ENBRIDGE INCOME FUND NOTICE ANNUELLE - pour l'exercice terminé le 31 décembre 2014 datée du 10 février 2015
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ENBRIDGE INCOME FUND
NOTICE ANNUELLE
pour l’exercice terminé le 31 décembre 2014
datée du 10 février 2015
ENBRIDGE INCOME FUND
NOTICE ANNUELLE
pour l’exercice terminé le 31 décembre 2014
TABLE DES MATIÈRES
ÉNONCÉS PROSPECTIFS .......................................................................................................................... 2
GLOSSAIRE ................................................................................................................................................. 4
ENBRIDGE INCOME FUND ....................................................................................................................... 13
ACTIVITÉ DU FONDS ................................................................................................................................ 16
ÉNERGIE VERTE ....................................................................................................................................... 17
STOCKAGE ET TRANSPORT DE LIQUIDES ........................................................................................... 23
TRANSPORT DE GAZ NATUREL.............................................................................................................. 32
FACTEURS DE RISQUE ............................................................................................................................ 38
DISTRIBUTIONS ........................................................................................................................................ 42
NOTATION.................................................................................................................................................. 43
PLACEMENTS ANTÉRIEURS ................................................................................................................... 44
FIDUCIAIRES, COMITÉ D’AUDIT ET GESTION ....................................................................................... 44
DESCRIPTION DU FONDS........................................................................................................................ 52
DESCRIPTION D’ECT ................................................................................................................................ 58
PRATIQUES EN MATIÈRE DE GOUVERNANCE DU FONDS ................................................................. 63
CONFLITS D’INTÉRÊTS ET OBLIGATIONS FIDUCIAIRES ..................................................................... 69
DIRIGEANTS ET AUTRES PERSONNES INTÉRESSÉS DANS DES OPÉRATIONS IMPORTANTES.. 70
CONTRATS IMPORTANTS........................................................................................................................ 72
AGENT DES TRANSFERTS ET AGENT CHARGÉ DE LA TENUE DES REGISTRES............................ 72
INTÉRÊT DES EXPERTS........................................................................................................................... 72
TITRES COMPORTANT DROIT DE VOTE ET PRINCIPAUX PORTEURS DE CEUX-CI........................ 73
RÉMUNÉRATION DE LA HAUTE DIRECTION ......................................................................................... 73
PRÊTS AUX DIRIGEANTS......................................................................................................................... 75
INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES .................................................................................................... 75
ANNEXE A – MANDAT DU COMITÉ D'AUDIT .......................................................................................... 76
1
ÉNONCÉS PROSPECTIFS
Afin de renseigner les porteurs de parts d'Enbridge Income Fund (le « fonds ») et les investisseurs
éventuels sur le fonds, ses filiales et ses coentreprises, notamment dans le cadre de l’analyse, par la
direction, de leurs projets et activités à venir, certains énoncés de la présente notice annuelle (la « notice
annuelle ») constituent des énoncés prospectifs (collectivement, les « énoncés prospectifs »). Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d’autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs
se reconnaissent à l’emploi de verbes comme « entrevoir », « s’attendre à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la
possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Plus particulièrement, les énoncés prospectifs
inclus dans le présent document ou intégrés par renvoi comprennent, mais sans s’y limiter:
les coûts prévus de projets en chantier;
la portée et les dates d’entrée en service prévues de projets en chantier;
le moment et le montant prévus pour la récupération des coûts en capital des actifs;
les dépenses en immobilisations prévues;
les niveaux futurs prévus de demande des produits et des services du fonds;
les bénéfices et flux de trésorerie futurs prévus;
les approbations, moments et incidences prévus des opérations visant l’achat d’actifs;
le débit prévu sur les réseaux de pipelines du fonds;
les mesures futures prévues des organismes de réglementation;
les distributions futures prévues aux porteurs de parts et leur assujettissement à l’impôt;
la trésorerie disponible à des fins de distribution prévue.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l’avis du fonds, raisonnables compte tenu des
renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les
formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir et les lecteurs sont priés de faire preuve de
prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s’appuient
sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d’incertitudes, connus et inconnus, ainsi que
d’autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d’activité et les réalisations
diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les
hypothèses importantes visent notamment l’offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel,
de liquides de gaz naturel et d’énergie verte, les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des liquides de gaz
naturel et de l’énergie verte, les taux de change prévus, l’inflation, les taux d’intérêt, la disponibilité et le
coût de la main-d’œuvre et des matériaux de construction, la fiabilité d’exploitation, les approbations de
projets par les clients, le maintien du soutien aux projets et aux opérations du fonds et leur approbation
par les organismes de réglementation, les dates prévues de mise en service et les conditions
météorologiques. Les hypothèses relatives à l’offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz
naturel, de liquides de gaz naturel et d’énergie verte, et aux prix de ces marchandises, sont importantes
pour tous les énoncés prospectifs dont ils constituent la base. Ces facteurs sont pertinents, quel que soit
l’énoncé prospectif, puisqu’ils peuvent avoir des incidences sur les niveaux actuels et futurs de demande
pour les produits et les services du fonds. Par ailleurs, les taux de change, d’inflation et d’intérêt influent
sur les milieux économiques et commerciaux dans lesquels le fonds évolue et peuvent avoir une
incidence sur les niveaux de demande des produits et des services du fonds ainsi que sur le coût des
intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison de
l’interdépendance et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de
déterminer avec certitude l’incidence que pourrait avoir l’une ou l’autre de ces hypothèses, en particulier
en ce qui concerne le bénéfice prévu et les montants par part correspondants ou les distributions futures
estimatives. Les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs à l’égard de projets
en chantier, notamment les dates d’entrée en service envisagées et les dépenses en immobilisations
prévues, comprennent entre autres : la disponibilité et le coût de la main-d’œuvre et des matériaux de
construction, les conséquences de l’inflation sur les coûts de la main-d’œuvre et des matériaux, les effets
des taux d’intérêt sur les coûts des emprunts, et l’incidence des conditions météorologiques ainsi que des
approbations par les clients et les organismes de réglementation sur les calendriers des travaux.
