarifs fondés sur le coût du service. Au 31 décembre 2011, EGNB a abandonné la comptabilité des activités à tarifs réglementés en raison des modifications apportées à la méthode d établissement des tarifs imposée par le gouvernement du Nouveau-Brunswick. Par conséquent, la société a sorti de son bilan consolidé un actif réglementaire reporté de 180 M$ et un actif réglementaire visant des charges d exploitation capitalisées de 103 M$, déduction faite d une économie d impôts de 21 M$. La sortie d un montant de 262 M$, après impôts, a été présentée en tant que perte extraordinaire dans l état consolidé des résultats de l exercice clos le 31 décembre INCIDENCE SUR LES ÉTATS FINANCIERS La comptabilité des activités à tarifs réglementés a donné lieu à la comptabilisation des principaux actifs et passifs réglementaires indiqués ci-après. 31 décembre Actifs (passifs) réglementaires Oléoducs Impôts sur les bénéfices reportés Reports de droits 2 (36) (33) Impôts sur les bénéfices pouvant être recouvrés Distribution de gaz Impôts sur les bénéfices reportés Report de services d opérations 5 (51) (26) Provisions pour frais futurs d enlèvement et de restauration des lieux 6 (929) (882) Régimes de retraite et ACR Placements à titre de promoteur Impôts reportés Ajustements des produits tirés du transport L actif représente la compensation réglementaire des passifs d impôts reportés qui devraient être recouvrés dans le cadre du traitement fiscal. La période de recouvrement dépend de la résorption future des écarts temporaires. 2 Le passif représente les économies d impôts qui devraient être remboursées au moyen des droits de transport futurs sur Southern Lights Canada. Le solde devrait s accumuler pendant environ neuf exercices avant d être remboursé au moyen des droits. 3 L actif représente des produits d exploitation futurs à récupérer auprès des expéditeurs pour Southern Lights aux États-Unis afin de recouvrer les impôts fédéraux sur les bénéfices exigibles sur la composante capitaux propres de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction. La période de recouvrement est d environ 30 ans. 26

28 4 L actif représente la compensation réglementaire des passifs d impôts reportés dans la mesure où l on s attend à ce que les impôts reportés soient recouvrés ou remboursés par le biais des tarifs approuvés par l organisme de réglementation. La période de recouvrement dépend des écarts temporaires futurs. Les impôts reportés du secteur Distribution de gaz sont exclus de la base de tarification et ne génèrent pas de rendement sur les capitaux propres. 5 Le report des services d opérations représente la portion revenant aux clients du bénéfice additionnel découlant de l optimisation de la capacité de stockage et de transport pipelinier. Le solde devrait être remboursé aux clients au cours du prochain exercice. 6 Le solde des provisions pour frais futurs d enlèvement et de restauration des lieux découle des montants recouvrés auprès des clients par certaines entreprises, comme l autorise l organisme de réglementation, aux fins du financement des frais futurs d enlèvement et de restauration des lieux liés aux immobilisations corporelles. Le solde représente le montant reçu des clients, déduction faite des coûts réels d enlèvement et de restauration des lieux. Ce solde sera réglé au fur et à mesure que les frais futurs d enlèvement et de restauration des lieux seront engagés. 7 Le solde des régimes de retraite et des ACR représente la compensation réglementaire du passif au titre des obligations liées aux régimes de retraite et aux ACR dans la mesure où ces montants devraient être recouvrés auprès des clients par le biais des tarifs futurs. Un solde de 89 M$ est en cours de recouvrement sur une période de 20 ans commencée en 2013, alors que la période de règlement de l actif réglementaire compensatoire lié aux régimes de retraite n est pas déterminable. Les soldes sont exclus de la base de tarification et ne génèrent pas de rendement sur les capitaux propres. 8 Les ajustements des produits tirés du transport correspondent à l écart cumulatif entre les charges réelles engagées et les charges estimatives comprises dans les droits de transport. Les ajustements des produits tirés du transport sont exclus de la base de tarification. La période de recouvrement est d environ cinq ans et elle dépend des niveaux de production des expéditeurs. AUTRES ÉLÉMENTS TOUCHÉS PAR LA RÉGLEMENTATION TARIFAIRE Provision pour les fonds utilisés pendant la construction et autres coûts capitalisés La méthode de comptabilisation de mise en commun prescrite par certains organismes de réglementation ne permet pas de déterminer la valeur comptable de la composante capitaux propres de la provision pour les fonds utilisés pendant la construction ni ses effets sur l amortissement. De même, il n est pas possible de déterminer ou de quantifier les gains ou pertes attribuables à la mise hors service de certaines immobilisations corporelles d un exercice. Capitalisation des charges d exploitation Certaines sociétés capitalisent, comme les y autorisent les organismes de réglementation, un pourcentage de certaines charges d exploitation. Ces sociétés ont le droit d amortir les charges ainsi capitalisées et de tirer un rendement de leur valeur comptable nette dans des exercices ultérieurs. En l absence de réglementation tarifaire, une partie de ces charges d exploitation serait passée en résultat dans l exercice au cours duquel elles sont engagées. EGD a conclu un contrat de consultation lié à des initiatives en matière de gestion des actifs. La plupart des coûts, composés essentiellement des honoraires de consultation, sont capitalisés dans la valeur des conduites principales de gaz, conformément à l approbation réglementaire. Au 31 décembre 2013, des coûts cumulatifs liés à ce contrat de consultation de 154 M$ (144 M$ en 2012) étaient inscrits dans les immobilisations corporelles. Ces coûts sont amortis sur la durée de vie utile moyenne des immobilisations, soit 25 ans. En l absence de réglementation tarifaire, certains de ces coûts seraient imputés aux résultats de l exercice dans lequel ils sont engagés. 27

29 7. ACQUISITIONS ET CESSIONS ACQUISITIONS Projet d énergie solaire Silver State North Le 22 mars 2012, Enbridge a fait l acquisition d une participation de 100 % dans le projet d énergie solaire Silver State North («Silver State»), centrale solaire située au Nevada, aux États-Unis, pour une contrepartie en trésorerie de 195 M$ (190 M$ US). L acquisition de Silver State visait à donner plus d ampleur à l entreprise d énergie renouvelable de la société. Des produits d exploitation de 10 M$ et un bénéfice de 1 M$, respectivement, ont été constatés pour l exercice clos 31 décembre Aucun produit d exploitation ni aucun bénéfice n ont été constatés pour une période quelconque auparavant, le projet d énergie solaire étant entré en exploitation au deuxième trimestre de Silver State fait partie du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques. 22 mars 2012 Juste valeur des actifs nets acquis : Comptes débiteurs et autres 1 54 Immobilisations corporelles Coût d acquisition Trésorerie La société a obtenu l autorisation de demander une subvention de 54 M$ (55 M$ US) du Trésor américain au titre d un programme qui rembourse aux demandeurs admissibles une partie des frais d aménagement d un bien producteur d énergie renouvelable désigné. La subvention, demandée après l entrée en exploitation, a été accordée en octobre Tonbridge Power Inc. Le 13 octobre 2011, Enbridge a acquis la totalité des 36 millions d actions ordinaires en circulation de Tonbridge Power Inc. («Tonbridge»), société indépendante engagée dans la construction d une ligne de transport d électricité entre le Montana et l Alberta, en contrepartie de 20 M$ en trésorerie, au prix de 0,54 $ l action. L entreprise Tonbridge a été incluse dans le secteur Activités non sectorielles au moment de l acquisition et par la suite reclassée dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques le 1 er janvier 2013, en raison d une modification de la structure organisationnelle. 13 octobre 2011 Juste valeur des actifs nets acquis : Fonds de roulement négatif (5) Immobilisations corporelles 196 Actifs incorporels 17 Dette à long terme (182) Autres passifs à long terme (21) 5 Coût d acquisition Trésorerie (déduction faite de l encaisse de 15 M$ acquise) 5 Aucun produit d exploitation n a été comptabilisé en 2011 à l égard de Tonbridge, car la ligne de transport n était pas en service. Une perte nette de 1 M$ a été portée en résultat pour la période s échelonnant du 13 octobre au 31 décembre 2011 relativement à des frais d exploitation et d administration. Une perte nette pro forma non auditée de 38 M$, comprenant des coûts de transactions de 6 M$, aurait été portée en résultat en 2011 si l acquisition avait eu lieu le 1 er janvier

30 AUTRES ACQUISITIONS ET CESSIONS En novembre 2013, EEP a vendu un de ses actifs non essentiels, une installation de stockage du Kansas, à un tiers pour une contrepartie de 41 M$ (40 M$ US). Un gain de 18 M$ (17 M$ US) a été inscrit au poste «Autres produits (charges)» aux états consolidés des résultats. En novembre 2012, Enbridge a acquis certaines installations de collecte et de compression de gaz sulfureux situées dans la région de l arche de Peace River, dans le nord-ouest de l Alberta, (les «installations de Pipestone et Sexsmith») au coût d acquisition de 118 M$, montant qui a été attribué en totalité aux immobilisations corporelles. Les installations de Pipestone et Sexsmith sont soit en service, soit en construction, et sont présentées dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques. En mai 2012, pour une contrepartie en trésorerie de 27 M$, Enbridge a acquis la participation résiduelle de 10 % dans le projet éolien de Greenwich («Greenwich») qui appartenait à Greenwich Windfarm, LP, portant sa participation à 100 %. La participation de la société dans Greenwich a été consolidée et présentée dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, jusqu à décembre 2012, date à laquelle elle a été transférée dans le fonds (note 19). En octobre 2011, la société avait acquis la participation résiduelle de 10 % dans Talbot Windfarm, LP («Talbot») contre 28 M$, portant ainsi sa participation à 100 %. La participation de la société dans Talbot a été consolidée et présentée dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques, jusqu à octobre 2011, date à laquelle elle a été transférée dans le fonds. Les produits d exploitation et les résultats consolidés pro forma non audités reflétant la totalité des acquisitions de la société comme si elles avaient été conclues au 1 er janvier de l exercice d acquisition ne sont pas présentés, car l information ne serait pas sensiblement différente de l information présentée dans les états consolidés des résultats ci-joints. 8. COMPTES DÉBITEURS ET AUTRES CRÉANCES 31 décembre Produits d exploitation non facturés Comptes clients Impôts à recouvrer Actifs réglementaires 54 - Partie à court terme des actifs dérivés (note 23) Charges payées d avance et acomptes Partie à court terme des impôts sur les bénéfices reportés (note 24) Dividendes à recevoir Autres Provision pour créances douteuses (38) (49) Aux termes d une entente d achat de comptes débiteurs (l «entente visant les comptes débiteurs»), certaines créances clients et certains produits à recevoir (les «comptes débiteurs») ont été vendus par certaines filiales d EEP à une structure d accueil détenue en propriété exclusive d Enbridge. Enbridge ne peut avoir accès aux débiteurs détenus par la structure d accueil sauf par le truchement de sa participation de 100 % dans une telle structure d accueil. L entente visant les comptes débiteurs, ainsi qu elle a été modifiée le 20 septembre 2013 puis le 2 décembre 2013, prévoit que des achats continueront d avoir lieu mensuellement jusqu en décembre 2016; cependant, le cumul des achats, déduction faite des montants recouvrés, ne peut être supérieur à 450 M$ US à tout moment donné. Au 31 décembre 2013, la valeur des créances clients et des produits à recevoir détenus par la structure d accueil totalisait 380 M$ US (404 M$). 29

31 9. STOCKS 31 décembre Gaz naturel Autres marchandises Les coûts des marchandises indiqués dans les états consolidés des résultats comprennent des charges hors trésorerie de 4 M$ (10 M$ en 2012; 9 M$ en 2011) pour l exercice clos le 31 décembre 2013, qui visent à ramener les stocks comptabilisés au coût à la valeur de marché. 10. IMMOBILISATIONS CORPORELLES 31 décembre Taux d amortissement moyen pondéré Oléoducs Pipeline 2,6 % Matériel de pompage, bâtiments, réservoirs et autres 3,0 % Terrains et droits de passage 2,2 % En construction - % Amortissement cumulé (3 838) (3 432) Distribution de gaz Conduites principales, services liés au gaz et autres 3,8 % Terrains et droits de passage 1,1 % En construction - % Amortissement cumulé (2 074) (1 912) Gazoducs, traitement et services énergétiques Gazoduc 3,5 % Turbines éoliennes, panneaux solaires et autres 4,4 % Transport d électricité 1 2, Terrains et droits de passage 4,3 % 6 6 En construction 1 - % Amortissement cumulé (344) (350) Placements à titre de promoteur Pipeline 2,9 % Matériel de pompage, bâtiments, réservoirs et autres 3,2 % Turbines éoliennes, panneaux solaires et autres 3,7 % Terrains et droits de passage 2,3 % En construction - % Amortissement cumulé (3 429) (2 770) Activités non sectorielles Autres 12,7 % En construction - % Amortissement cumulé (42) (37) En raison d un changement de la structure organisationnelle le 1 er janvier 2013, des immobilisations corporelles de 313 M$ ont été reclassées du secteur Activités non sectorielles au secteur Oléoducs et services énergétiques pour l exercice clos le 31 décembre

32 La charge d amortissement de l exercice clos le 31 décembre 2013 s est établie à M$ (1 174 M$ en 2012 et M$ en 2011). GAZODUCS, TRAITEMENT ET SERVICES ÉNERGÉTIQUES Perte de valeur En décembre 2012, la société a comptabilisé une perte de valeur de 166 M$ (105 M$, déduction faite des impôts) liée à certains des actifs d Offshore, situés principalement dans les corridors Stingray et Garden Banks dans le golfe du Mexique. La société a exploré d autres options pour ces actifs; toutefois, en raison de l évolution des conditions concurrentielles au quatrième trimestre de 2012, elle a conclu qu elle ne poursuivrait vraisemblablement pas ces options. En outre, ces actifs ont la particularité de dépendre fortement de la production de gaz naturel provenant des eaux peu profondes du golfe du Mexique, zone ayant subi les contrecoups de facteurs macro-économiques, notamment la primauté de la production côtière et infra-côtière du gaz de schiste, les perturbations causées par des ouragans, une intensification de la réglementation et la faiblesse des prix des marchandises liées au gaz naturel. La perte de valeur est fondée sur l excédent de la valeur comptable de l actif sur sa juste valeur. Elle est calculée selon la valeur actualisée des flux de trésorerie futurs prévus et a été présentée dans les états consolidés des résultats au poste «Exploitation et administration». Elle comprenait un montant de 50 M$ au titre des coûts liés à l abandon d activités qui pouvaient être raisonnablement établis en raison des prévisions relatives au calendrier de mise hors service de certains actifs et de l ampleur de celle-ci. Une partie de la perte de valeur a été par la suite reclassée dans les activités abandonnées, comme il en est fait mention ci-dessous. Activités abandonnées Au cours du quatrième trimestre de 2013, Enbridge a pris la décision de chercher à se départir de certains de ses actifs du corridor Stingray et a entrepris des négociations avec un tiers non apparenté. Par conséquent, le 31 décembre 2013, les actifs et les passifs correspondants ont été classés comme étant détenus en vue de la vente; ils ont été évalués au moindre de leur valeur comptable et de leur juste valeur estimative diminuée du coût de la vente, ce qui n a pas donné lieu à un ajustement de la juste valeur. Les résultats d exploitation, y compris des produits de 26 M$ (32 M$ en 2012 et 19 M$ en 2011) et les flux de trésorerie s y rapportant, ont été présentés à titre d activités abandonnées pour l exercice clos le 31 décembre 2013 et les chiffres correspondants de l exercice précédent ont été reclassés. Ces montants sont inclus dans le secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques. La société prévoit conclure la vente au premier trimestre de ENTITÉS À DÉTENTEURS DE DROITS VARIABLES Le fonds est une société d investissement à capital variable non constituée en société par actions établie aux termes d un acte de fiducie en vertu des lois de la province de l Alberta et, compte tenu de sa structure du capital, il est considéré comme une EDDV. La société est le principal bénéficiaire du fonds du fait de son intérêt économique combiné de 67,3 % (67,7 % en 2012; 69,2 % en 2011), détenu indirectement et conjointement par l intermédiaire d une participation dans ENF, d une participation directe et conjointe en parts de fiducie et d un placement en parts privilégiées dans une filiale en propriété exclusive du fonds. Enbridge agit également à titre de gestionnaire d ENF, du fonds et de ses filiales. L incidence de la participation de la société dans le fonds sur les résultats, les flux de trésorerie et la situation financière est résumée ci-après. Les résultats comprennent les résultats d exploitation de certains actifs acquis par le fonds auprès de filiales en propriété exclusive d Enbridge à compter des dates d acquisition, en octobre 2011 et en décembre 2012 (note 19). L information relative aux résultats, aux flux de trésorerie et à la situation financière ne tient pas compte de l incidence des opérations intersociétés. 31