Les énoncés prospectifs du fonds sont assujettis à divers risques et incertitudes au sujet du rendement
d’exploitation, des paramètres de la réglementation, de l’approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique, de la situation de la
concurrence, ainsi qu’aux changements à la législation fiscale et aux taux d’imposition, aux taux de
change, aux taux d’intérêt, aux prix des marchandises et à l’offre et la demande pour les marchandises,
notamment, mais sans s’y limiter, aux risques et incertitudes dont il est question dans la présente notice
2
annuelle et dans d’autres documents déposés par le fonds auprès des organismes de réglementation des
valeurs mobilières au Canada. Il est impossible d’établir avec précision l’incidence de l’un ou l’autre de
ces risques, incertitudes ou énoncés prospectifs particuliers puisqu’ils sont interdépendants et que le plan
d’action futur du fonds dépend de l’évaluation, par la direction, de l’ensemble des renseignements connus
à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par la loi, le fonds n’est pas tenu d’actualiser ni
de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages de la présente notice annuelle ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d’information, de nouveaux faits, ou pour
quelque autre motif que ce soit. Tous les énoncés prospectifs ultérieurs, communiqués par écrit ou de
façon verbale et attribuables au fonds ou à des personnes agissant en son nom, sont dans leur totalité
conditionnels aux mises en garde qui précèdent.
3GLOSSAIRE
Dans la présente notice annuelle (la « notice annuelle »), à moins que le contexte ne s’y oppose, les
termes suivants s’entendent au sens indiqué ci-après. Un renvoi à une convention vise cette convention
dans sa version modifiée, complétée ou refondue à l’occasion.
« actions d’EIFH » : les actions ordinaires du capital-actions d’EIFH;
« AER » : L’Alberta Energy Regulator;
« agrandissement de Bakken » : le tronçon canadien d’un projet d’agrandissement de pipeline que le
fonds et EEP ont construit conjointement et visant à mettre en service une capacité supplémentaire
d’acheminement par pipeline de la production provenant des formations de Bakken et de Three Forks;
« Alliance » : Alliance Canada, qui est propriétaire du tronçon canadien du pipeline d’Alliance, ou
Alliance US, qui est propriétaire du tronçon américain du pipeline d’Alliance, ou les deux selon le
contexte;
« Alliance Canada » : Alliance Pipeline Limited Partnership, société en commandite créée sous le
régime de la législation de la province d’Alberta;
« Alliance US » : Alliance Pipeline L.P., société en commandite créée sous le régime de la législation de
l’État du Delaware;
« arrangement » : l’arrangement conformément à l’article 193 de la loi intitulée Business Corporations
Act (Alberta) entre le fonds, ECT, le gérant, Enbridge, les porteurs de parts et EIFH, prévoyant l’échange
de la totalité des parts de fiducie, sauf 9 500 000 parts de fiducie détenues par Enbridge, contre des
actions d’EIFH et certaines autres questions et qui a pris effet le 17 décembre 2010;
« Bakken » : la formation schisteuse Bakken qui comprend le bassin Williston et qui est principalement
située au Montana, au Dakota du Nord, en Saskatchewan et au Manitoba;
« base d’investissement » : la base d’investissement réglementaire du pipeline d’Alliance devant servir
à calculer ses tarifs et droits, ce qui comprend en général : i) tous les frais qu’Alliance a engagés
réellement et raisonnablement pour l’aménagement, la conception, le financement, la construction,
l’expansion et la mise en service du pipeline d’Alliance, y compris les dépassements des coûts de
construction, et ii) une provision pour les fonds utilisés pendant la construction du pipeline d’Alliance, aux
termes de laquelle Alliance a capitalisé, et donc aura droit de recouvrer sous forme de tarifs et droits, le
coût net des fonds (aussi bien les capitaux d’emprunt que les capitaux propres) nécessaires pour
financer l’aménagement et la construction du pipeline d’Alliance;
« besoins en combustible » : le gaz naturel qui est consommé en tant que combustible et tout écart
dans les erreurs de mesure ou les autres facteurs qui touchent les stocks restants de gaz dans le cours
normal des opérations de transmission du pipeline d’Alliance;
« billets à moyen terme » ou « BMT » les billets à terme non garantis échéant à au moins un an de la
date d’émission émis de temps à autre par le fonds conformément à un prospectus à des prix et à des
conditions fixés au moment de l’émission;
« billets d’ECT » : les billets à ordre non garantis émis par ECT de temps à autre conformément à la
convention relative aux billets d’ECT en tant que série 1, série 2 et série 3;
« BSOC » : le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien;
« CAÉ » : collectivement ou individuellement, un contrat d’achat d’électricité qui prévoit
l’approvisionnement et l’achat d’électricité;
4« capacité sous contrat » : le volume quotidien de gaz naturel qu’un expéditeur a convenu d’expédier
selon des modalités fermes ou à l’égard duquel il a convenu d’acquitter les frais liés à la
demande/réservation;
« CAV » : la convention d’achat et de vente intervenue en date du 25 octobre 2012 entre Enbridge, PEI,
Enbridge Gas Distribution Inc. et Enbridge Pipelines (Athabasca) Inc., en qualité de vendeurs, et EIPLP,
Enbridge Saskatchewan, EIPHI et Enbridge Income Partners Storage Inc., en qualité d’acheteurs,
relativement à l’acquisition de 2012;
« cavernes de stockage de Hardisty » : l’installation de stockage de pétrole brut dans des cavernes de