33 Exercices clos les 31 décembre Produits d exploitation Exploitation et administration (126) (83) (66) Amortissement (130) (87) (47) Quote-part du résultat des satellites Charge d intérêts (91) (68) (32) Impôts sur les bénéfices (27) (35) (21) Bénéfice Perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle Bénéfice attribuable à Enbridge Flux de trésorerie Rentrées de trésorerie liées aux activités d exploitation Sorties de trésorerie liées aux activités d investissement (98) (160) (95) Rentrées (sorties) de trésorerie liées aux activités de financement (323) Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents (161) décembre Actif à court terme Immobilisations corporelles, montant net Placements à long terme Montants reportés et autres actifs Passif à court terme (388) (250) Dette à long terme (1 364) (1 864) Autres passifs à long terme (26) (22) Impôts sur les bénéfices reportés (426) (404) Actif net avant participations ne donnant pas le contrôle PLACEMENTS À LONG TERME 31 décembre Participation Participations dans des satellites Coentreprises Oléoducs Pipeline Chicap 43,8 % Pipeline Mustang 30,0 % Pipeline Seaway 50,0 % Gazoducs, traitement et services énergétiques Offshore, diverses coentreprises 22,0 % - 74,3 % Vector 60,0 % Alliance Pipeline US 50,0 % Aux Sable 42,7 % - 50,0 % Autres 33,3 % - 70,0 % Placements à titre de promoteur Alliance Pipeline Canada 50,0 % Pipeline Texas Express 35,0 % Autres 50,0 % Autres participations dans des satellites Activités non sectorielles Actions ordinaires de Noverco 38,9 % - - Autres 16,3 % - 49,99 % Autres placements à long terme Activités non sectorielles Actions privilégiées de Noverco Autres

34 Les participations dans des satellites comprennent l excédent non amorti du coût d acquisition sur la valeur comptable nette sous-jacente des actifs des satellites à la date d acquisition, qui se compose d un écart d acquisition de 680 M$ (636 M$ en 2012) et d actifs amortissables de 517 M$ (493 M$ en 2012). COENTREPRISES L information financière combinée relative aux participations de la société dans des coentreprises non consolidées comptabilisées à la valeur de consolidation est résumée dans le tableau ci-après. Exercices clos les 31 décembre Produits d exploitation Coûts des marchandises (371) (236) (138) Exploitation et administration (268) (244) (200) Amortissement (175) (159) (158) Autres produits (charges) 4 4 (3) Charge d intérêts (74) (81) (87) Bénéfice avant impôts décembre Actif à court terme Immobilisations corporelles, montant net Montants reportés et autres actifs Actifs incorporels, montant net Écart d acquisition Passif à court terme (395) (333) Dette à long terme (994) (895) Autres passifs à long terme (50) (194) Actif net Alliance Pipeline Certains actifs de Alliance Pipeline Canada sont remis en garantie aux créanciers de Alliance Pipeline Canada et de Alliance Pipeline US. De plus, certains actifs de Alliance Pipeline US sont remis en garantie aux créanciers de Alliance Pipeline US et de Alliance Pipeline Canada. AUTRES PARTICIPATIONS DANS DES SATELLITES Noverco Au 31 décembre 2013, Enbridge détenait 38,9 % (38,9 % en 2012; 38,9 % en 2011) des actions ordinaires de Noverco ainsi qu un placement dans des actions privilégiées de cette société. Ces actions privilégiées donnent droit à un dividende privilégié cumulatif fondé sur le rendement moyen des obligations du gouvernement du Canada échéant à 10 ans, majoré d un taux compris entre 4,3 % et 4,4 %. Au 31 décembre 2013, Noverco détenait une participation croisée d environ 3,9 % (6,0 % en 2012; 8,9 % en 2011) dans les actions ordinaires d Enbridge. La variation de la participation croisée par rapport aux exercices précédents reflète la vente d actions ordinaires d Enbridge par Noverco en 2012 et en Par le truchement de placements secondaires, Noverco a vendu 22,5 millions d actions ordinaires d Enbridge en 2012, puis une autre tranche de 15 millions d actions ordinaires en La quote-part du produit net après impôts revenant à Enbridge de 297 M$ et de 248 M$ a été reçue sous forme d un dividende de Noverco en mai 2012 et en juin 2013, respectivement. Ces opérations ont été comptabilisées à titre d émissions d actions autodétenues dans les états consolidés des variations des capitaux propres et en tant qu activité d exploitation dans les états consolidés des flux de trésorerie. 33

35 Par suite de la participation croisée de Noverco dans les actions ordinaires d Enbridge, la société détient une participation proportionnelle indirecte de 1,5 % (2,1 % en 2012; 3,5 % en 2011) dans ses propres actions. Au 31 décembre 2013, la participation en actions ordinaires de Noverco et les capitaux propres ont été réduits par la participation croisée d une valeur de 86 M$ (126 M$ en 2012; 187 M$ en 2011). Noverco comptabilise les dividendes versés par la société en tant que revenus de dividendes, et la société élimine ces dividendes de sa quote-part du bénéfice de Noverco. La société comptabilise sa quote-part des dividendes qu elle paie à Noverco à titre de réduction des dividendes versés, de même qu une augmentation de sa participation dans Noverco. 13. MONTANTS REPORTÉS ET AUTRES ACTIFS 31 décembre Actifs réglementaires Partie à long terme des actifs dérivés (note 23) Effets à long terme à recevoir d une société affiliée (note 28) Comptes débiteurs contractuels Frais de financement reportés Autres Au 31 décembre 2013, des montants reportés de 307 M$ (265 M$ en 2012) étaient amortissables et présentés après déduction d un amortissement cumulé de 159 M$ (123 M$ en 2012). La charge d amortissement a été de 34 M$ pour l exercice clos le 31 décembre 2013 (25 M$ en 2012; 20 M$ en 2011). 14. ACTIFS INCORPORELS 31 décembre 2013 Taux d amortissement moyen pondéré Coût Amortissement cumulé Montant net Logiciels 13,2 % Occasions d approvisionnement liées au gaz naturel 3,7 % Contrats d achat d énergie 4,0 % Contrats de transport 3,7 % Autres 4,0 % décembre 2012 Taux d amortissement moyen pondéré Coût Amortissement cumulé Montant net Logiciels 11,9 % Occasions d approvisionnement liées au gaz naturel 3,8 % Contrats d achat d énergie 4,7 % Contrats de transport 2,9 % Autres 5,6 % La charge d amortissement des actifs incorporels a totalisé 82 M$ pour l exercice clos le 31 décembre 2013 (64 M$ en 2012; 58 M$ en 2011). La société prévoit une charge d amortissement globale de respectivement 93 M$, 83 M$, 73 M$, 65 M$ et 57 M$ pour les exercices se clôturant les 31 décembre 2014 à

36 15. ÉCART D ACQUISITION Oléoducs Distribution de gaz Gazoducs, traitement et services énergétiques Placements à titre de promoteur Activités non sectorielles Chiffres consolidés Solde au 1 er janvier Transfert d actifs au fonds (29) Écart de conversion et autres éléments 3 - (17) (7) - (21) Solde au 31 décembre Écart de conversion et autres éléments Solde au 31 décembre La société n a pas comptabilisé de pertes de valeur de l écart d acquisition pour les exercices clos les 31 décembre 2013 et COMPTES CRÉDITEURS ET AUTRES DETTES 31 décembre Charges à payer liées à l exploitation Comptes fournisseurs Montants à payer liés à la construction Passifs dérivés à court terme (note 23) Retenues de garantie d entrepreneurs Impôts et taxes à payer Dépôts de garantie Autres

37 17. DETTE 31 décembre Taux d intérêt moyen pondéré Échéance Oléoducs Débentures 8,2 % Billets à moyen terme 1 4,8 % Financement du projet Southern Lights 2 2,7 % Billets de trésorerie et prélèvements sur les facilités de crédit Autres Distribution de gaz Débentures 9,9 % Billets à moyen terme 5,3 % Billets de trésorerie et prélèvements sur les facilités de crédit Placements à titre de promoteur Billets subordonnés 4 8,1 % Billets à moyen terme 3,9 % Billets de premier rang 5 6,3 % Billets de trésorerie et prélèvements sur les facilités de crédit Activités non sectorielles Billets à moyen terme en dollars US 7 4,2 % Billets à moyen terme 4,6 % Billets de trésorerie et prélèvements sur les facilités de crédit Autres 9 (28) (14) Total de la dette Partie à court terme (2 811) (652) Emprunts à court terme 10 (374) (583) Dette à long terme Les billets à moyen terme comprennent un montant de 100 M$ qui arrive à échéance en M$ et M$ US en 2013 (357 M$ et M$ US en 2012). 3 Principalement des obligations découlant de contrats de location-acquisition M$ US en 2013 (400 M$ US en 2012) M$ US en 2013 (4 150 M$ US en 2012) M$ et 635 M$ US en 2013 (250 M$ et M$ US en 2012) M$ US en 2013 (1 100 M$ US en 2012) M$ et M$ US en 2013 (1 140 M$ et 350 M$ US en 2012). 9 Principalement un escompte d émission. 10 Taux d intérêt moyen pondéré de 1,1 % (1,1 % en 2012). Pour les exercices se clôturant les 31 décembre 2014 à 2018, les débentures et les billets à moyen terme qui viennent à échéance s élèvent respectivement à M$, 931 M$, M$, 952 M$ et 960 M$, et à M$ par la suite. Les débentures et les billets à moyen terme de la société portent intérêt à des taux fixes et ses obligations au titre de la charge d intérêts pour les exercices se clôturant les 31 décembre 2014 à 2018 se chiffrent respectivement à M$, M$, M$, 988 M$ et 851 M$. Aux 31 décembre 2013 et 2012, la totalité de la dette n est pas garantie, sauf pour ce qui est du financement du projet Southern Lights, qui est garanti par les actifs du projet Southern Lights à hauteur d environ M$ (2 565 M$ en 2012). 36

38 CHARGE D INTÉRÊTS Exercices clos les 31 décembre Débentures et billets à moyen terme Billets de trésorerie et prélèvements sur les facilités de crédit Financement du projet Southern Lights Intérêts capitalisés (250) (216) (75) FACILITÉS DE CRÉDIT 31 décembre 31 décembre Dates d expiration 2 Total des facilités Prélèvements Montant disponible Total des facilités Oléoducs Distribution de gaz Placements à titre de promoteur Activités non sectorielles Financement du projet Southern Lights Total des facilités de crédit Total des facilités incluant un montant de 63 M$ aux fins de lettres de crédit servant de réserves pour le service de la dette. 2 Total des facilités comprenant des facilités remboursables à vue de 35 M$ qui ne comportent aucune date d échéance précisée. 3 Compte tenu des montants prélevés sur les facilités, des lettres de crédit et des émissions de billets de trésorerie qui sont garantis par la facilité de crédit. Les facilités de crédit sont assujetties à une commission d engagement moyenne pondérée de 0,2 % par an sur la tranche inutilisée. Les montants prélevés portent intérêt aux taux en vigueur sur le marché. Certaines facilités de crédit servent de filet de sécurité aux billets de trésorerie, et la société peut prolonger l échéance des facilités de crédit, qui s établit à ce moment-ci entre 2014 et Des billets de trésorerie et des prélèvements sur les facilités de crédit de M$ (2 925 M$ en 2012), déduction faite des emprunts à court terme, sont appuyés par les montants disponibles aux termes des facilités de crédit à long terme engagées. Par conséquent, ils ont été classés dans la dette à long terme. 18. AUTRES PASSIFS À LONG TERME 31 décembre Provisions pour frais futurs d enlèvement et de restauration des lieux (note 6) Passifs dérivés (note 23) Passifs au titre d avantages complémentaires de retraite (note 25) Autres

39 19. PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE 31 décembre EEP Enbridge Energy Management, L.L.C. («EEM») Actions privilégiées d EGD Autres Les participations ne donnant pas le contrôle dans EEP correspondaient à la participation de 79,4 % (78,2 % en 2012) dans EEP détenue par le public, ainsi qu aux participations de tiers dans des filiales d EEP, dont Midcoast Energy Partners, L.P. («MEP»). L augmentation des participations ne donnant pas le contrôle dans EEP comprenaient des apports de 372 M$ (355 M$ US) reçus du premier appel public à l épargne («PAPE») de MEP. En mai 2013, EEP a constitué MEP, qui à l époque était une filiale en propriété exclusive d EEP, et a transféré à MEP environ 39 % de sa participation dans l entreprise intermédiaire de gaz naturel et de LGN d EEP. En novembre 2013, MEP a mené à terme un PAPE, aux termes duquel un total de 21,3 millions de parts ordinaires de catégorie A de MEP ont été émises (dont 2,8 millions de parts ordinaires de catégorie A émises par suite de l exercice de l option de surallocation des preneurs fermes en décembre 2013), soit une participation de commanditaire d environ 46 % dans MEP. Pour l exercice clos le 31 décembre 2013, EEP a également distribué 463 M$ (419 M$ en 2012; 353 M$ en 2011) à ses porteurs de participations ne donnant pas le contrôle, conformément à son objectif d effectuer des distributions trimestrielles d un montant égal à la trésorerie dont elle dispose, comme il est défini dans son entente de coentreprise et tel qu il a été approuvé par son conseil d administration. Au cours de l exercice clos le 31 décembre 2012, EEP a procédé à une émission d actions en bourse à laquelle la société n a pas participé et qui a entraîné une augmentation des participations ne donnant pas le contrôle, lesquelles sont passées de 77,0 % à 78,2 %. L émission d actions en bourse effectuée au cours de l exercice clos le 31 décembre 2012 s est traduite par des apports de 382 M$ (695 M$ en 2011) de la part des porteurs des participations ne donnant pas le contrôle. Les participations ne donnant pas le contrôle dans EEM représentaient 88,3 % (83,2 % en 2012) des actions cotées d EEM qui ne sont pas détenues par la société. L accroissement des participations ne donnant pas le contrôle reflétait l émission d actions en bourse en 2013 à laquelle la société n a pas participé, qui s est traduite par des apports totalisant 523 M$ de la part des porteurs de participations ne donnant pas le contrôle. La société détient la totalité des actions ordinaires en circulation d EGD. Toutefois, les quatre millions d actions privilégiées à dividende cumulatif d EGD, rachetables au gré de celle-ci que détiennent des tiers, ont priorité de rang sur le porteur d actions ordinaires quant à toute réclamation d actifs d EGD. Les actions privilégiées n ont pas de date d échéance fixe et comportent des dividendes en espèces à taux variable ajustable qui sont payables à un taux correspondant à 80 % du taux préférentiel. EGD peut racheter, à son gré, la totalité ou une partie des actions en circulation au prix de 25 $ chacune, plus tous les dividendes cumulés et non versés jusqu à la date de rachat. Au 31 décembre 2013, aucune action privilégiée n a été rachetée. 38