sel composée de deux réservoirs hors-sol et de quatre cavernes de sel située à Hardisty (Alberta);
« CCEMC » : Climate Change and Emissions Management Corporation (CCMEC);
« centrale éolienne de Chin Chute » : la centrale éolienne de 30 MW située près de Taber, en Alberta;
« centrale éolienne de Cruickshank » : la centrale éolienne de 8,25 MW située près des rives du lac
Huron à Bruce County, en Ontario;
« centrale éolienne de Greenwich » : la centrale éolienne de 99 MW située à proximité des rives nord
du lac Supérieur, près de Thunder Bay (Ontario);
« centrale éolienne de Kincardine » : la centrale éolienne de 181,5 MW située près des rives du lac
Huron à Bruce County, en Ontario;
« centrale éolienne de Magrath » : la centrale éolienne de 30 MW située près de Magrath, en Alberta;
« centrale éolienne de SunBridge » : la centrale éolienne de 11 MW située près du lac Gull, en
Saskatchewan;
« centrale éolienne de Talbot » : la centrale éolienne de 99 MW située près des rives du lac Érié près
de Chatham, en Ontario;
« centrale éolienne en Ontario » : collectivement, la centrale éolienne de Kincardine et la centrale
éolienne de Cruickshank;
« centrale solaire d’Amherstburg » : collectivement, les deux centrales de production d’énergie solaire
d’une capacité respective de 10 MW et de 5 MW situées à Amherstburg (Ontario), 89 milles au sud de
Sarnia (Ontario);
« centrale solaire de Sarnia » : la centrale de production d’énergie solaire de 80 MW située à Sarnia, en
Ontario;
« centrale solaire de Tilbury » : la centrale de production d’énergie solaire de 5 MW située 65 milles au
sud de Sarnia (Ontario);
« comité d’audit » : le comité d’audit du conseil d’ECT;
« conseil d’ECT » : le conseil des fiduciaires d’ECT;
« convention d’administration » : la convention de services d’administration modifiée et mise à jour
intervenue en date du 17 décembre 2010, en sa version modifiée le cas échéant, entre le gérant, le
fiduciaire du fonds, le fonds et ECT, aux termes de laquelle le gérant fournit des services d’administration
au fonds;
« convention de délégation du fonds » : la convention de délégation du fonds intervenue et qui a été
modifiée et mise à jour le 17 décembre 2010 entre le fonds, le fiduciaire du fonds et ECT, aux termes de
laquelle le fiduciaire du fonds a délégué certains de ses pouvoirs et certaines de ses fonctions à ECT, en
sa version modifiée, le cas échéant;
5« convention de fiducie d’ECT » : la convention de fiducie intervenue en date du 20 décembre 2002,
aux termes de laquelle ECT a été créée, dans sa version modifiée et complétée le cas échéant et en sa
dernière version modifiée et mise à jour le 13 novembre 2014;
« convention de fiducie du fonds » : la convention de fiducie datée du 22 mai 2003 aux termes de
laquelle le fonds a été constitué, dans sa version modifiée et complétée le cas échéant et en sa dernière
version modifiée et mise à jour le 17 décembre 2010;
« convention de gestion » : la convention de gestion modifiée et mise à jour le 17 décembre 2010 entre
le gérant et ECT, aux termes de laquelle le gérant fournit des services de gestion à ECT, dans sa version
modifiée le cas échéant;
« convention de services à EIPGP » : la convention de services intervenue en date du 30 juin 2003
entre le gérant et EIPGP, aux termes de laquelle le gérant fournit des services de gestion et
d’administration à EIPGP;
« convention de services à Saskatchewan » : la convention de services intervenue en date du
30 juin 2003 entre le gérant, ESOSI et Enbridge Saskatchewan;
« convention de société en commandite d’EIPLP » : la convention de société en commandite modifiée
et mise à jour intervenue en date du 17 décembre 2010 entre EIPGP, en qualité de commandité, et ECT,
en qualité de commanditaire initial, et chaque personne qui est admise à titre de commanditaire
supplémentaire d’EIPLP de temps à autre conformément à la convention de société en commandite
d’EIPLP, dans sa version modifiée et mise à jour le cas échéant;
« convention des porteurs de parts » : la convention des porteurs de parts au sens attribué à cette
expression à la rubrique « Description du fonds ― Droit de premier refus et droits de suite »;
« convention relative aux billets d’ECT » : la convention relative aux billets intervenue en date du
30 juin 2003 entre ECT et Compagnie Trust CIBC Mellon, en qualité de fiduciaire, relativement à
l’émission des billets d’ECT, dans sa version modifiée à l’occasion;
« convention relative aux BMT » : la convention relative aux BMT au sens attribué à cette expression à
la rubrique « Description du fonds ― Billets à moyen terme »;
« conventions de services » : collectivement, la convention d’administration, la convention de gestion,
la convention de services à EIPGP, la convention de services à Saskatchewan et les conventions de
services intersociétés conclues par des filiales en propriété exclusive indirectes du fonds avec Enbridge
aux termes de l’opération de 2011 et de l’opération de 2012;
« coût du service d’Alliance » : le coût du service d’Alliance au sens attribué à cette expression à la
rubrique « Transport de gaz naturel ― Description des activités du pipeline d’Alliance ― Structure de
taux, de droits et de tarifs »;
« CST » : les conventions de service de transport ou conventions de transport conclues avec les
expéditeurs et, individuellement, une telle convention conclue avec un expéditeur en particulier;
« DBRS » : DBRS Limited;
« droit d’échange » : le droit d’un porteur de parts privilégiées d’ECT d’échanger au pair ses parts
privilégiées d’ECT contre des parts de fiducie, sous réserve d’un rajustement antidilution et d’équivalence