40 PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE RACHETABLES Exercices clos les 31 décembre Solde au début de l exercice Perte (24) (12) (9) Autres éléments du résultat global Variation des gains (pertes) non réalisés sur les couvertures de flux de trésorerie, déduction faite des impôts 4 (1) (3) Résultat global (20) (13) (12) Distributions aux porteurs de parts (72) (49) (33) Apports des porteurs de parts Ajustement de la valeur de rachat Solde à la fin de l exercice Au 31 décembre 2013, les participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le fonds représentaient 68,6 % (67,7 % en 2012; 64,6 % en 2011) des participations dans les parts de fiducie du fonds détenues par des tiers. Au cours de l exercice clos le 31 décembre 2013, le fonds a mené à terme une émission de parts à laquelle la société n a pas participé, ce qui a fait passer les participations ne donnant pas le contrôle rachetables de 67,7 % à 68,6 %. Les apports des porteurs des participations ne donnant pas le contrôle rachetables se sont donc chiffrés à 92 M$. En décembre 2012, le fonds a acquis Greenwich, les projets d énergie solaire Amherstburg et Tilbury, Hardisty Caverns et les terminaux affermés de Hardisty auprès d Enbridge et de filiales en propriété exclusive d Enbridge contre 1,2 G$. En octobre 2011, le fonds a acquis le projet éolien en Ontario, le projet solaire à Sarnia et le projet éolien Talbot d une filiale en propriété exclusive d Enbridge contre 1,2 G$. Dans les deux cas, l émission de parts de fiducie ordinaires par le fonds pour financer ces acquisitions s est traduite par une augmentation en 2012 et en 2011 des participations détenues par des tiers, ainsi que par l apport respectif de 225 M$ et de 170 M$ des porteurs de parts ne détenant pas le contrôle. Les distributions aux porteurs de parts ne donnant pas le contrôle ont été versées mensuellement au cours des exercices clos les 31 décembre 2013, 2012 et 2011, conformément à l objectif du fonds relatif à la distribution d une proportion élevée de sa trésorerie disponible aux fins de distribution, selon l approbation de son conseil de fiduciaires. 20. CAPITAL-ACTIONS Le capital-actions autorisé de la société se compose d un nombre illimité d actions ordinaires sans valeur nominale et d un nombre illimité d actions privilégiées. ACTIONS ORDINAIRES Nombre Nombre Nombre 31 décembre d actions Montant d actions Montant d actions Montant (en millions de dollars canadiens et d actions ordinaires) Solde au début de l exercice Émission d actions ordinaires Régime de réinvestissement de dividendes et d achat d actions Émission d actions à l exercice d options sur actions Solde à la fin de l exercice Produit brut de 600 M$ (400 M$ en 2012); frais d émission nets de 18 M$ (12 M$ en 2012). 39

41 ACTIONS PRIVILÉGIÉES Nombre Nombre Nombre 31 décembre d actions Montant d actions Montant d actions Montant (en millions de dollars canadiens et d actions privilégiées) Actions privilégiées, série A Actions privilégiées, série B Actions privilégiées, série D Actions privilégiées, série F Actions privilégiées, série H Actions privilégiées, série J Actions privilégiées, série L Actions privilégiées, série N Actions privilégiées, série P Actions privilégiées, série R Actions privilégiées, série Actions privilégiées, série Actions privilégiées, série Actions privilégiées, série Frais d émission (111) (78) (19) Solde à la fin de l exercice Les caractéristiques des actions privilégiées sont les suivantes : Rendement initial Dividende 1 40 Valeur de rachat de base par action 2 Date d option de rachat et de conversion 2,3 Droit de conversion 3,4 (Sauf indication contraire, les montants sont en dollars canadiens) Actions privilégiées, série A 5,5 % 1,375 $ 25 $ - - Actions privilégiées, série B 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er juin 2017 Série C Actions privilégiées, série D 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er mars 2018 Série E Actions privilégiées, série F 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er juin 2018 Série G Actions privilégiées, série H 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er septembre 2018 Série I Actions privilégiées, série J 4,0 % 1,000 $ US 25 $ US 1 er juin 2017 Série K Actions privilégiées, série L 4,0 % 1,000 $ US 25 $ US 1 er septembre 2017 Série M Actions privilégiées, série N 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er décembre 2018 Série O Actions privilégiées, série P 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er mars 2019 Série Q Actions privilégiées, série R 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er juin 2019 Série S Actions privilégiées, série 1 4,0 % 1,000 $ US 25 $ US 1 er juin 2018 Série 2 Actions privilégiées, série 3 4,0 % 1,000 $ 25 $ 1 er septembre 2019 Série 4 Actions privilégiées, série 5 4,4 % 1,100 $ US 25 $ US 1 er mars 2019 Série 6 Actions privilégiées, série 7 5 4,4 % 1,100 $ 25 $ 1 er mars 2019 Série 8 1 Chaque année, le porteur a droit de recevoir un dividende privilégié trimestriel fixe et cumulatif, tel que déclaré par le conseil d administration de la société. 2 La société peut, à son gré, racheter en tout temps les actions privilégiées de série A. Pour ce qui est des actions privilégiées des autres séries, la société peut, à son gré, racheter la totalité ou une partie des actions privilégiées en circulation à la valeur de rachat de base par action, majorée des dividendes cumulés et non versés à la date d option de rachat et à chaque cinquième date anniversaire par la suite. 3 Le porteur aura le droit, à certaines conditions, de convertir ses actions en actions privilégiées rachetables cumulatives d une série donnée, à la date d option de conversion et à chaque cinquième date anniversaire par la suite. 4 Les porteurs auront le droit de recevoir des dividendes trimestriels cumulatifs à taux variable par action, à un taux égal à 25 $ x (nombre de jours du trimestre/365) x (taux des bons du Trésor du gouvernement du Canada à 90 jours + 2,4 % (série C), 2,4 % (série E), 2,5 % (série G), 2,1 % (série I), 2,7 % (série O), 2,5 % (série Q), 2,5 % (série S), 2,4 % (série 4) ou 2,6 % (série 8)); ou 25 $ US x (nombre de jours du trimestre/365) x (taux des bons du Trésor du gouvernement des États-Unis à 3 mois + 3,1 % (série K), 3,2 % (série M), 3,1 % (série 2) ou 2,8 % (série 6)). 5 Des dividendes en espèces de 0,2381 $ par action seront versés le 1 er mars 2014 aux porteurs d actions privilégiées de série 7. Le versement des dividendes trimestriels habituels de 0,275 $ par action commencera au deuxième trimestre de 2014.

42 RÉSULTAT PAR ACTION ORDINAIRE Le résultat par action ordinaire correspond au résultat attribuable aux actions ordinaires, divisé par le nombre moyen pondéré d actions ordinaires en circulation. Le nombre moyen pondéré d actions en circulation a été réduit de 15 millions (20 millions en 2012; 25 millions en 2011), soit la participation moyenne pondérée de la société dans son propre capital-actions ordinaire découlant de sa participation croisée dans Noverco. L effet de dilution des options d achat d actions est déterminé selon la méthode du rachat d actions. Cette méthode suppose que tout produit de l exercice d options sur actions est utilisé pour racheter des actions ordinaires au cours moyen de l exercice. 31 décembre (nombre d actions ordinaires en millions) Nombre moyen pondéré d actions en circulation Effet dilutif des options Nombre moyen pondéré dilué d actions en circulation Pour l exercice clos le 31 décembre 2013, options sur actions à effet antidilutif ( en 2012; en 2011) ayant un prix d exercice moyen pondéré de 44,85 $ (38,32 $ en 2012; 32,02 $ en 2011) ont été exclues du calcul du résultat dilué par action. DIVISION D ACTIONS Le 25 mai 2011, il y a eu division des actions ordinaires de la société à raison de deux pour une. Toutes les mentions du nombre d actions en circulation, du résultat par action ordinaire, du résultat dilué par action ordinaire, des dividendes par action ordinaire et des options en cours ont été retraitées de manière rétroactive afin de tenir compte de l incidence de la division d actions. RÉGIME DE RÉINVESTISSEMENT DE DIVIDENDES ET D ACHAT D ACTIONS En vertu du régime de réinvestissement de dividendes et d achat d actions, les actionnaires inscrits peuvent réinvestir des dividendes dans de nouvelles actions ordinaires de la société en plus de verser facultativement des montants en espèces pour acheter d autres actions ordinaires, sans aucuns frais de courtage ni autres frais. Les membres du régime de réinvestissement de dividendes et d achat d actions peuvent acheter des actions ordinaires à escompte (2 %) au moyen des dividendes réinvestis. RÉGIME DE DROITS DES ACTIONNAIRES La société offre un régime de droits des actionnaires visant à encourager le traitement juste et équitable de ces derniers dans le contexte d une offre publique d achat éventuelle visant la société. Les droits émis en vertu du régime peuvent être exercés lorsqu une personne ou une partie qui lui est liée acquiert ou annonce son intention d acquérir 20 % ou plus des actions ordinaires en circulation de la société sans se conformer à certaines dispositions du régime de droits ou sans l approbation du conseil d administration de la société. S il y a acquisition, chaque porteur de droits, à l exception de la personne qui fait l acquisition et des parties qui lui sont liées, aura le droit d acheter des actions ordinaires de la société avec escompte de 50 % par rapport au prix coté sur le marché à cette date. 21. RÉGIMES D OPTIONS SUR ACTIONS ET D UNITÉS D ACTIONS La société offre quatre régimes de rémunération incitative à long terme : le régime OAAI, le régime OAAR, le régime UAFR et le régime UAR. En 2002, un nombre maximal de 60 millions d actions ordinaires a été réservé pour émission aux termes du régime OAAI de 2002, dont 47 millions ont été émises jusqu à maintenant. Une autre tranche de 52 millions d actions ordinaires a été réservée pour émission pour les régimes OAAI et OAAR de 2007, dont 7 millions ont été exercées et émises sur le capital autorisé à ce jour. En vertu du régime UAFR et du régime UAR, la société attribue des unités fictives comme s il s agissait d actions ordinaires d Enbridge; ces unités sont payées comptant. 41

43 OPTIONS D ACHAT D ACTIONS INCITATIVES La société attribue à des salariés clés des OAAI visant l achat d actions ordinaires et pouvant être exercées au prix coté sur le marché à la date d attribution. Les droits rattachés aux OAAI s acquièrent en tranches annuelles égales sur quatre ans et les options échoient dix ans après leur date d attribution. 42 Prix d exercice moyen pondéré Durée de vie contractuelle moyenne pondérée résiduelle (en années) Valeur intrinsèque totale 31 décembre 2013 Nombre (nombre d options en milliers; valeur intrinsèque en millions de dollars canadiens) Options en cours au début de l exercice ,69 Options attribuées ,85 Options exercées 1 (3 948) 20,10 Options annulées ou échues (187) 30,99 Options en cours à la fin de l exercice ,52 6,7 425 Options acquises à la fin de l exercice ,12 5, La valeur intrinsèque totale des OAAI exercées pendant l exercice clos le 31 décembre 2013 s est élevée à 98 M$ (130 M$ en 2012; 68 M$ en 2011), et la trésorerie reçue à l exercice d options a atteint 24 M$ (69 M$ en 2012; 56 M$ en 2011). 2 La juste valeur totale des options acquises au cours de l exercice clos le 31 décembre 2013 aux termes du régime OAAI s est élevée à 22 M$ (19 M$ en 2012; 17 M$ en 2011). Les hypothèses moyennes pondérées qui ont servi à établir la juste valeur des OAAI attribuées au moyen du modèle d évaluation d options de Black-Scholes-Merton sont présentées dans le tableau suivant : Exercices clos les 31 décembre Juste valeur, par option (en dollars canadiens) 1 5,27 4,81 4,19 Hypothèses servant à l évaluation Durée prévue des options (en années) Volatilité prévue 3 17,4 % 19,7 % 18,6 % Taux de rendement prévu de l action 4 2,8 % 3,0 % 3,4 % Taux d intérêt sans risque 5 1,2 % 1,3 % 2,9 % 1 Les options attribuées aux salariés aux États-Unis sont liées aux cours de la Bourse de New York. La valeur des options et les hypothèses indiquées se fondent sur la moyenne pondérée des options attribuées aux États-Unis et de celles attribuées au Canada. Les justes valeurs par option se sont établies respectivement à 5,15 $ (4,65 $ en 2012; 4,01 $ en 2011) pour les salariés au Canada et à 5,63 $ US (5,58 $ US en 2012; 5,11 $ US en 2011) pour les salariés aux États-Unis. 2 La durée prévue de l option repose sur l expérience passée relativement à l exercice d options. 3 La volatilité prévue est établie d après la volatilité quotidienne historique du cours de l action et de la volatilité implicite et observable de la valeur des options d achat peu avant la date d attribution. 4 Le rendement prévu de l action correspond au dividende annuel courant à la date d attribution divisé par le cours de l action en vigueur. 5 Le taux d intérêt sans risque est fondé sur le rendement des obligations du gouvernement du Canada et sur le rendement des bons du Trésor des États-Unis. La charge de rémunération inscrite à l égard des OAAI pour l exercice clos le 31 décembre 2013 s est établie à 27 M$ (23 M$ en 2012; 16 M$ en 2011). Au 31 décembre 2013, la charge de rémunération non comptabilisée relative à l attribution de la rémunération à base d actions, mais dont les droits ne sont pas encore acquis aux termes du régime OAAI, s établissait à 37 M$. Cette charge devrait être intégralement comptabilisée sur une période moyenne pondérée d une durée estimative de trois ans. OPTIONS D ACHAT D ACTIONS FONDÉES SUR LE RENDEMENT Les OAAR sont attribuées aux membres de la haute direction et peuvent être exercées dès que les objectifs de rendement sont atteints et que les exigences relatives au délai d acquisition des droits sont satisfaites. Des OAAR ont été attribuées le 15 août 2007, le 19 février 2008 et le 15 août 2012 aux termes du régime de Tous les objectifs de rendement liés aux attributions de 2007 et de 2008 ont été atteints. Les exigences relatives au délai d acquisition des droits ont été satisfaites uniformément sur une période de cinq ans qui s est terminée le 15 août 2012, et les options peuvent être exercées jusqu au

44 15 août Les exigences relatives au délai d acquisition des droits à l égard des OAAR attribuées en 2012 seront satisfaites uniformément sur une période de cinq ans se terminant le 15 août Les objectifs de rendement liés aux attributions de 2012 se fondent sur le cours des actions de la société et doivent être atteints d ici le 15 février 2019, date d expiration des options. Si les objectifs sont atteints au plus tard le 15 février 2019, les options pourront être exercées jusqu au 15 août Prix d exercice moyen pondéré Durée de vie contractuelle moyenne pondérée résiduelle (en années) Valeur intrinsèque totale 31 décembre 2013 Nombre (nombre d options en milliers; valeur intrinsèque en millions de dollars canadiens) Options en cours au début de l exercice ,56 Options exercées 1 (2 331) 18,29 Options en cours à la fin de l exercice ,56 5,7 41 Options acquises à la fin de l exercice ,44 1, La valeur intrinsèque totale des OAAR exercées pendant l exercice clos le 31 décembre 2013 s est élevée à 62 M$ (20 M$ en 2012; 2 M$ en 2011), et la trésorerie reçue à l exercice a atteint 28 M$ (12 M$ en 2012; 3 M$ en 2011). 2 La juste valeur totale des options acquises aux termes du régime OAAR au cours de l exercice clos le 31 décembre 2013 s est établie à néant (1 M$ en 2012; 2 M$ en 2011). Les hypothèses qui ont servi à établir la juste valeur des OAAR attribuées au moyen du modèle d évaluation de l option barrière de Bloomberg sont présentées dans le tableau suivant : Exercice clos le 31 décembre 2012 Juste valeur, par option (en dollars canadiens) 4,25 Hypothèses servant à l évaluation Durée prévue des options (en années) 1 8 Volatilité prévue 2 16,1 % Taux de rendement prévu de l action 3 2,8 % Taux d intérêt sans risque 4 1,6 % 1 La durée prévue de l option repose sur l expérience passée relativement à l exercice d options. 2 La volatilité prévue est établie d après la volatilité quotidienne historique du cours de l action. 3 Le rendement prévu de l action correspond au dividende annuel courant à la date d attribution, divisé par le cours de l action en vigueur. 4 Le taux d intérêt sans risque est fondé sur le rendement des obligations du gouvernement du Canada. La charge de rémunération inscrite à l égard des OAAR pour l exercice clos le 31 décembre 2013 s est établie à 3 M$ (2 M$ en 2012; 2 M$ en 2011). Au 31 décembre 2013, la charge de rémunération non comptabilisée relative à l attribution de la rémunération à base d actions mais dont les droits ne sont pas encore acquis aux termes du régime OAAR s établissait à 11 M$. Cette charge devrait être intégralement comptabilisée sur une période moyenne pondérée d une durée estimative de quatre ans. UNITÉS D ACTIONS FONDÉES SUR LE RENDEMENT La société a mis sur pied un régime UAFR pour les dirigeants de la société, régime aux termes duquel des attributions en espèces sont versées à la fin d un cycle de rendement de trois ans. Le montant des attributions est calculé en multipliant le nombre d unités en cours à la fin du cycle de rendement par le cours moyen pondéré des actions de la société pendant les 20 jours précédant l échéance de l attribution et par un facteur lié au rendement. Ce facteur peut aller de zéro, si le rendement de la société est inférieur au rendement prévu, à deux, si le rendement de la société atteint la fourchette supérieure du rendement prévu. Pour les attributions de 2011, de 2012 et de 2013, le facteur lié au rendement a été déterminé par comparaison du ratio cours/bénéfice de la société avec celui d un groupe déterminé de sociétés comparables et par comparaison de la croissance de son bénéfice par action, ajusté pour tenir compte des éléments exceptionnels, hors exploitation ou non récurrents, avec les cibles établies à la date d attribution. Pour calculer la charge de l exercice 2013, un facteur de 2, établi en fonction des 43

45 estimations au 31 décembre 2013, a été utilisé pour chacune des attributions d UAFR de 2011, de 2012 et de Durée de vie contractuelle moyenne 31 décembre 2013 Nombre pondérée résiduelle (en années) Valeur intrinsèque totale (unités en milliers, valeur intrinsèque en millions de dollars canadiens) Unités en circulation au début de l exercice 652 Unités attribuées 259 Unités arrivées à échéance 1 (346) Réinvestissement de dividendes 26 Unités en circulation à la fin de l exercice 591 1, Le montant total payé au cours de l exercice clos le 31 décembre 2013 au titre des UAFR s est élevé à 48 M (25 M$ en 2012; 17 M$ en 2011). La charge de rémunération inscrite à l égard des UAFR pour l exercice clos le 31 décembre 2013 s est établie à 25 M$ (49 M$ en 2012; 42 M$ en 2011). Au 31 décembre 2013, la charge de rémunération non comptabilisée relative à l attribution de la rémunération à base d actions attribuée mais dont les droits ne sont pas encore acquis aux termes du régime UAFR, s établissait à 26 M$. Cette charge devrait être intégralement comptabilisée sur une période moyenne pondérée d une durée estimative de deux ans. UNITÉS D ACTIONS RESTREINTES Enbridge offre un régime UAR aux termes duquel certains de ses salariés non dirigeants reçoivent des attributions en espèces après une période de 35 mois. Les détenteurs d UAR reçoivent un montant en espèces correspondant au cours moyen pondéré des actions pendant les 20 jours précédant l échéance de l attribution, multiplié par le nombre d unités en cours à la date d échéance. 31 décembre 2013 Nombre Durée de vie contractuelle moyenne pondérée résiduelle (en années) Valeur intrinsèque totale (unités en milliers, valeur intrinsèque en millions de dollars canadiens) Unités en circulation au début de l exercice Unités attribuées 920 Unités annulées (36) Unités arrivées à échéance 1 (953) Réinvestissement de dividendes 78 Unités en circulation à la fin de l exercice , Le montant total payé au cours de l exercice clos le 31 décembre 2013 au titre des UAR s est élevé à 41 M$ (37 M$ en 2012; 39 M$ en 2011). La charge de rémunération inscrite à l égard des UAR pour l exercice clos le 31 décembre 2013 s est établie à 36 M$ (32 M$ en 2012; 31 M$ en 2011). Au 31 décembre 2013, la charge de rémunération non comptabilisée relative à l attribution d unités mais dont les droits ne sont pas encore acquis dans le cadre du régime UAR s établissait à 46 M$. Cette charge devrait être intégralement comptabilisée sur une période moyenne pondérée d une durée estimative de deux ans. 44

46 22. COMPOSANTES DU CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT GLOBAL Les tableaux qui suivent présentent les variations du cumul des autres éléments du résultat global attribuables aux porteurs d actions ordinaires d Enbridge pour les exercices clos les 31 décembre 2013, 2012 et 2011 : Couvertures de flux de trésorerie Couvertures d investissement net Écart de conversion cumulatif Satellites Prestations de retraite et ACR Solde au 1 er janvier 2013 (621) 474 (1 265) (26) (324) (1 762) Autres éléments du résultat global conservé dans le cumul des autres éléments du résultat global 707 (111) Autres éléments du résultat global reclassé dans le bénéfice Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises 2 (1) (1) Contrats de change 3 (8) (8) Amortissement de la perte actuarielle au titre des prestations de retraite et des ACR et des coûts des services passés (111) Incidence fiscale Impôts sur les bénéfices des montants conservés dans le cumul des autres éléments du résultat global (176) (51) (212) Impôts sur les bénéfices des montants reclassés dans le bénéfice (36) (9) (45) (212) (60) (257) Solde au 31 décembre 2013 (1) 378 (778) (15) (183) (599) Total Couvertures de flux de trésorerie Couvertures d investissement net Écart de conversion cumulatif Satellites Prestations de retraite et ACR Solde au 1 er janvier 2012 (476) 461 (1 167) (28) (286) (1 496) Autres éléments du résultat global conservé dans le cumul des autres éléments du résultat global (172) 16 (98) 7 (75) (322) Autres éléments du résultat global reclassé dans le bénéfice Contrats de taux d intérêt 1 (17) (17) Contrats sur marchandises 2 (4) (4) Contrats de change Autres contrats Amortissement de la perte actuarielle au titre des prestations de retraite et des ACR et des coûts des services passés (190) 16 (98) 7 (52) (317) Incidence fiscale Impôts sur les bénéfices des montants conservés dans le cumul des autres éléments du résultat global 36 (3) - (5) Impôts sur les bénéfices des montants reclassés dans le bénéfice (5) 4 45 (3) - (5) Solde au 31 décembre 2012 (621) 474 (1 265) (26) (324) (1 762) Total 45

47 Couvertures de flux de trésorerie Couvertures d investissement net Écart de conversion cumulatif Satellites Prestations de retraite et ACR Solde au 1 er janvier 2011 (66) 480 (1 245) (11) (142) (984) Autres éléments du résultat global conservé dans le cumul des autres éléments du résultat global (656) (21) 78 (20) (229) (848) Autres éléments du résultat global reclassé dans le bénéfice Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises Contrats de change Autres contrats 4 (2) (2) Amortissement de la perte actuarielle au titre des prestations de retraite et des ACR et des coûts des services passés (563) (21) 78 (20) (200) (726) Incidence fiscale Impôts sur les bénéfices des montants conservés dans le cumul des autres éléments du résultat global Impôts sur les bénéfices des montants reclassés dans le bénéfice (8) (8) (16) Total Solde au 31 décembre 2011 (476) 461 (1 167) (28) (286) (1 496) 1 Montant comptabilisé au poste «Charges d intérêts» aux états consolidés des résultats. 2 Montant comptabilisé au poste «Coûts des marchandises» aux états consolidés des résultats. 3 Montant comptabilisé au poste «Autres produits (charges)» aux états consolidés des résultats. 4 Montant comptabilisé au poste «Exploitation et administration» aux états consolidés des résultats. 5 Ces composantes sont comprises dans le calcul des charges de retraite périodiques et sont constatées au poste «Exploitation et administration» aux états consolidés des résultats. 23. GESTION DES RISQUES ET INSTRUMENTS FINANCIERS RISQUE DE MARCHÉ Les variations des taux de change, des taux d intérêt, du prix des marchandises et du cours des actions de la société (collectivement, le «risque de marché») ont une incidence sur le bénéfice, les flux de trésorerie et les autres éléments du résultat global de la société. Des politiques, processus et systèmes de gestion des risques officiels ont été élaborés pour réduire ces risques. Les types de risques de marché auxquels la société est exposée et les instruments de gestion des risques utilisés pour les réduire sont résumés ci-après. Pour gérer les risques précités, la société a recours à une combinaison d instruments dérivés admissibles et non admissibles. Risque de change Le bénéfice, les flux de trésorerie et les autres éléments du résultat global de la société sont exposés aux fluctuations des taux de change, principalement en raison des filiales dont les comptes sont libellés en dollars américains, des investissements libellés dans cette monnaie, de certains produits libellés dans cette même monnaie ainsi que de certaines charges libellées en euros. La société a mis en place une politique dans le cadre de laquelle elle dote d une couverture économique un niveau minimum de bénéfice libellé en devises sur un horizon prévisionnel de cinq ans. Elle peut aussi couvrir des achats ou des ventes prévus libellés en devises, des emprunts libellés en devises, ainsi que certains soldes liés aux participations dans des satellites et l investissement net dans des filiales libellées en devises. La société a recours à une combinaison d instruments financiers admissibles et non admissibles pour gérer la variabilité des flux de trésorerie découlant de ses participations et filiales libellés dans la devise américaine, et principalement à des instruments dérivés non admissibles pour gérer la variabilité découlant de certains produits libellés dans la devise américaine. 46

48 Risque de taux d intérêt Les flux de trésorerie et le bénéfice de la société sont exposés aux fluctuations des taux d intérêt à court terme en raison de l ajustement périodique des taux d intérêt sur sa dette à taux variable, soit essentiellement ses billets de trésorerie. La société utilise des swaps taux fixe-taux variable et des options pour se prémunir contre l effet des fluctuations éventuelles des taux d intérêt. La société a mis en place un programme qui lui permet d atténuer de façon importante l incidence de la volatilité des taux à court terme sur sa charge d intérêts jusqu en 2017, au moyen de swaps taux fixe-taux variable au taux moyen de 1,5 %. Les flux de trésorerie et le bénéfice de la société sont également exposés aux fluctuations des taux d intérêt à long terme en raison des titres de créance à taux fixes que la société émettra. La société peut recourir à des swaps sur taux d intérêt différés pour se prémunir contre l effet des fluctuations éventuelles des taux d intérêt. Elle a mis en place un programme afin d atténuer de façon importante son exposition à la volatilité des taux d intérêt à long terme sur certaines émissions de titres de créance prévues d ici à Au total, des titres de créance à taux fixes à émettre d une valeur de M$ ont été couverts au taux moyen de 3,8 % des swaps. La société surveille aussi la proportion relative de ses emprunts à taux fixe et à taux variable pour garder la dette consolidée dans la fourchette établie dans la politique approuvée par le conseil d administration, à savoir des emprunts à taux variable représentant au maximum 25 % du total de la dette en cours. La société a recours essentiellement à des instruments dérivés admissibles pour gérer le risque de taux d intérêt. Risque lié au prix des marchandises Les flux de trésorerie et le bénéfice de la société sont exposés aux variations du prix des marchandises en raison de sa participation dans certains actifs et placements et des activités que réalisent ses filiales de services énergétiques. Ces marchandises comprennent le gaz naturel, le pétrole brut, l électricité et les LGN. La société a recours à des instruments dérivés financiers pour fixer une partie de la valeur des positions à prix variable résultant d opérations physiques visant ces marchandises. La société a essentiellement recours à des instruments dérivés non admissibles pour gérer le risque lié au prix des marchandises. Risque sur le cours des actions Le risque sur le cours des actions est le risque de voir les résultats fluctuer par suite de variations du cours de l action de la société. La société est exposée au risque lié au cours de son action ordinaire du fait de l attribution de diverses formes de rémunération à base d actions, ce qui influe sur les résultats du fait de la réévaluation des unités en circulation à chaque période. La société a recours à des dérivés sur actions pour gérer la volatilité des résultats découlant d une forme de rémunération à base d actions, les unités d actions restreintes. La société utilise une combinaison d instruments dérivés admissibles et non admissibles pour gérer le risque sur le cours des actions. TOTAL DES INSTRUMENTS DÉRIVÉS Le tableau ci-après présente la valeur comptable des instruments dérivés de la société et les postes de l état de la situation financière où ils sont comptabilisés. La société n avait pas de couverture de juste valeur en cours au 31 décembre 2013 ni au 31 décembre La société a généralement pour politique de conclure des contrats distincts de l International Swaps and Derivatives Association, Inc. («ISDA») ou des contrats sur dérivés similaires avec la majorité de ses contreparties sur dérivés. Ces contrats prévoient le règlement net d instruments dérivés en cours avec certaines contreparties en cas de faillite ou d autres incidents de crédit graves, et réduiraient donc l exposition de la société au risque de défaillance sur des positions en cours sur des actifs dérivés avec les contreparties dans ces situations particulières. Le tableau ci-après présente également le règlement maximal qui pourrait être reçu advenant ces circonstances particulières. Tous les montants bruts sont présentés dans l état consolidé de la situation financière. 47

49 Instruments dérivés utilisés comme couvertures de flux de trésorerie Instruments dérivés utilisés comme couvertures d investissement net Instruments dérivés non admissibles Total brut des instruments dérivés tel qu il est présenté Montants disponibles à des fins de compensation Total net des instruments dérivés 31 décembre 2013 Comptes débiteurs et autres créances (note 8) Contrats de change (26) 52 Contrats de taux d intérêt (27) 156 Contrats sur marchandises (64) 54 Autres contrats (117) 268 Montants reportés et autres actifs (note 13) Contrats de change (62) 5 Contrats de taux d intérêt (47) 203 Contrats sur marchandises (67) 28 Autres contrats (176) 237 Comptes créditeurs et autres dettes (note 16) Contrats de change (2) (4) (69) (75) 26 (49) Contrats de taux d intérêt (387) - (16) (403) 45 (358) Contrats sur marchandises (14) - (345) (359) 64 (295) (403) (4) (430) (837) 135 (702) Autres passifs à long terme (note 18) Contrats de change (4) (31) (435) (470) 62 (408) Contrats de taux d intérêt (68) - (1) (69) 29 (40) Contrats sur marchandises (2) - (854) (856) 67 (789) (74) (31) (1 290) (1 395) 158 (1 237) Total des actifs (passifs) dérivés, montant net Contrats de change 17 9 (426) (400) - (400) Contrats de taux d intérêt (35) - (4) (39) - (39) Contrats sur marchandises (3) - (999) (1 002) - (1 002) Autres contrats (18) 9 (1 425) (1 434) - (1 434) 48