économique;
« ECT » : Enbridge Commercial Trust, fiducie sans personnalité morale créée en vertu des lois de
l’Alberta;
« EECI » Enbridge Energy Company, Inc., société constituée sous le régime de la législation de l’État du
Delaware et filiale en propriété exclusive indirecte d’Enbridge;
6« EEP » : Enbridge Energy Partners, L.P., société en commandite du Delaware inscrite à la cote du New
York Stock Exchange, dont Enbridge est, directement ou indirectement, propriétaire à hauteur
d’environ 33,7 %;
« EIF US » EIF US Holdings Inc., société constituée sous le régime de l’État du Delaware et filiale en
propriété exclusive d’EIPHI;
« EIFH » : Enbridge Income Fund Holdings Inc., société constituée sous le régime de la législation de la
province d’Alberta;
« EIPGP » : Enbridge Income Partners GP Inc., société constituée en vertu des lois du Canada, qui est le
commandité actuel d’EIPLP et comprend tout commandité successeur ou remplaçant d’EIPLP;
« EIPHI » : Enbridge Income Partners Holdings Inc., société constituée sous le régime de la législation de
la province de la Saskatchewan;
« EIPLP » : Enbridge Income Partners LP, société en commandite créée en vertu des lois de l’Alberta;
« Enbridge » : Enbridge Inc., société constituée en vertu des lois du Canada, dont les actions ordinaires
se négocient à la cote de la Bourse de Toronto au Canada et du New York Stock Exchange aux États-
Unis sous le symbole « ENB »;
« Enbridge Saskatchewan » : Enbridge Pipelines (Saskatchewan) Inc., société constituée en vertu des
lois de la Saskatchewan;
« encaisse distribuable » : en général, toutes les sommes reçues par le fonds à l’égard d’une période
de distribution, majorées de toutes les sommes transférées d’un montant en réserve tenu par le fonds,
déduction faite des obligations du fonds qui peuvent être raisonnablement considérées comme étant
accumulées et impayées à l’égard de la période de distribution en cause ou d’une période de distribution
antérieure (si elles n’ont pas été accumulées au cours de cette période antérieure), des sommes qui
peuvent être payées par le fonds dans le cadre de tout remboursement en espèces ou rachat de parts de
fiducie ou de parts privilégiées d’ECT effectué au cours de la période de distribution en cause, des
sommes ayant trait au remboursement de toute dette du fond au cours de la période de distribution en
cause, des sommes que le gérant peut raisonnablement considérer comme nécessaires pour le paiement
des obligations qui ont été ou seront contractées par le fonds, et des sommes pour la constitution de
réserves raisonnables notamment aux fins des activités du fonds;
« énergie éolienne » : les participations du fonds dans la centrale éolienne de Greenwich, la centrale
éolienne de Talbot, la centrale éolienne en Ontario, la centrale éolienne de SunBridge, la centrale
éolienne de Chin Chute et la centrale éolienne de Magrath;
« Énergie verte » : la participation de 100 % du fonds dans la centrale solaire de Sarnia, la centrale
solaire d’Amherstburg, la centrale solaire de Tilbury, la centrale éolienne de Talbot, la centrale éolienne
de Greenwich et la centrale éolienne en Ontario, sa participation de 50 % dans NRGreen et la centrale
éolienne de SunBridge et sa participation de 33 % dans la centrale éolienne de Magrath et la centrale
éolienne de Chin Chute;
« EPÉÉ » : le Programme d’encouragement à la production d’énergie éolienne, programme du
gouvernement fédéral canadien visant à encourager la production d’énergie éolienne en offrant une
prime d’encouragement d’environ un cent par kilowattheure d’électricité produite par des installations de
production d’énergie éolienne admissibles pour une période de 10 ans;
« ESOSI » : Enbridge (Saskatchewan) Operating Services Inc., société constituée en vertu des lois de la
Saskatchewan;
« États-Unis » : les États-Unis d’Amérique;
« expéditeurs » : collectivement, les sociétés d’exploration, de production, d’exploitation, de pipelines et
de commercialisation et distributeurs locaux et courtiers fournisseurs de pétrole et de gaz naturel qui ont
7conclu des contrats pour un service de transport de gaz naturel par l’entremise du pipeline d’Alliance ou
qui transportent du pétrole brut par l’entremise du réseau de la Région sud des Prairies et,
individuellement, un « expéditeur »;
« facilité de crédit » : la facilité de crédit renouvelable non garantie du fonds d’un montant de
500 millions de dollars d’une durée renouvelable de trois ans qui vient à échéance le 28 juin 2017 et qui
porte intérêt à un taux variable fondé sur les taux des acceptations bancaires canadiennes ou le taux
préférentiel majorés d’une marge applicable à ces taux;
« FERC » : la Federal Energy Regulatory Commission des États-Unis, ou son remplaçant ou une autorité
gouvernementale fédérale analogue des États-Unis;
« fiduciaire d’ECT indépendant » : un fiduciaire d’ECT qui est « indépendant » à l’égard du gérant et de
tout membre du groupe du gérant (au sens donné au terme « indépendance » dans le Règlement
58-101, avec les modifications nécessaires compte tenu du contexte);
« fiduciaire du fonds » : le fiduciaire du fonds, lequel est actuellement Société de fiducie CST;
« fiduciaires d’ECT » : les fiduciaires d’ECT de temps à autre;
« filiale » : une filiale au sens attribué au mot subsidiary dans la loi intitulée Securities Act (Alberta), avec
les modifications qui sont nécessaires pour que la définition s’applique également aux entités qui ne sont
pas des sociétés par actions étant précisé, pour plus de certitude, que cela inclut toute société en nom
collectif, société en commandite, coentreprise, fiducie, société à responsabilité limitée, société à
responsabilité illimitée ou autre entité, qu’elle ait ou non la personnalité juridique, qui constituerait une
filiale si cette entité était une société par actions;
« First Solar » : First Solar Development (Canada) Inc.;
« fonds » : Enbridge Income Fund, fiducie à capital variable sans personnalité morale créée en vertu des
lois de l’Alberta et, à moins que le contexte ne s’y oppose, cette expression comprend ECT et les autres
entités appartenant directement ou indirectement à ECT;
« garant » : relativement à un expéditeur, un commandité de l’expéditeur si l’expéditeur est une société
en commandite ou un membre du groupe de l’expéditeur qui cautionne les obligations de l’expéditeur aux
termes de son contrat de transport;
« gérant » : Enbridge Management Services Inc., société constituée en vertu des lois du Canada;
« groupe » ou « liens » : respectivement un affiliate ou un associate au sens attribué à ces expressions
dans la loi intitulée Securities Act (Alberta), dans sa version modifiée de temps à autre;
« Hardisty GP » : Hardisty Caverns Ltd., le commandité de Hardisty Caverns Limited Partnership et filiale
en propriété exclusive d’EIPLP;
« IG 58-201 » : L’Instruction générale relative à la gouvernance, en sa version modifiée ou remplacée;
« LGN » : les liquides extraits du gaz naturel, ce qui comprend l’éthane, le propane, le butane normal,
l’isobutane et les pentanes plus, l’un ou l’autre d’entre eux ou un mélange d’entre eux, et comprend toute
substance pouvant en être accessoirement récupérée au moment de son extraction du gaz naturel;
« LIR » : la Loi de l’impôt sur le revenu (Canada), dans sa version modifiée de temps à autre, y compris
le règlement pris en vertu de cette loi de temps à autre;
« loi sur l’ONÉ » : la Loi sur l’Office national de l’énergie (Canada), dans sa version modifiée de temps
à autre;
« Moody’s » : Moody’s Investors Service, Inc.;
8« notation de qualité » : à l’égard de chacune des agences de notation suivantes, une note égale ou
supérieure aux notes suivantes : i) « Baa3 » de la part de Moody’s; ii) « BBB- » de la part de S&P; ou
iii) « BBB (bas) » de la part de DBRS et, à l’égard d’Alliance seulement, « BBB » de la part de DBRS;
« NRGreen » : NRGreen Power Limited Partnership, société en commandite créée en vertu des lois
de l’Alberta;
er
« OÉO » : l’Office de l’électricité de l’Ontario qui, depuis le 1 janvier 2015, a été fusionné avec la SIERE
et prorogé sous la dénomination « SIERE »;
« ONÉ » : l’Office national de l’énergie du Canada;
« opération de 2011 » : l’opération réalisée le 21 octobre 2011 aux termes de laquelle des filiales en
propriété exclusive indirectes du fonds ont acquis des participations de 100 % dans les entités
propriétaires de la centrale solaire de Sarnia, de la centrale éolienne de Talbot et de la centrale éolienne
en Ontario, lesquelles entités appartenaient à Enbridge et à une filiale en propriété exclusive indirecte
d’Enbridge;
« opération de 2012 » : l’acquisition réalisée le 10 décembre 2012 par des filiales en propriété exclusive
indirectes du fonds des entités propriétaires de la centrale éolienne de Greenwich, de la centrale solaire
d’Amherstburg, de la centrale solaire de Tilbury, du terminal affermé de Hardisty et des cavernes de
stockage de Hardisty d’Enbridge et de filiales en propriété exclusive directes et indirectes d’Enbridge;
« opération de 2014 » : l’opération réalisée le 7 novembre 2014 aux termes de laquelle des filiales en
propriété exclusive indirectes du fonds ont acquis une participation de 50 % dans le tronçon américain du
pipeline d’Alliance auprès de filiales en propriété exclusive indirectes d’Enbridge et ont souscrit des parts
de catégorie A qui procurent à leurs porteurs une source de flux de trésorerie déterminée provenant du
pipeline Southern Lights;
« parts d’ECT » : les parts d’ECT appelées « parts courantes » aux termes de la convention de
fiducie d’ECT;
« parts de fiducie » : une part désignée dans la convention de fiducie du fonds comme étant une « part
ordinaire » du fonds;
« parts du fonds » : les parts de fiducie ordinaires du fonds;
« parts privilégiées d’ECT » : les parts d’ECT pouvant être émises en série appelées « parts
privilégiées » aux termes de la convention de fiducie d’ECT;
« PÉÉR » : le Programme écoÉNERGIE pour l’électricité renouvelable, qui est un programme du
gouvernement fédéral canadien visant à encourager les sources d’énergie de remplacement en offrant
une prime d’encouragement d’environ un cent par kilowattheure d’électricité produite par des installations
de production d’énergie éolienne admissibles pour une période de dix ans;
« PEI » : Pipelines Enbridge Inc., filiale en propriété exclusive indirecte d’Enbridge;
« personne » : notamment, des particuliers, des sociétés par actions, des sociétés de personnes, des
sociétés en commandite, des sociétés à responsabilité limitée, des coentreprises, des associations, des
personnes morales, des fiducies, des banques, des sociétés de fiducie, des fonds de pension, des fonds
commerciaux et d’autres organismes, qu’il s’agisse d’entités juridiques ou non, ainsi que des
gouvernements et des organismes et subdivisions politiques de ceux-ci;
« personne non autorisée » : une personne non autorisée au sens attribué à cette expression à la
rubrique « Description du fonds ― Restrictions à l’égard de la propriété »;
« PHMSA » : la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration du Department of Transportation
des États-Unis;