50 Instruments dérivés utilisés comme couvertures de flux de trésorerie Instruments dérivés utilisés comme couvertures d investissement net Instruments dérivés non admissibles Total brut des instruments dérivés tel qu il est présenté Montants disponibles à des fins de compensation Total net des instruments dérivés 31 décembre 2012 Comptes débiteurs et autres créances (note 8) Contrats de change (101) 129 Contrats de taux d intérêt (9) 7 Contrats sur marchandises (28) 100 Autres contrats (138) 245 Montants reportés et autres actifs (note 13) Contrats de change (40) 275 Contrats de taux d intérêt (25) 5 Contrats sur marchandises (32) 28 Autres contrats (97) 311 Comptes créditeurs et autres dettes (note 16) Contrats de change (5) - (100) (105) 101 (4) Contrats de taux d intérêt (673) - - (673) 9 (664) Contrats sur marchandises (3) - (294) (297) 28 (269) (681) - (394) (1 075) 138 (937) Autres passifs à long terme (note 18) Contrats de change (41) (5) (23) (69) 40 (29) Contrats de taux d intérêt (290) - (15) (305) 25 (280) Contrats sur marchandises (2) - (387) (389) 32 (357) (333) (5) (425) (763) 97 (666) Total des actifs (passifs) dérivés, montant net Contrats de change (31) Contrats de taux d intérêt (938) - 6 (932) - (932) Contrats sur marchandises 5 - (503) (498) - (498) Autres contrats (959) 90 (178) (1 047) - (1 047) Le tableau qui suit présente l échéance et le notionnel ou le nombre des instruments dérivés de la société. 31 décembre Par la suite Contrats de change - contrats à terme en dollars américains - achat (en millions de dollars américains) Contrats de change - contrats à terme en dollars américains - vente (en millions de dollars américains) Contrats de change - contrats à terme en euros - achat (en millions d euros) Contrats de taux d intérêt - emprunts à court terme Contrats de taux d intérêt - dette à long terme Contrats sur actions Contrats sur marchandises - gaz naturel (en milliards de pieds cubes) 17 (8) Contrats sur marchandises - pétrole brut (en millions de barils) (34) (29) (23) (18) (9) - Contrats sur marchandises - LGN (en millions de barils) (10) (2) Contrats sur marchandises - électricité (en mégawatt-heures («MWh»))

51 31 décembre Par la suite Contrats de change - contrats à terme en dollars américains - achat (en millions de dollars américains) Contrats de change - contrats à terme en dollars américains - vente (en millions de dollars américains) Contrats de change - contrats à terme en euros - achat (en millions d euros) Contrats de taux d intérêt - emprunts à court terme Contrats de taux d intérêt - dette à long terme Contrats sur actions Contrats sur marchandises - gaz naturel (en milliards de pieds cubes) Contrats sur marchandises - pétrole brut (en millions de barils) Contrats sur marchandises - LGN (en millions de barils) Contrats sur marchandises - électricité (en MWh) Incidence des instruments dérivés sur les états des résultats et du résultat global Le tableau qui suit présente l incidence avant impôts des couvertures de flux de trésorerie et des couvertures d investissement net sur le résultat net et le résultat global consolidés de la société. Exercices clos les 31 décembre Montant du gain (de la perte) non réalisé comptabilisé dans les autres éléments du résultat global Couvertures de flux de trésorerie Contrats de change 56 (12) (22) Contrats de taux d intérêt 814 (46) (724) Contrats sur marchandises (9) Autres contrats (2) (3) 6 Couvertures d investissement net Contrats de change (81) 1 (26) 778 (8) (694) Montant du gain (de la perte) reclassé du cumul des autres éléments du résultat global au résultat net (partie efficace) Contrats de change 1 (8) 1 1 Contrats de taux d intérêt (1) (10) Contrats sur marchandises 3 1 (3) (55) Autres contrats 4-2 (2) 100 (1) (66) Montant du gain (de la perte) reclassé du cumul des autres éléments du résultat global au résultat net (partie inefficace et montant exclu du test d efficacité) Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises 3 (3) (3) Comptabilisés au poste «Autres produits (charges)» aux états consolidés des résultats. 2 Comptabilisés au poste «Charge d intérêts» aux états consolidés des résultats. 3 Comptabilisés au poste «Coûts des marchandises» aux états consolidés des résultats. 4 Comptabilisés au poste «Exploitation et administration» aux états consolidés des résultats. La société estime qu une perte de 135 M$ comptabilisée dans le cumul des autres éléments du résultat global résultant des couvertures de flux de trésorerie sera reclassée au résultat net dans les 12 prochains mois. Les montants réels reclassés au résultat net dépendront des taux de change, des taux d intérêt et des prix des marchandises en vigueur au moment où les contrats dérivés en cours viendront à échéance. Au 31 décembre 2013, la durée maximale des couvertures de flux de trésorerie était de 48 mois pour toutes les opérations qui étaient prévues. 50

52 Dérivés non admissibles Le tableau qui suit présente les gains et pertes non réalisés liés aux variations de la juste valeur des dérivés non admissibles de la société. Exercices clos les 31 décembre Contrats de change 1 (738) 120 (179) Contrats de taux d intérêt 2 (10) (2) 9 Contrats sur marchandises 3 (496) (765) 280 Autres contrats 4 (3) (2) 4 Total du gain (de la perte) non réalisé lié à la variation de la juste valeur des dérivés (1 247) (649) Comptabilisés aux postes «Produits d exploitation liés aux services de transport et à d autres services» (perte de 352 M$ en 2013; gain de 150 M$ en 2012; perte de 77 M$ en 2011) et «Autres produits (charges)» (perte de 386 M$ en 2013; perte de 30 M$ en 2012; perte de 102 M$ en 2011) aux états consolidés des résultats. 2 Comptabilisés au poste «Charge d intérêts» aux états consolidés des résultats. 3 Comptabilisés aux postes «Produits d exploitation liés aux services de transport et à d autres services» (perte de 375 M$ en 2013; perte de 681 M$ en 2012; gain de 216 M$ en 2011), «Coûts des marchandises» (perte de 35 M$ en 2013; perte de 21 M$ en 2012; gain de 61 M$ en 2011) et «Exploitation et administration» (perte de 86 M$ en 2013; perte de 63 M$ en 2012; gain de 3 M$ en 2011) aux états consolidés des résultats. 4 Comptabilisés au poste «Exploitation et administration» aux états consolidés des résultats. RISQUE DE LIQUIDITÉ Le risque de liquidité représente le risque que la société ne puisse honorer ses obligations financières, y compris les engagements et les garanties, lorsque celles-ci deviennent exigibles. Afin de gérer ce risque, la société prévoit ses besoins en trésorerie pour une période de 12 mois afin de déterminer si elle disposera des fonds nécessaires. Ses principales sources de liquidités et de financement sont les fonds provenant de l exploitation, l émission de billets de trésorerie et les prélèvements effectués sur les facilités de crédit engagées, ainsi que la dette à long terme, qui comprend des débentures et des billets à moyen terme. La société maintient à jour un prospectus préalable de base auprès des autorités en valeurs mobilières, ce qui lui permet, sous réserve des conditions du marché, d accéder rapidement aux marchés boursiers canadiens ou américains. De plus, elle s assure de disposer de liquidités suffisantes en obtenant auprès d un groupe diversifié de banques et d institutions des facilités de crédit engagées qui lui permettent de répondre à tous ses besoins prévus pendant environ un an sans recourir aux marchés financiers. La société respectait toutes les modalités de ses facilités de crédit engagées au 31 décembre Par conséquent, elle a accès à toutes ses facilités de crédit, et les banques sont tenues de lui accorder du financement aux termes de celles-ci (note 17). RISQUE DE CRÉDIT Conclure des instruments financiers dérivés peut également donner lieu à un risque de crédit. Le risque de crédit découle de la possibilité qu une contrepartie manque à ses obligations contractuelles. La société conclut des opérations de gestion des risques principalement avec des institutions dont la notation de crédit est élevée. Le risque de crédit lié aux contreparties à des dérivés est géré au moyen de limites de crédit et d exigences contractuelles, d évaluations fréquentes de la notation de la contrepartie et de conventions de compensation. La société avait en cours des instruments dérivés, des concentrations du risque de crédit ainsi qu une exposition maximale à ce risque auprès des institutions suivantes. 31 décembre Institutions financières au Canada Institutions financières aux États-Unis Institutions financières en Europe Autres Le poste «Autres» comprend les chambres de compensation de marchandises et les contreparties physiques pour le gaz naturel et le pétrole brut. 51

53 Au 31 décembre 2013, la société avait fourni des lettres de crédit totalisant 81 M$ tenant lieu de garantie en trésorerie à ses contreparties aux termes de contrats de l ISDA. La société détenait une garantie en trésorerie de 18 M$ à l égard d expositions à des actifs dérivés au 31 décembre 2013 et n en détenait aucune au 31 décembre Les soldes bruts des dérivés ont été présentés sans tenir compte de l incidence des garanties consenties. Les actifs dérivés sont ajustés au titre du risque de non-exécution des contreparties de la société selon les écarts de leurs swaps sur défaillance et sont reflétés dans la juste valeur. Pour les passifs dérivés, le risque de non-exécution est pris en considération dans le cadre de l évaluation. Le risque de crédit découle aussi des comptes clients et des autres effets à recevoir à long terme. Ce risque est atténué au moyen de limites de crédit et d exigences contractuelles, d évaluations de la notation et de conventions de compensation. Au sein du secteur Distribution de gaz, le risque de crédit est atténué du fait que la société compte une clientèle nombreuse et diversifiée et qu elle peut recouvrer un montant estimatif des créances douteuses par la voie de la tarification. La société surveille activement la vigueur financière d importants clients industriels. Dans certains cas, elle obtient des garanties supplémentaires afin de réduire le risque de défaut sur créances. En règle générale, la société crée une provision pour les comptes débiteurs impayés depuis plus de 30 jours et les classe dans les comptes en souffrance. Le risque de crédit maximal lié aux actifs financiers non dérivés correspond à leur valeur comptable. ÉVALUATION DE LA JUSTE VALEUR Les actifs et passifs financiers de la société évalués à la juste valeur sur une base récurrente comprennent les instruments dérivés. La société fournit également des informations sur la juste valeur d autres instruments financiers qui ne sont pas évalués à la juste valeur. La juste valeur des instruments financiers reflète les meilleures estimations de la valeur de marché établies par la société d après des modèles ou techniques d évaluation généralement reconnus et les prix et taux du marché observables. Lorsque ces valeurs ne sont pas disponibles, la société a recours à l analyse des flux de trésorerie actualisés d après les courbes de taux applicables en fonction des données du marché pour estimer la juste valeur. JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS FINANCIERS La société répartit ses instruments dérivés évalués à la juste valeur selon trois niveaux établis en fonction du caractère observable des données entrant dans l évaluation. Niveau 1 Le niveau 1 comprend les dérivés évalués à la juste valeur en fonction des cours non ajustés s appliquant à des actifs et des passifs identiques sur des marchés actifs et accessibles à la date d évaluation. Par marché actif pour un dérivé, il faut entendre un marché où des opérations sont conclues à une fréquence et à des volumes suffisants pour procurer de manière constante de l information sur les cours. Les instruments de niveau 1 de la société se composent principalement de dérivés négociés en bourse et utilisés pour réduire le risque associé aux fluctuations du prix du pétrole brut. Niveau 2 Le niveau 2 comprend des évaluations de dérivés établies au moyen de données directement ou indirectement observables, sauf les prix cotés inclus dans le niveau 1. Les dérivés de cette catégorie sont évalués au moyen de modèles ou d autres techniques d évaluation standards dans le secteur, techniques qui sont dérivées de données observables sur le marché. Ces techniques d évaluation utilisent des données comme les prix cotés sur le marché à terme, la valeur temps, les facteurs de volatilité et les prix cotés par les courtiers qui peuvent être observés ou corroborés sur le marché pour toute la durée du dérivé. Les dérivés évalués au moyen des données de niveau 2 comprennent les dérivés cotés hors bourse comme les contrats de change à terme de gré à gré et les swaps de devises, les swaps de taux d intérêt, les contrats à terme sur marchandises avec livraison physique, ainsi que des swaps et des options de marchandises pour lesquels il est possible d obtenir des données observables. La société a également classé la juste valeur du placement dans des actions privilégiées qu elle détient jusqu à son échéance et de sa dette à long terme dans le niveau 2. La juste valeur du placement que la société détient dans des actions privilégiées jusqu à son échéance est essentiellement fonction du 52

54 rendement de certaines des obligations du gouvernement du Canada. La juste valeur de la dette à long terme de la société est calculée selon les prix cotés sur le marché pour des instruments dont le rendement et l échéance sont similaires et qui présentent un risque de crédit comparable. Niveau 3 Le niveau 3 comprend des évaluations de dérivés basées sur des données qui sont moins observables, qui ne sont pas disponibles ou pour lesquelles les données observables ne permettent pas d étayer en grande partie la juste valeur des dérivés. En général, les dérivés évalués au moyen des données de niveau 3 portent sur des opérations à plus longue échéance, qui sont conclues sur des marchés moins actifs ou à des endroits pour lesquels il est impossible d obtenir de l information sur le prix, ou à l égard desquelles aucun prix coté par les courtiers n a de force exécutoire pour justifier une classification de niveau 2. La société a élaboré des méthodes axées sur les normes du secteur pour établir la juste valeur de ces dérivés au moyen d une extrapolation des prix et des taux futurs observables. Les dérivés évalués au moyen de données de niveau 3 se composent principalement de contrats dérivés à long terme sur l électricité, les LGN et le gaz naturel, de swaps de base, de swaps de marchandises, de swaps d électricité ou d énergie et d options. La société ne détient aucun autre instrument financier du niveau 3. La société utilise les données les plus observables disponibles pour estimer la juste valeur de ses dérivés. Si possible, la société estime la juste valeur de ses dérivés en s appuyant sur des prix cotés sur le marché. En l absence de prix cotés sur le marché, la société utilise les estimations de courtiers indépendants. La société utilise des techniques d évaluation standards pour calculer la juste valeur estimative des dérivés cotés hors bourse qui sont classés aux niveaux 2 et 3. Ces méthodes font appel aux flux de trésorerie actualisés pour les contrats à terme et les swaps, et au modèle d évaluation de Black-Scholes-Merton pour les options. Les principales données utilisées par la société pour ces techniques d évaluation comprennent les prix observables sur le marché (taux d intérêt, taux de change, prix des marchandises et cours des actions) et la volatilité, selon le type de dérivé et la nature du risque sous-jacent. Enfin, la société tient compte de ses propres écarts de swaps sur défaillance de crédit et de ceux de ses contreparties pour estimer la juste valeur. 53

55 Juste valeur des dérivés La société a classé ses actifs et passifs dérivés évalués à la juste valeur comme suit : 31 décembre 2013 Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total brut des instruments dérivés Actifs financiers Actifs dérivés à court terme Contrats de change Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises Autres contrats Actifs dérivés à long terme Contrats de change Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises Autres contrats Passifs financiers Passifs dérivés à court terme Contrats de change - (75) - (75) Contrats de taux d intérêt - (403) - (403) Contrats sur marchandises (9) (248) (102) (359) (9) (726) (102) (837) Passifs dérivés à long terme Contrats de change - (470) - (470) Contrats de taux d intérêt - (69) - (69) Contrats sur marchandises - (701) (155) (856) - (1 240) (155) (1 395) Total des actifs (passifs) financiers, montant net Contrats de change - (400) - (400) Contrats de taux d intérêt - (39) - (39) Contrats sur marchandises (3) (835) (164) (1 002) Autres contrats (3) (1 267) (164) (1 434) 54