9« pipeline d’Alliance » : le réseau de pipelines d’Alliance, soit un réseau de pipelines de transport de
gaz naturel à haute pression intégré d’environ 3 000 km allant des environs de Gordondale (Alberta)
jusqu’à des points de livraison près de Chicago, en Illinois, environ 730 km de canalisations latérales
situées dans des régions d’approvisionnement du nord-ouest de l’Alberta et des parties du nord-est de la
Colombie-Britannique du BSOC, une conduite latérale de 129 km dans la région d’approvisionnement de
Bakken au Dakota du Nord et les infrastructures connexes;
« politique d’approbation préalable » : la politique d’approbation préalable au sens attribué à cette
expression à la rubrique « Fiduciaires, comité d’audit et gestion ― Information sur le comité d’audit ―
Politiques et procédures d’approbation préalable »;
« porteur de parts » : un porteur de parts de fiducie;
« porteur de parts d’ECT » : un porteur, de temps à autre, d’une part d’ECT et/ou d’une part privilégiée
d’ECT, selon le contexte;
« prix horaire de l’Ontario pour l’énergie » : le prix prévu aux termes des règles du marché de
la SIERE;
« RCSD » : le ratio de couverture du service de la dette au sens de la rubrique « Distributions – Politique
d’Alliance en matière de distributions – Limites sur les distributions »;
« Région sud des Prairies » : le réseau de pipelines de pétrole brut et de liquides auparavant connu
sous le nom de « réseau de la Saskatchewan » et composé de cinq principaux éléments d’actif : le
réseau de collecte de Saskatchewan, le réseau Westspur, le réseau Weyburn, le réseau Virden et
l’agrandissement de Bakken, lesquels représentent collectivement environ 545 km de canalisation
principale, environ 1 800 km de conduite d’amenée et des terminaux et des installations de stockage
connexes;
« Règlement 52-110 » : le Règlement 52-110 sur le comité d’audit, en sa version modifiée ou remplacée;
« Règlement 58-101 » : le Règlement 58-101 sur l’information concernant les pratiques en matière de
gouvernance, en sa version modifiée ou remplacée;
« règles du marché de la SIERE » : les règles établies aux termes de la Loi de 1998 sur l’électricité
(Ontario), ainsi que l’ensemble des manuels, des politiques et des lignes directrices relatives au marché
énoncés par la SIERE;
« réseau de collecte Saskatchewan » : le réseau de collecte de pipelines de pétrole brut et de liquides
dont Enbridge Saskatchewan est directement propriétaire;
« réseau Virden » : le réseau de collecte de pipelines de pétrole brut et de liquides dont Enbridge
Pipelines (Virden) Inc., société constituée en vertu des lois de la Saskatchewan, est propriétaire;
« réseau Westspur » : le réseau de pipelines d’amenée de pétrole brut et de liquides dont Enbridge
Pipelines (Westspur) Inc. est propriétaire;
« réseau Weyburn » : le réseau de pipelines de collecte de pétrole brut et de liquides dont Enbridge
Pipelines (Weyburn) Inc. est propriétaire;
« résolution ordinaire » : une résolution adoptée par plus de 50 % des voix exprimées, en personne ou
par procuration, à une assemblée dûment constituée des porteurs de parts ou des porteurs de parts
d’ECT, selon le cas, et convoquée (du moins en partie) aux fins de l’approbation de cette résolution, ou
une résolution approuvée par écrit par les porteurs de plus de 50 % des voix ayant le droit de voter à
l’égard de cette résolution;
« résolution spéciale » : une résolution adoptée par plus de 66 2/3 % des voix exprimées, en personne
ou par procuration, à une assemblée dûment constituée des porteurs de parts ou des porteurs de parts
d’ECT, selon le cas, et convoquée (du moins en partie) aux fins de l’approbation de cette résolution, ou
10une résolution approuvée par écrit par les porteurs de plus de 66 2/3 % des voix ayant le droit de voter à
l’égard de cette résolution;
« RESOP » : le programme d’offre standard en matière d’énergie renouvelable (renewable energy
standard offer program) du gouvernement de l’Ontario;
« S&P » : Standard & Poor’s Ratings Services, division de The McGraw-Hill Companies, Inc.;
« SaskPower » : Saskatchewan Power Corporation;
« SGER » : le règlement intitulé Specified Gas Emitters Regulation et promulgué en vertu de la loi
intitulée Climate Change and Emissions Management Act (Alberta);
« SIERE » : la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité d’Ontario créée aux termes de
la Loi de 1998 sur l’électricité (Ontario), ou son remplaçant;
« SL Canada » : Enbridge SL Holdings LP, société en commandite créée sous le régime de la législation
de la province d’Alberta qui est propriétaire de 99,99 % des parts émises et en circulation d’Enbridge
Southern Lights LP;
« SL US » : Southern Lights Holdings, L.L.C., société à responsabilité limitée constituée sous le régime
de la législation de l’État du Delaware qui est propriétaire de la totalité des participations de société à
responsabilité limitée d’Enbridge Pipelines (Southern Lights) L.L.C.;
« solvabilité acceptable » : le fait qu’Alliance et ses prêteurs ont accepté l’expéditeur sur le pipeline
d’Alliance ou le garant de l’expéditeur, selon le cas, comme ayant une capacité financière suffisante pour
ne pas avoir à garantir ses obligations envers Alliance, même s’il n’a pas eu une notation de qualité;
« stock en conduite » : le volume réel de gaz naturel ou de pétrole stocké dans un réseau pipelinier;
« terminal affermé de Hardisty » : l’installation de stockage de pétrole brut hors-sol composée de
18 réservoirs de pétrole brut et d’un réservoir de condensats située à Hardisty (Alberta);
« TSX » : la Bourse de Toronto;
« Vestas » : Vestas-Canadian Wind Technology, Inc.
11ABRÉVIATIONS
2
b/j – barils par jour m – mètre carré
3
CO2 – dioxyde de carbone Mpi /j – millions de pieds cubes de gaz
naturel par jour
3
Gpi /j – milliards de pieds cubes de gaz MW – mégawatt
naturel par jour
km – kilomètre MWh – mégawatt heure
3
kpi – milliers de pieds cubes de gaz PV – photovoltaïque
naturel
KW – kilowatt TWh – térawatt heure
CONVERSION MÉTRIQUE
3
1 baril d’hydrocarbures liquides = 0,159 m
1 mille = 1,609 km
3 3
1 pi de gaz naturel = 0,0283 m .
12ENBRIDGE INCOME FUND
Structure du fonds
Le fonds est une fiducie à capital variable sans personnalité morale créée en vertu des lois de l’Alberta le
22 mai 2003 par la convention de fiducie du fonds. ECT est une fiducie sans personnalité morale créée
en vertu des lois de l’Alberta le 20 décembre 2002 conformément à la convention de fiducie d’ECT aux
fins de détenir et d’administrer l’actif du fonds, et est une filiale du fonds. En 2006, la convention de
fiducie du fonds et la convention de fiducie d’ECT ont été modifiées pour élargir l’étendue des activités
commerciales permises respectives du fonds et d’ECT, des activités de transport d’énergie et des
pipelines à des activités d’infrastructure d’énergie et des activités connexes. La convention de fiducie du
fonds et la convention de fiducie d’ECT ont été encore modifiées le 17 décembre 2010 dans le cadre de
l’arrangement. La convention de fiducie d’ECT a encore été modifiée le 21 octobre 2011 dans le cadre de
l’opération de 2011, le 7 mai 2012 pour permettre la nomination de fiduciaires d’ECT indépendants
supplémentaires avec le consentement d’Enbridge, le 6 mai 2013 pour permettre à Enbridge de nommer
trois fiduciaires d’ECT dans certains cas, pourvu qu’il y ait une majorité de fiduciaires d’ECT
indépendants et le 13 novembre 2014 pour reporter au 30 juin 2050 la date d’échéance des parts
privilégiées d’ECT, séries 1, 2, 3 et 4.
Le fonds a commencé ses activités le 30 juin 2003 et est géré par le gérant, filiale en propriété exclusive
d’Enbridge. Le gérant fournit également des services de gestion à ECT.
st
Le siège social et principal établissement du fonds est situé au 425 — 1 Street S.W., bureau 3000,
Calgary (Alberta) T2P 3L8.
Liens intersociétés
L’organigramme en page suivante illustre les liens structuraux entre le fonds, ECT, le gérant, Enbridge,
EIFH et des filiales au 31 décembre 2014 et présente par couleur les entités qui composent chacun des
trois secteurs d’activités : Énergie verte, Stockage et transport de liquides et Transport de gaz naturel.
Voir « Activité du fonds ».
Développement général de l’activité
Historique de l’entreprise sur les trois derniers exercices
Au cours des trois derniers exercices, le fonds a connu une forte croissance grâce : a) à des ajouts à ses
actifs de stockage de pétrole brut et de transport de liquides et d’actifs d’Énergie verte à la réalisation de
l’opération de 2012 et de l’opération de 2014; et b) à une croissance interne au parachèvement de
l’agrandissement de Bakken au premier trimestre de 2013 et de l’installation de récupération d’énergie de
Whitecourt au quatrième trimestre de 2014.
L’opération de 2012 a été réalisée le 10 décembre 2012 à un prix d’achat global de 1,16 milliard de
dollars (montant qui comprend les rajustements apportés au fonds de roulement). Par suite de l’opération
de 2012, des filiales en propriété exclusive indirecte du fonds sont propriétaires de la centrale éolienne de
Greenwich, de la centrale solaire d’Amherstburg, de la centrale solaire de Tilbury, du terminal affermé de
Hardisty et des cavernes de stockage de Hardisty. Le prix d’achat a été financé au moyen de l’émission
d’un total de 11 982 000 parts du fonds à EIFH au prix de 23,15 $ la part du fonds, de l’émission par ECT
d’un total de 13 159 000 parts privilégiées d’ECT, série 3 à Enbridge au prix de 23,15 $ la part et d’un
prêt de 582 millions de dollars consenti par Enbridge au fonds. Le prêt a été remboursé intégralement
avec le produit tiré de l’émission d’une quantité globale de 500 millions de dollars de BMT par le fonds
aux termes d’un prospectus préalable de base daté du 7 décembre 2012 et de suppléments de fixation
du prix datés du 11 décembre 2012, de liquidités et de fonds prélevés sur la facilité de crédit.
L’agrandissement de Bakken terminé au premier trimestre de 2013 a été entrepris en collaboration avec
EEP afin d’accroître de 145 000 b/j la capacité d’acheminement de pétrole brut par pipeline en réponse à
l’augmentation de la production depuis les formations de Bakken et de Three Forks situées au Dakota du
Nord. Le projet vise l’inversion et l’agrandissement d’une canalisation existante allant de Berthold, au
Dakota du Nord à Steelman, en Saskatchewan ainsi que la construction d’une nouvelle canalisation de
16 pouces à partir d’une nouvelle station de pompage près de Steelman jusqu’au terminal d’Enbridge
près de Cromer, au Manitoba.