56 31 décembre 2012 Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total brut des instruments dérivés Actifs financiers Actifs dérivés à court terme Contrats de change Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises Autres contrats Actifs dérivés à long terme Contrats de change Contrats de taux d intérêt Contrats sur marchandises Autres contrats Passifs financiers Passifs dérivés à court terme Contrats de change - (105) - (105) Contrats de taux d intérêt - (673) - (673) Contrats sur marchandises (9) (212) (76) (297) (9) (990) (76) (1 075) Passifs dérivés à long terme Contrats de change - (69) - (69) Contrats de taux d intérêt - (305) - (305) Contrats sur marchandises - (314) (75) (389) - (688) (75) (763) Total des actifs (passifs) financiers, montant net Contrats de change Contrats de taux d intérêt - (932) - (932) Contrats sur marchandises (6) (468) (24) (498) Autres contrats (6) (1 017) (24) (1 047) Le tableau qui suit présente les données non observables importantes qui ont servi à l évaluation de la juste valeur des instruments dérivés du niveau 3 : 31 décembre 2013 Juste valeur Données non observables Prix minimal Prix maximal Prix moyen pondéré (juste valeur en millions de dollars canadiens) Contrats sur marchandises - financiers 1 Gaz naturel 4 Prix à terme du gaz 3,64 5,18 4,37 en dollars le MBTU 3 Pétrole 1 Prix à terme du brut 67,52 103,86 72,84 en dollars le baril LGN (8) Prix à terme des LGN 1,00 2,26 1,53 en dollars le gallon Prix à terme de Électricité (141) l électricité 43,50 67,67 57,62 en dollars le MWh Contrats sur marchandises - avec livraison physique 1 Gaz naturel (22) Prix à terme du gaz 3,36 5,29 4,18 en dollars le MBTU 3 Pétrole (10) Prix à terme du brut 64,73 113,19 92,15 en dollars le baril LGN 4 Prix à terme des LGN 0,02 2,68 1,59 en dollars le gallon Électricité (1) Prix à terme de l électricité 32,40 38,98 35,07 en dollars le MWh Options sur marchandises 2 Gaz naturel 2 Volatilité des options 25 % 31 % 28 % LGN 7 Volatilité des options 22 % 44 % 31 % (164) 1 Les contrats à terme sur marchandises avec livraison physique et financiers sont évalués en ayant recours à une méthode d évaluation axée sur le marché. 2 Les contrats d options sur marchandises sont évalués en ayant recours à une méthode d évaluation fondée sur un modèle d option. 3 Un million de British Thermal Units («MBTU»). 55

57 En cas d ajustement, les données non observables importantes présentées dans le tableau qui précède auraient une incidence directe sur la juste valeur des instruments dérivés de niveau 3 de la société. Les données non observables importantes qui ont servi à l évaluation de la juste valeur des instruments dérivés du niveau 3 comprennent les prix à terme des marchandises et, dans le cas des contrats d options, la volatilité des prix. Des variations des prix à terme des marchandises pourraient entraîner des écarts importants entre les justes valeurs des instruments dérivés du niveau 3 de la société. Des variations de la volatilité des prix pourraient avoir pour effet de modifier la valeur des contrats d option. En général, la modification d une estimation des prix à terme des marchandises n a pas rapport avec la modification de l estimation de la volatilité des prix. Les variations de la juste valeur nette des actifs et passifs dérivés classée au niveau 3 dans la hiérarchie des justes valeurs ont été comme suit : Exercices clos les 31 décembre Montant net des actifs (passifs) dérivés de niveau 3 au début de la période (24) 32 Total des gains (pertes) Compris dans le résultat 1 (100) (69) Compris dans les autres éléments du résultat global - 13 Règlements (40) - Montant net des passifs dérivés de niveau 3 à la fin de la période (164) (24) 1 Comptabilisés dans les produits d exploitation liés au transport et à d autres services, dans les coûts des marchandises et dans les charges d exploitation et d administration aux états consolidés des résultats. La société a pour politique de comptabiliser les transferts au dernier jour de la période. Il n y avait aucun transfert entre les niveaux aux 31 décembre 2013 et JUSTE VALEUR D AUTRES INSTRUMENTS FINANCIERS La société comptabilise ses placements en instruments de capitaux propres dans d autres entités qui ne sont pas classés comme étant détenus jusqu à leur échéance à la juste valeur, et les variations de la juste valeur sont comptabilisées dans les autres éléments du résultat global, sauf s il n existe pas de prix cotés sur un marché actif pour évaluer la juste valeur, auquel cas ces placements sont comptabilisés au coût. La valeur comptable de l ensemble des placements en instruments de capitaux propres comptabilisés au coût a totalisé 103 M$ au 31 décembre 2013 (66 M$ en 2012). La société détient un placement dans des actions privilégiées qui est arrivé à échéance et qu elle comptabilise à son coût amorti de 287 M$ au 31 décembre 2013 (246 M$ en 2012). Ces actions privilégiées donnent droit à un dividende privilégié cumulatif fondé sur le rendement moyen des obligations du gouvernement du Canada à plus de 10 ans, majoré d un taux compris entre 4,3 % et 4,4 %. Au 31 décembre 2013, la juste valeur de ce placement dans des actions privilégiées avoisine sa valeur nominale de 580 M$ (580 M$ en 2012). Au 31 décembre 2013, la valeur comptable et la juste valeur de la dette à long terme de la société s établissaient respectivement à M$ ( M$ en 2012) et à M$ ( M$ en 2012). 56

58 24. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES RAPPROCHEMENT DES TAUX D IMPOSITION Exercices clos les 31 décembre Bénéfice avant impôts, activités abandonnées et perte extraordinaire Taux d imposition réglementaire fédéral du Canada 15 % 15 % 16,5 % Impôts prévus au taux réglementaire fédéral Augmentation (diminution) attribuable aux éléments suivants : Impôts des provinces et des États sur les bénéfices (1) Écarts des taux réglementaires et des taux d imposition à l étranger 1 45 (69) 130 Incidences du traitement comptable s appliquant aux activités à tarifs réglementés (55) (38) (15) Montant déductible des frais d intérêts à l étranger (39) (24) (19) Impôt de la partie VI.1, moins la déduction pour l impôt de la partie I Cession d un placement intersociétés Participations ne donnant pas le contrôle 26 (32) (62) Autres (29) Impôts sur les bénéfices avant activités abandonnées et perte extraordinaire Taux d imposition effectif 20,0 % 14,4 % 26,0 % 1 Le taux d imposition effectif de 2012 tenait compte des pertes importantes découlant de certaines mesures de gestion des risques liées aux activités que mène la société aux États-Unis et du fait que le taux d imposition réglementaire fédéral aux États- Unis est plus élevé que le taux d imposition réglementaire fédéral au Canada. Les pertes ne se sont pas reproduites avec la même ampleur en Représente l impôt de la partie VI.1 sur les distributions versées sous forme de dividendes sur les actions privilégiées, déduction faite d un montant déductible fédéral. En 2013, cet impôt a été présenté déduction faite d une économie d impôt fédéral de 11 M$ liée à des modifications apportées à la législation fiscale qui sont entrées en vigueur au cours de l exercice. 3 En décembre 2012 et en octobre 2011, Enbridge et certaines de ses filiales en propriété exclusive ont vendu certains actifs au fonds. Comme ces opérations ont eu lieu entre des entités sous le contrôle commun de la société, les gains intersociétés réalisés par suite de ces transferts ont été éliminés, même si des charges d impôt de 56 M$ et 98 M$ sont restées, pour 2012 et 2011, imputées aux résultats, dont la composante d impôt fédéral s élevait à 33 M$ et 59 M$. La société conserve l économie d impôts en espèces payés, augmentant de ce fait la valeur fiscale de son placement dans les entités sous-jacentes. La comptabilisation de cette économie n est cependant pas permise tant que les entités ne sont pas vendues à l extérieur du groupe consolidé. 4 Le poste «Autres» comprend pour 2013 un montant de 55 M$ au titre de la composante fédérale de l incidence fiscale d ajustements liés à des périodes antérieures. Les chiffres correspondants du rapprochement des impôts sur les bénéfices de 2012 et de 2011 ont été retraités pour qu ils soient conformes à la présentation adoptée pour l exercice. En 2013, selon le format de présentation adopté, les impôts prévus sont calculés en fonction du taux d imposition réglementaire fédéral plutôt que d un taux d imposition combiné fédéral-provincial. Ce format est préférable, car il est utilisé plus couramment par les sociétés qui appliquent les PCGR des États-Unis. 57

59 COMPOSANTES DU BÉNÉFICE AVANT IMPÔTS ET DES IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES Exercices clos les 31 décembre Bénéfice avant impôts sur les bénéfices, activités abandonnées et perte extraordinaire Canada États-Unis 132 (58) Autres Impôts sur les bénéfices exigibles Canada (30) États-Unis (30) Autres 4 3 (6) (8) Impôts sur les bénéfices reportés Canada États-Unis 100 (157) Impôts sur les bénéfices avant activités abandonnées et perte extraordinaire COMPOSANTES DES IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES REPORTÉS Des actifs et passifs d impôts reportés sont comptabilisés au titre des conséquences fiscales futures des différences entre la valeur comptable des actifs et des passifs et leur valeur fiscale. Les principales composantes des actifs et passifs d impôts reportés s établissent comme suit : 31 décembre Passifs d impôts reportés Immobilisations corporelles (1 984) (1 289) Placements (1 226) (1 397) Actifs réglementaires (248) (221) Autres (115) (144) Total des passifs d impôts reportés (3 573) (3 051) Actifs d impôts reportés Instruments financiers Régimes de retraite et d ACR Report en avant de pertes Autres Total des actifs d impôts reportés Moins : provision pour moins-value (28) (27) Total des actifs d impôts reportés, montant net Passifs d impôts reportés, montant net (2 789) (2 306) Présentés comme suit : Actif Comptes débiteurs et autres créances (note 8) Impôts sur les bénéfices reportés Total des actifs d impôts reportés Passif Impôts sur les bénéfices reportés (2 925) (2 483) Total des passifs d impôts reportés (2 925) (2 483) Passifs d impôts reportés, montant net (2 789) (2 306) Des provisions pour moins-value ont été constituées au titre de certains reports en avant de pertes et de crédits qui viennent réduire les actifs d impôts reportés à un montant dont la réalisation est plus probable qu improbable. 58

60 Au 31 décembre 2013, la société a comptabilisé une économie au titre des reports en avant de pertes fiscales inutilisées de 322 M$ (183 M$ en 2012) au Canada qui commencent à expirer à compter de Au 31 décembre 2013, la société a comptabilisé une économie au titre des reports en avant de pertes fiscales inutilisées de 34 M$ (222 M$ en 2012) aux États-Unis qui expirent en La société n a pas constitué de provision au titre des impôts reportés de 573 M$ (548 M$ en 2012) sur les bénéfices non distribués des filiales étrangères au 31 décembre 2013, car ces bénéfices devaient être réinvestis indéfiniment dans les activités de ces filiales étrangères. Si ces bénéfices étaient distribués sous forme de dividendes ou autrement, la société serait assujettie à l impôt sur ces bénéfices aux États-Unis. Sur le plan pratique, il n est pas possible de déterminer le passif d impôts qui pourrait résulter de la distribution de ces bénéfices. La société et au moins l une de ses filiales sont assujetties à l impôt au Canada, aux États-Unis et dans d autres pays. Les principaux pays dans lesquels la société peut faire l objet d examens comprennent les États-Unis (au fédéral et au Texas) et le Canada (au fédéral, en Alberta, en Ontario et au Québec). Les années d imposition 2006 et 2008 à 2013 peuvent encore être soumises à un examen dans les juridictions canadiennes, tandis que les années d imposition 2009 à 2013 peuvent l être dans les juridictions américaines. À l heure actuelle, la société n est l objet d aucun examen sur des questions fiscales dans les pays où elle est assujettie à l impôt sur les bénéfices. ÉCONOMIES D IMPÔTS NON COMPTABILISÉES Exercices clos les 31 décembre Économies d impôts non comptabilisées au début de l exercice Augmentations brutes des positions fiscales de l exercice Augmentations (diminutions) brutes des positions fiscales d exercices antérieurs (14) 3 Réduction en raison de l expiration du délai de prescription (4) (5) Économies d impôts non comptabilisées à la fin de l exercice Si elles sont comptabilisées, les économies d impôts non comptabilisées au 31 décembre 2013 auraient une incidence sur le taux d imposition effectif de la société. Les augmentations brutes des positions fiscales adoptées pour l exercice se rapportent au calcul de la marge bénéficiaire au Texas («Texas Margin Tax»). Les diminutions brutes des positions fiscales des exercices précédents se rapportent à la production de positions fondées sur la législation pratiquement en vigueur s appliquant à l impôt de la partie VI.1 qui a été adoptée au deuxième trimestre de La société comptabilise des intérêts et des pénalités à payer en ce qui concerne les économies d impôt non comptabilisées à titre de composante des impôts sur les bénéfices. La charge d impôts sur les bénéfices de l exercice clos le 31 décembre 2013 comprend une économie de 5 M$ (charge de 1 M$ en 2012; charge de 1 M$ en 2011) au titre des intérêts et des pénalités. L économie au titre des intérêts et des pénalités est pratiquement attribuée aux intérêts qui ont été précédemment comptabilisés sur la production d une position qui est maintenant légalement prescrite. Au 31 décembre 2013, des intérêts et des pénalités à payer totalisant 5 M$ (10 M$ en 2012) ont été comptabilisés. 59

61 25. PRESTATIONS DE RETRAITE ET AVANTAGES COMPLÉMENTAIRES DE RETRAITE RÉGIMES DE RETRAITE La société offre trois régimes de retraite enregistrés à ses salariés, régimes qui sont à prestations déterminées, à cotisations déterminées, ou les deux. Les régimes canadiens offrent aux salariés canadiens d Enbridge des régimes à prestations déterminées et à cotisations déterminées qui sont capitalisés par la société. Le régime de retraite américain d Enbridge (le «régime américain») offre un régime à prestations déterminées capitalisé par la société à l intention des salariés en poste aux États-Unis. La société a établi quatre régimes de retraite supplémentaires qui offrent des prestations de retraite s ajoutant aux régimes de base pour certains salariés. La date d évaluation utilisée pour déterminer les actifs des régimes et l obligation au titre des prestations constituées était le 31 décembre 2013 pour le régime canadien et le régime américain. Régimes à prestations déterminées En vertu des régimes à prestations déterminées, les prestations de retraite sont fondées sur le nombre d années de service et la rémunération moyenne de fin de carrière. Ces prestations sont indexées en partie sur l inflation après le départ à la retraite d un membre. En 2013, les hypothèses relatives au taux de mortalité ont été révisées pour les régimes canadiens et ont donné lieu à une augmentation de 58 M$ du passif au titre des prestations constituées. Les cotisations de la société sont effectuées d après des évaluations actuarielles indépendantes et elles sont investies surtout dans des actions et des titres à revenu fixe inscrits en bourse. Les dates des évaluations actuarielles les plus récentes et des prochaines évaluations actuarielles obligatoires des régimes de base sont les suivantes : Date de la dernière évaluation actuarielle déposée Date de la prochaine évaluation actuarielle obligatoire Régimes canadiens Oléoducs 31 décembre décembre 2013 Distribution de gaz 1 er septembre er septembre 2016 Régime américain 1 er janvier er janvier 2014 Régimes à cotisations déterminées Les cotisations sont généralement fondées sur l âge, le nombre d années de service et la rémunération de chaque participant. Pour les régimes à cotisations déterminées, les coûts au titre des prestations de retraite correspondent au montant des cotisations que doit verser la société. AVANTAGES COMPLÉMENTAIRES DE RETRAITE Les ACR comprennent principalement une garantie supplémentaire d assurance-maladie et d assurance soins dentaires, une assurance-vie de même qu un compte gestion-santé pour les salariés retraités admissibles. 60

62 OBLIGATIONS AU TITRE DES PRESTATIONS CONSTITUÉES ET CAPITALISATION Les tableaux qui suivent indiquent l évolution de l obligation au titre des prestations, de la juste valeur des actifs des régimes et des actifs ou passifs inscrits des régimes de retraite à prestations déterminées et des régimes d ACR de la société, selon la méthode de la comptabilité d exercice. Prestations de retraite ACR 31 décembre Variation de l obligation au titre des prestations constituées Obligation au titre des prestations au début de l exercice Coût des services Coût financier Cotisations des salariés (Gains) perte actuariels (110) 106 (40) 14 Prestations versées (75) (64) (7) (8) Incidence de la fluctuation des taux de change 19 (5) 6 (2) Autres 8 (2) (1) (5) Obligation au titre des prestations à la fin de l exercice Variation des actifs des régimes Juste valeur des actifs des régimes au début de l exercice Rendement réel des actifs des régimes Cotisations versées par l employeur Cotisations des salariés Prestations versées (75) (64) (7) (8) Incidence de la fluctuation des taux de change 13 (3) 5 (1) Autres 6 (2) - (2) Juste valeur des actifs des régimes à la fin de l exercice Situation de sous-capitalisation à la fin de l exercice (104) (379) (159) (199) Présentée comme suit : Montants reportés et autres actifs Comptes créditeurs et autres dettes - - (5) (5) Autres passifs à long terme (note 18) (110) (379) (154) (194) (104) (379) (159) (199) 1 La société détient des actifs de 27 M$ (19 M$ en 2012) dans des comptes de fiducie qui garantissent les régimes de retraite supplémentaires non enregistrés à l intention des participants aux régimes américains. En raison de la réglementation fiscale des États-Unis, ces actifs ne sont pas protégés des créanciers. Par conséquent, la société n est pas en mesure d inclure ces soldes dans les actifs des régimes à des fins comptables. Ces actifs sont cependant engagés pour le règlement futur des obligations au titre des régimes de retraite supplémentaires non enregistrés incluses dans la situation de sous-capitalisation à la clôture de la période. Les hypothèses moyennes pondérées ayant servi au calcul des obligations au titre des prestations projetées des régimes de retraite et ACR sont les suivantes : Prestations de retraite ACR Exercices clos les 31 décembre Taux d actualisation 5,0 % 4,2 % 4,5 % 4,9 % 4,0 % 4,4 % Taux moyen de croissance de la rémunération 3,7 % 3,7 % 3,5 % 61

63 COÛTS DES PRESTATIONS, MONTANT NET COMPTABILISÉ Prestations de retraite ACR Exercices clos les 31 décembre Prestations gagnées au cours de l exercice Coût financier des obligations au titre des prestations projetées Rendement prévu des actifs des régimes (103) (93) (92) (4) (3) (3) Amortissement du coût des services passés Amortissement de la perte actuarielle Coûts des prestations déterminées, montant net comptabilisé selon la comptabilité d exercice Coûts au titre des régimes à cotisations déterminées Coûts des prestations, montant net, comptabilisé aux états consolidés des résultats Montant comptabilisé dans les autres éléments du résultat global : (Gains) perte actuariels, montant net 1 (158) (45) Coût (économie) des services passés, montant net (1) Montant total comptabilisé dans les autres éléments du résultat global (158) (43) Montant total comptabilisé dans le résultat global (22) (25) Au 31 décembre 2013, les pertes actuarielles non amorties portées au cumul des autres éléments du résultat global, avant impôts, s établissaient à 246 M$ (388 M$ en 2012) à l égard des régimes de retraite et à 11 M$ (60 M$ en 2012) à l égard des ACR. 2 Au 31 décembre 2013, les coûts des services passés portés au cumul des autres éléments du résultat global, avant impôts, s établissaient à 6 M$ (4 M$ en 2012) à l égard des ACR. Selon la société, un montant d environ 12 M$ lié aux régimes de retraite et un montant d environ 1 M$ lié aux régimes d ACR au 31 décembre 2013 seront reclassés du poste Cumul des autres éléments du résultat global aux résultats au cours des 12 prochains mois. Des ajustements au titre de la réglementation sont comptabilisés dans les états consolidés des résultats, les états consolidés du résultat global et les états consolidés de la situation financière afin de rendre compte de l écart entre la charge de retraite à des fins comptables et celle aux fins de tarification. Les actifs ou les passifs réglementaires compensatoires sont inscrits dans la mesure où il est probable que les charges/gains au titre des régimes de retraite ou des ACR seront recouvrés auprès des clients ou remboursés à ceux-ci par le biais des tarifs futurs (note 6). Pour l exercice clos le 31 décembre 2013, un actif réglementaire compensatoire de 3 M$ (22 M$ en 2012) a été comptabilisé dans la mesure où il est probable que les charges au titre des régimes de retraite ou des ACR seront recouvrées auprès des clients par le biais des tarifs futurs. Les hypothèses moyennes pondérées formulées pour évaluer la charge au titre des régimes de retraite et des ACR s établissent comme suit : Prestations de retraite ACR Exercices clos les 31 décembre Taux d actualisation 4,2 % 4,5 % 5,6 % 4,0 % 4,4 % 5,6 % Rendement moyen des actifs des régimes de retraite 6,7 % 7,1 % 7,3 % 6,0 % 6,0 % 6,0 % Taux moyen de croissance de la rémunération 3,7 % 3,5 % 3,5 % 62

64 TAUX TENDANCIELS DU COÛT DES SOINS MÉDICAUX Les taux hypothétiques pour le prochain exercice qui ont été retenus aux fins de l évaluation du coût prévu des avantages sont les suivants : Taux tendanciel hypothétique du coût des soins médicaux pour le prochain exercice Taux tendanciel final hypothétique du coût des soins médicaux Exercice au cours duquel le taux tendanciel final hypothétique devrait être atteint Régimes canadiens Médicaments 8,3 % 4,5 % 2029 Autres soins médicaux 4,5 % - - Régime américain 7,4 % 4,5 % 2030 Une augmentation de 1 % du taux tendanciel hypothétique du coût des soins médicaux entraînerait une augmentation de 30 M$ de l obligation au titre des avantages et une hausse de 2 M$ du coût des avantages et du coût financier. Une diminution de 1 % du taux tendanciel hypothétique du coût des soins médicaux entraînerait une diminution de 25 M$ de l obligation au titre des avantages et une diminution de 2 M$ du coût des avantages et du coût financier. ACTIFS DES RÉGIMES La société gère les risques liés aux placements de la caisse de retraite de ses régimes de retraite en établissant une politique à long terme de composition de l actif pour chacun de ses régimes, laquelle tient compte des éléments suivants : i) la nature des passifs du régime de retraite; ii) l horizon de placement du régime; iii) la continuité d exploitation et l état de solvabilité du régime ainsi que ses besoins de trésorerie; iv) l environnement d exploitation et la situation financière de la société et sa capacité à résister aux fluctuations des cotisations au régime; v) les perspectives économiques et celles des marchés financiers en ce qui concerne le rendement des investissements, la volatilité des rendements et la corrélation qui existe entre les actifs. Le taux de rendement global prévu repose sur les cibles de répartition des actifs, et les rendements estimatifs des titres de participation et des titres de créance, sur les prévisions à long terme. Taux de rendement prévu des actifs des régimes Prestations de retraite ACR Exercices clos les 31 décembre Régimes canadiens 6,6 % 6,9 % Régime américain 7,2 % 7,3 % 6,0 % 6,0 % Composition cible des actifs des régimes Régime de retraite du secteur Oléoducs Régimes canadiens Régime de retraite du secteur Distribution de gaz Régime américain Titres de participation 62,5 % 53,5 % 62,5 % Titres à revenu fixe 30,0 % 40,0 % 30,0 % Autres 7,5 % 6,5 % 7,5 % Principales catégories d actifs des régimes Les actifs des régimes sont investis essentiellement dans des titres facilement négociables, certaines contraintes quant à la qualité du crédit étant imposées aux titres à revenu fixe. Au 31 décembre 2013, les actifs des régimes de retraite étaient investis à 58,0 % (59,1 % en 2012) dans des titres de participation, à 31,0 % (32,4 % en 2012) dans des titres à revenu fixe et à 11,0 % (8,5 % en 2012) dans d autres placements. Les actifs des régimes d ACR étaient investis à 59,3 % (58,1 % en 2012) dans des titres de participation, à 38,3 % (35,5 % en 2012) dans des titres à revenu fixe et à 2,4 % (6,4 % en 2012) dans d autres placements. 63

65 Le tableau qui suit résume les instruments financiers des régimes de retraite de la société à leur juste valeur. Les instruments non financiers d une valeur comptable de 1 M$ (passif de 15 M$ en 2012) et les actifs d impôts remboursables de 85 M$ (76 M$ en 2012) en sont exclus. 31 décembre Niveau Niveau Niveau Total Niveau Niveau Niveau Total Prestations de retraite Trésorerie et équivalents Titres à revenu fixe Obligations du gouvernement canadien Obligations et débentures de sociétés Fonds indiciel d obligations de sociétés canadiennes Fonds indiciel d obligations du gouvernement canadien Fonds indiciel de titres de créance américains Titres de participation Titres de participation de sociétés canadiennes Titres de participation de sociétés américaines Titres de participation mondiaux Fonds d actions canadiennes Fonds d actions américaines Fonds d actions mondiales Infrastructrures Immobilier Contrats de change à terme - (6) - (6) - (2) - (2) Avantages complémentaires de retraite Trésorerie et équivalents Titres à revenu fixe Obligations du gouvernement ou d organismes gouvernementaux des États-Unis Titres de participation Fonds d actions américaines Fonds d actions mondiales Le niveau 1 comprend les actifs dont l évaluation repose sur des prix cotés sur un marché actif pour des actifs identiques. 2 Le niveau 2 comprend les actifs dont l évaluation repose sur des données observables importantes. 3 Le niveau 3 comprend les actifs dont l évaluation repose sur des données non observables importantes. 4 La juste valeur de la participation dans le fonds United States Limited Partnership Global Infrastructure Fund est établie à l aide de modèles d évaluation. 5 La juste valeur des participations dans le fonds Bentall Kennedy Prime Canadian Property Fund Ltd et dans AEW Core Property Trust est établie à l aide de modèles d évaluation. 64

66 Les variations de la juste valeur nette des actifs des régimes dont l évaluation est classée dans le niveau 3 dans la hiérarchie des justes valeurs s établissent comme suit : Solde au début de l exercice Gains réalisés et non réalisés 7 11 Acquisitions et règlements, montant net 34 6 Solde à la fin de l exercice Cotisations de la société aux régimes Pension OPEB Exercices clos les 31 décembre Total des cotisations Cotisations devant être versées en Versements de prestations à effectuer par la société Exercices clos les 31 décembre Versements de prestations futurs prévus AUTRES PRODUITS (CHARGES) Exercices clos les 31 décembre Gains (perte) de change nets (272) Provision pour les fonds propres utilisés durant la construction Produit d intérêts sur les prêts à des sociétés affiliées Produits d intérêts Revenus de dividendes sur actions privilégiées de Noverco Gain sur cession (note 7) Recouvrement des coûts liés aux ACR (note 6) Autres (135) VARIATION DE L ACTIF ET DU PASSIF D EXPLOITATION Exercices clos les 31 décembre Comptes débiteurs et autres créances (789) (122) 121 Montants à recevoir de sociétés affiliées (53) 43 (17) Stocks (315) Montants reportés et autres actifs (25) (380) (322) Comptes créditeurs et autres dettes 832 (319) 421 Montants à payer à des sociétés affiliées 46 (48) 41 Intérêts à payer Autres passifs à long terme (130) (409) (660)

67 28. OPÉRATIONS ENTRE APPARENTÉS Toutes les opérations entre apparentés sont réalisées dans le cours normal des activités et, sauf indication contraire, sont mesurées à la valeur d échange, soit le montant de la contrepartie établi et convenu par les apparentés. La coentreprise Vector fait appel aux services d Enbridge pour exploiter son pipeline. Facturés au coût, conformément à des conventions de services, ces services rendus se sont chiffrés à 6 M$ pour l exercice clos le 31 décembre 2013 (6 M$ en 2012; 6 M$ en 2011). Certaines filiales en propriété exclusive de la société, œuvrant dans les secteurs Distribution de gaz naturel et Gazoducs, traitement et services énergétiques, ont pris des engagements avec plusieurs sociétés affiliées constituées sous forme de coentreprises qui sont comptabilisées selon la méthode de la valeur de consolidation. Les montants imputés au titre des services de transport ont totalisé 222 M$ pour l exercice clos le 31 décembre 2013 (127 M$ en 2012; 106 M$ en 2011). De plus, certaines filiales en propriété exclusive du secteur Gazoducs, traitement et services énergétiques ont effectué des achats de gaz naturel de 99 M$ (15 M$ en 2012; néant en 2011) et des ventes de 10 M$ (7 M$ en 2012; 5 M$ en 2011) auprès de plusieurs sociétés affiliées qui sont des coentreprises au cours de l exercice clos le 31 décembre CRÉANCE À LONG TERME D UNE SOCIÉTÉ AFFILIÉE Les montants à recevoir de sociétés affiliées comprennent une série de prêts consentis à Vector totalisant 181 M$ (178 M$ en 2012) inclus sous le poste «Montants reportés et autres actifs» et exigent des paiements d intérêts trimestriels, à des taux d intérêt annuels variant entre 3 % et 8 %. 29. ENGAGEMENTS ET ÉVENTUALITÉS ENGAGEMENTS La société a signé des contrats se rapportant principalement à l achat de services, de canalisations, d autres matériaux et de transport totalisant M$ qui doivent être payés au cours des cinq prochains exercices, un montant total de M$ à payer par la suite. Les paiements minimums futurs au titre des contrats de location-exploitation sont estimés à 817 M$ au total. Les paiements annuels au titre de la location sont estimés à 116 M$, 111 M$, 108 M$, 98 M$ et 52 M$, respectivement, pour chacun des exercices se clôturant les 31 décembre de 2014 à 2018, et à 332 M$ par la suite. Les charges locatives au titre des contrats de location-exploitation, portées aux frais d exploitation et d administration, ont totalisé, respectivement, 49 M$, 31 M$ et 28 M$ pour les exercices clos les 31 décembre 2013, 2012 et PASSIFS ENVIRONNEMENTAUX Au 31 décembre 2013, la société a inscrit un montant de 260 M$ (107 M$ en 2012) dans le passif à court terme et de 27 M$ (18 M$ en 2012) dans les autres passifs à long terme au titre de coûts engagés principalement aux fins des mesures correctives prises à l égard des sites contaminés, des matériaux renfermant de l amiante, de la gestion de l élimination des déchets dangereux, des mesures visant la qualité de l air en cours à l égard de certains actifs de liquides et de gaz naturel et d amendes ou de sanctions connues. ENBRIDGE ENERGY PARTNERS, L.P. Enbridge détient une participation totale, directe et indirecte, d environ 20,6 % dans EEP (21,8 % en 2012; 23,0 % en 2011), qui est consolidée, avec les participations ne donnant pas le contrôle, dans le secteur Placements à titre de promoteur. Déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 14 du réseau Lakehead Le 27 juillet 2012, un déversement de pétrole a été constaté sur la canalisation 14 du réseau Lakehead d EEP près de Grand Marsh, dans le Wisconsin. Le volume estimatif du déversement de pétrole était de quelque barils. EEP a reçu une ordonnance de mesures correctives de la Pipeline and Hazardous 66

68 Materials Safety Administration («PHMSA») le 30 juillet 2012, puis une ordonnance modificatrice le 1 er août À la remise en service de la canalisation 14 le 7 août 2012, la PHMSA a limité la pression d exploitation à 80 % de ce qu elle était juste avant l incident. Au cours du quatrième trimestre de 2013, EEP a obtenu de la PHMSA l autorisation de supprimer la limite de pression et de revenir à des pressions d exploitation normales pour une période de 12 mois. En décembre 2014, la PHMSA évaluera de nouveau le statut du pipeline à la lumière de l information recueillie tout au long de Le coût total estimatif du déversement de pétrole brut de la canalisation 14 se chiffre encore à environ 10 M$ US (montant net après impôts de 1 M$ attribuable à Enbridge), y compris un montant approximatif de 2 M$ US en perte de produits d exploitation, sans compter les amendes et les pénalités. En dépit des efforts déployés par EEP pour s assurer du caractère raisonnable de ses estimations, il est possible que les montants évalués relativement à ce déversement changent à la lumière de données plus fiables. EEP présentera des demandes d indemnisation au titre de la police d assurance multirisque d Enbridge, mais ne prévoit aucun règlement éventuel important. Déversements de pétrole brut provenant des canalisations 6A et 6B du réseau Lakehead Déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B Le 26 juillet 2010, un déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B du réseau Lakehead d EEP a été signalé près de Marshall, dans le Michigan. EEP estime à barils la quantité de pétrole brut répandue à cet endroit, une partie de ce pétrole ayant atteint le ruisseau Talmadge, affluent de la rivière Kalamazoo. Le pétrole brut déversé s est répandu sur environ 61 kilomètres (38 milles) le long du ruisseau Talmadge et de la rivière Kalamazoo, atteignant notamment des zones résidentielles, des entreprises, des terres agricoles et des marais entre Marshall et la région en aval de Battle Creek, dans le Michigan. Par suite du déversement, une structure de commande unifiée a été mise sur pied sous l égide de l Environmental Protection Agency («EPA»), du Département des ressources naturelles et de l environnement du Michigan et d autres organismes de réglementation locaux, étatiques et fédéraux des États-Unis. Au 31 décembre 2013, le total des coûts estimatifs d EEP pour le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B se chiffrait à M$ US (montant après impôts de 181 M$ attribuable à Enbridge), ce qui représente une hausse de 302 M$ US (montant après impôts de 44 M$ attribuable à Enbridge) comparativement à l estimation au 31 décembre Ce total des coûts estimatifs ne tient pas compte des règlements des compagnies d assurance ni des amendes et des pénalités autres que celle de 30 M$ mentionnée ci-dessous. Le 14 mars 2013, EEP a reçu une ordonnance de l EPA (l «ordonnance») qui a défini la portée des travaux supplémentaires de confinement et la récupération active de pétrole submergé relativement au déversement de pétrole brut de la canalisation 6B. EEP a déposé son plan initial des travaux proposés auprès de l EPA le 4 avril 2013, et a déposé un plan de travail révisé le 23 avril Le 8 mai 2013, l EPA a approuvé le plan de travail pour l évaluation et la récupération du pétrole submergé (ÉRPS) tel qu il a été modifié. EEP a incorporé la modification et déposé le plan ÉRPS approuvé le 13 mai L ordonnance stipule que les travaux doivent être terminés d ici le 31 décembre À l heure actuelle, EEP a achevé la quasi-totalité du plan ÉRPS, sauf pour ce qui est des travaux de dragage du lac Morrow et de son delta. EEP collabore actuellement avec l EPA pour faire en sorte que les travaux soient terminés dès qu il sera raisonnablement possible de le faire, notamment en vue d obtenir les permis locaux et de l État nécessaires et de prendre en compte les conditions météorologiques. De l augmentation de 302 M$ US se rapportant au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B par rapport au 31 décembre 2012, une tranche de 280 M$ US était principalement attribuable aux travaux supplémentaires requis aux termes de l ordonnance, notamment l élargissement de la portée du dragage conformément aux stipulations de l ordonnance, ainsi que de tous les coûts connexes, qu ils soient de nature environnementale, à l égard des permis requis, pour l élimination des déchets ou autres, de même que les travaux de dragage supplémentaires du lac Morrow et de son delta. Les coûts réels engagés peuvent différer du montant estimatif précité alors qu EEP mène à terme, dans le contexte de l ordonnance rendue, le plan de travail avec l EPA, et collabore avec d autres organismes de réglementation pour s assurer que ce plan est conforme à leurs exigences. Aucun montant supplémentaire ne sera recouvré par la voie d une demande d indemnisation aux assureurs d EEP puisque les coûts au 31 décembre 2013 en rapport avec l incident sont supérieurs au montant maximal de la protection d assurance de la société. Le reste de l augmentation, soit 22 M$ US, correspond à une 67

69 estimation du montant minimal des sanctions civiles imposées qu EEP pourrait devoir payer aux termes de la Clean Water Act of the United States (la «Clean Water Act») en rapport avec le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B. Les pertes prévues en raison du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B comprenaient les coûts jugés probables et pouvant raisonnablement faire l objet d une estimation au 31 décembre En dépit des efforts déployés par EEP pour s assurer du caractère raisonnable de ses estimations, il se peut toujours qu EEP doive engager des frais supplémentaires relativement à ce déversement de pétrole brut, compte tenu d écarts touchant l une ou l ensemble des catégories de frais, notamment en raison de la modification ou de la révision des exigences des organismes de réglementation ou en raison des amendes, des pénalités et des dépenses associées aux litiges et au règlement des demandes d indemnisation. Déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A Un déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A du réseau Lakehead d EEP a été signalé dans une zone industrielle de Romeoville, dans l Illinois, le 9 septembre EEP a estimé la fuite à environ barils de pétrole brut, dont barils ont été retirés du pipeline dans le cadre des réparations. Une partie du pétrole s est déversée dans une route d accès, un égout pluvial, une installation de traitement des eaux usées et, enfin, dans un bassin de retenue situé à proximité. Seulement une quantité de pétrole déversé n a pas été récupérée. EEP a réalisé des travaux d excavation et le remplacement du tronçon et remis le pipeline en service le 17 septembre EEP continue de surveiller les zones touchées par le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A du réseau de Lakehead pour voir s il existe des besoins supplémentaires à satisfaire; le nettoyage, la remise en état et la restauration des zones touchées par le déversement sont toutefois achevés. Le 21 octobre 2013, le National Transportation Safety Board a rendu public son rapport final relativement au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A ayant eu lieu à Romeoville, en Illinois, et qui affirme que la cause probable du déversement de pétrole brut était l érosion causée par une fuite d une conduite d eau provenant d une canalisation de branchement d eau d un tiers installée incorrectement sous l oléoduc d EEP. Le total des coûts estimatifs en rapport avec le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A demeure à environ 48 M$ US (montant après impôts de 7 M$ attribuable à Enbridge), avant les règlements des compagnies d assurance et exclusion faite des amendes et pénalités. Ce montant comprend les mesures d urgence, la remise en état de l environnement et les travaux de nettoyage liés au déversement. EEP cherche à recouvrer auprès de tiers les coûts associés au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A, mais rien ne dit que ces coûts seront recouvrés. Règlements des compagnies d assurance EEP fait partie du programme d assurance multirisque auquel souscrit Enbridge pour ses filiales et sociétés affiliées et qu elle renouvelle tout au long de l année. Le 1 er mai de chaque année, le programme d EEP doit être renouvelé; il comprend une assurance générale de responsabilité civile conforme à la protection jugée habituelle pour le secteur d activité et qui couvre les coûts liés aux accidents écologiques comme ceux engagés pour les déversements de pétrole brut provenant des canalisations 6A et 6B, exclusion faite des amendes et des pénalités. Les demandes d indemnisation à la suite du déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B ont été présentées au titre de la police d assurance multirisque d Enbridge, échue le 30 avril 2011 et qui comportait une limite globale de responsabilité contre la pollution de 650 M$ US. Compte tenu des dépenses d EEP pour la prise de mesures correctives jusqu au 31 décembre 2013, Enbridge et ses sociétés affiliées ont dépassé les limites de la protection prévue au titre de cette police d assurance. Par ailleurs, les amendes et pénalités ne seraient pas couvertes aux termes de la police d assurance en vigueur. Pour les exercices clos les 31 décembre 2013 et 2012, EEP a constaté des règlements de compagnies d assurance de 42 M$ US (montant après impôts de 6 M$ attribuable à Enbridge) et 170 M$ US (montant après impôts de 24 M$ attribuable à Enbridge), respectivement, comme réductions des coûts environnementaux dans l état consolidé des résultats. Au 31 décembre 2013, EEP a comptabilisé des règlements de compagnies d assurance d un montant total de 547 M$ US (montant après impôts de 80 M$ attribuable à Enbridge) en rapport avec le déversement de pétrole brut provenant 68

70 de la canalisation 6B, en excédent du montant maximal global de 650 M$ US. EEP comptabilisera des créances pour les nouveaux montants réclamés aux termes de ses polices d assurance au cours de la période pendant laquelle le recouvrement est jugé probable. En mars 2013, la société a intenté une poursuite contre un assureur qui remet en question l admissibilité du recouvrement des coûts liés à la demande d indemnisation pour la canalisation 6B. Bien que la société estime que les demandes d indemnisation en cours sont couvertes par la police, rien ne garantit qu elle aura gain de cause dans cette poursuite. À compter du 1 er mai 2013, Enbridge a reconduit ses garanties contre les dommages matériels et d assurance responsabilité, aux termes desquelles EEP est assurée jusqu au 30 avril 2014, avec une limite globale de 685 M$ US, notamment à l égard de la responsabilité en matière de pollution soudaine et accidentelle. Dans l éventualité peu probable qu il se produise plusieurs accidents assurables qui dépassent la protection pendant la même période couverte par les assurances, la protection d assurance totale sera répartie entre les entités du groupe d Enbridge de manière équitable en fonction d un accord de répartition des protections d assurance conclu par EEP avec Enbridge et une autre filiale d Enbridge. Litige en cours et instances réglementaires Certains organismes de réglementation et organismes gouvernementaux américains ont lancé des enquêtes relativement aux fuites de pétrole brut des canalisations 6A et 6B. Quelque 30 actions en justice ou demandes d indemnisation sont en cours contre Enbridge, EEP ou leurs sociétés affiliées devant des tribunaux étatiques et fédéraux américains au sujet de la fuite de pétrole brut mettant en cause la canalisation 6B, ce qui comprend des actions en justice directes et des demandes de recours collectifs. Selon l état actuel de ces cas, la société estime que l issue de ces actions en justice ne devrait pas être importante. Au 31 décembre 2013, les coûts estimatifs d EEP se rapportant au déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6B représentaient des amendes et pénalités de 30 M$ US. De ce montant, une tranche de 3,7 M$ US correspondait aux sanctions civiles établies par la PHMSA qu EEP a payées au troisième trimestre de Le total des coûts comprenait aussi un montant de 22 M$ US lié aux sanctions civiles qu EEP s attend à devoir payer aux termes de la Clean Water Act. Aucune amende ou pénalité définitive n a encore été établie ni convenue, mais EEP croit que, selon les meilleures informations actuellement disponibles, le montant de 22 M$ US représente une estimation du montant minimal qui pourrait être établi, exclusion faite des coûts de l injonction, le cas échéant, qui pourrait être convenue avec les organismes gouvernementaux pertinents. Compte tenu de la complexité des négociations en vue d un règlement qui, selon EEP, devrait se poursuivre, et de la quantité limitée d informations disponibles pour évaluer la question, EEP n est pas en mesure d estimer de manière raisonnable la sanction définitive qui pourrait lui être imposée, ni d estimer de manière raisonnable diverses conclusions possibles à l heure actuelle. Les discussions avec les organismes gouvernementaux concernant les amendes et les sanctions se poursuivent. Une demande d indemnisation visant le déversement de pétrole brut provenant de la canalisation 6A a été déposée contre Enbridge, EEP ou leurs sociétés affiliées par l État de l Illinois devant un tribunal relevant de l Illinois. Les parties évoluent actuellement dans le cadre d une ordonnance provisoire acceptée de toutes. QUESTIONS FISCALES Enbridge et ses filiales conservent des passifs d impôts liés à des positions fiscales incertaines. Bien que, de l avis de la société, ces prises de position soient pleinement justifiées, elles pourraient être contestées par les autorités fiscales et pourraient éventuellement ne pas prévaloir. AUTRES PROCÉDURES JUDICIAIRES ET ADMINISTRATIVES La société et ses filiales font l objet de diverses autres poursuites et procédures judiciaires et administratives qui se produisent dans le cours normal des activités, notamment des interventions dans le cadre des instances réglementaires ainsi que des contestations des approbations réglementaires et des permis par des groupes d intérêts. Bien qu il soit impossible de prédire avec certitude le dénouement de ces poursuites et procédures, la direction est d avis qu il n y aura pas de répercussions importantes sur la situation financière consolidée de la société ni sur ses résultats d exploitation consolidés. 69

71 30. GARANTIES La société a accepté d indemniser EEP de la quasi-totalité de ses obligations, y compris celles se rapportant aux questions environnementales et découlant des activités préalables au transfert de l exploitation de ses pipelines à EEP en Cette indemnisation ne s applique pas aux montants qu EEP pourrait recouvrer par le biais de ses tarifs si ces montants ne sont pas recouvrables aux termes de l assurance, et elle ne s applique non plus à aucun autre passif attribuable à des modifications législatives survenues après le 27 décembre La société a également accepté d indemniser EEM pour tout passif d impôt lié à la constitution d EEM, à la gestion d EEP ou à la détention d iunits d EEP. La société n a effectué aucun paiement important en vertu de ces modalités d indemnisation d ordre fiscal. De l avis de la société, le degré d exposition actuelle est négligeable. La société a également convenu d accorder une indemnisation au fonds à l égard de certains passifs liés à des questions environnementales découlant d activités effectuées avant le transfert des actifs de stockage de pétrole brut au fonds en Dans le cours normal de ses activités, la société conclut diverses ententes qui procurent des indemnités à des tiers. Des exemples de telles situations comprennent les cas où des indemnités doivent être versées à des contreparties en vertu de contrats de vente d actifs ou d entreprises lorsqu il s agit notamment de violations de déclarations, de garanties ou de clauses restrictives, de pertes ou de dommages à un bien, d obligations relatives à l environnement, de modifications apportées à la loi, d écarts d évaluation, de litiges ou de passifs éventuels. La société peut indemniser l acheteur de certains passifs d impôts ayant pris naissance lorsque la société détenait les actifs ou d une perte que l acheteur aurait subie en raison d une déclaration inexacte concernant les impôts. De même, la société peut verser une indemnité à l acheteur dans le cadre de la vente d actifs relativement à certains passifs d impôts liés à ces actifs. La société n est pas en mesure de déterminer de manière raisonnable les montants maximaux qu elle pourrait devoir payer à des tierces parties en vertu de ces ententes. Par contre, par le passé, elle n avait versé aucun montant important à titre d indemnités. Bien que ces ententes prévoient des limites quant à l ampleur des risques potentiels ou à la durée des obligations d indemnisation, certaines circonstances font en sorte que le montant et la durée ne comportent aucune limite. Les indemnisations et garanties n ont pas eu d incidence importante sur la situation financière de la société ou l évolution de celle-ci, son bénéfice, sa liquidité, ses dépenses en immobilisations ou ses ressources en capital, et il est raisonnable de croire qu elles n en auront pas. 70