131actioncomportant Énergie verte
droitdevotespécial
19,9% Pipeline d’Alliance
14002000
80,1%
56349000actionsordinaires
Stockageet transport de liquides
actions
(2) ordinaires
Pipelines 88,1%
Enbridge Inc. 70351000parts
9500000parts
11,9%
99,99%LP–PartsdecatégorieB
100%
168854837partsordinaires
87665750partsprivilégiées
PartsdecatégorieA
Participationsencoentreprise
PartsdecatégorieB
Partsde catégorieA
Sociétés par actions Sociétés de personnes Fiducies Sociétés ayant des employés
Nota :
1) Fiducies non constituées en personne morale régies par la législation de l’Alberta. 5) Constituées ou créées sous le régime de la législation de l’Ontario. 9) Fournit les services nécessaires pour exploiter et administrer l’entreprise de Région sud des Prairies.
2) Constituées sous le régime de la législation du Canada. 6) Constituées sous le régime de la législation du Nouveau-Brunswick. 10) Administrateur du fonds et gérant d’ECT et d’EIFH.
3) Constituées ou créées sous le régime de la législation de l’Alberta. 7) Constituées ou créées sous le régime de la législation du Delaware. 11) Détient une participation de 33,3 % dans chacun des projets d’énergie éolienne de Magrath et de Chin Chute.
4) Constituées sous le régime de la législation de la Saskatchewan. 8) Entités incluses dans Région sud des Prairies. 12) Placement en parts de catégorie A uniquement.
14er
Le 1 avril 2013, le fonds a annoncé la conclusion d’un règlement avec un groupe d’expéditeurs
relativement à de nouveaux tarifs pour le réseau de Westspur. Aux termes du règlement, les tarifs du
réseau de Westspur sont établis et majorés chaque année selon un indice d’inflation prédéterminé, sous
réserve de volumes limites prescrits comparables aux volumes acheminés récemment sur le réseau de
Westspur. Afin de maintenir des flux de trésorerie relativement stables, il est prévu d’appliquer des
suppléments à recevoir des expéditeurs, ou des remises à leur consentir, si les débits augmentaient ou
diminuaient de façon continue par rapport aux volumes prescrits. Le règlement prévoit également une
augmentation des tarifs au cas où les coûts au titre des exigences réglementaires ou de l’intégrité du
réseau dépassaient des seuils prédéfinis, ou au cas où de nouveaux projets d’investissement étaient
lancés. Une entente modifiée a été conclue ultérieurement avec presque tous les expéditeurs et l’ONÉ a
déclaré définitifs les anciens et les nouveaux tarifs le 6 février 2014.
Les volumes de débit ont régressé sur le réseau de Westspur et le réseau de collecte Saskatchewan en
2012 et tout au long de 2013, les clients ayant eu recours à d’autres modes de transport, surtout par rail.
L’importance accrue du transport ferroviaire est attribuable aux écarts de prix historiquement importants
pour le pétrole brut entre les marchés reliés par pipeline par rapport aux marchés côtiers qui ont accès
aux prix des marchés internationaux, et auxquels on peut accéder par rail. On a pu constater un
rétablissement partiel des volumes sur ces réseaux en 2014 à la faveur de resserrements des écarts,
tendance qui devrait se poursuivre à mesure que les restrictions relatives aux pipelines en aval sont
supprimées, que la capacité pipelinière devient disponible et que les projets de nouveaux pipelines sont
mis en service, ouvrant ainsi un accès aux marchés plus lucratif. Des droits en espèces sont perçus à
l’agrandissement de Bakken quel que soit le débit réel, aux termes d’engagements fermes totalisant
100 000 b/j.
En 2013, Alliance a annoncé que les clients éventuels pouvaient manifester un intérêt pour expédier des
volumes sur le pipeline d’Alliance pour les périodes postérieures à l’expiration de la majorité de ses
contrats existants en décembre 2015 et a défini les services qui seront offerts ainsi que les modalités
contractuelles. En mai 2014, Alliance a soumis à l’approbation de l’ONÉ son offre de nouveaux droits et
tarifs. La décision de l’ONÉ est attendue vers le milieu de 2015. On prévoit aussi déposer de nouveaux
droits et tarifs auprès de la FERC au milieu de 2015. En date du 5 janvier 2015, Alliance a confirmé que
16 expéditeurs avaient signé 20 ententes préalables visant le service de réception sous contrat ferme, le
service de réception sous contrat ferme échelonné, le service complet sous contrat ferme, le service
complet sous contrat ferme échelonné et le service de livraison sous contrat ferme, soit plus de 90 % de
la capacité de réception cible totale. Voir « Transport du gaz naturel — Description des activités
d’Alliance — Offres de service proposées ».
L’opération de 2014 a été menée à terme le 7 novembre 2014 moyennant un prix global de 1,76 milliard
de dollars et visait : a) l’acquisition par des filiales en propriété exclusive indirecte du fonds d’une
participation de 50 % dans le tronçon américain du pipeline d’Alliance de manière à ce que le fonds
détienne désormais une participation de 50 % dans la totalité du pipeline d’Alliance, Veresen Inc.
détenant l’autre participation de 50 %; et b) la souscription et l’achat de parts de catégorie A de
SL Canada et de SL US qui procurent à leurs porteurs des sources de flux de trésorerie déterminées
provenant des tronçons canadiens et américains du pipeline Southern Lights. Le prix a été financé
moyennant l’émission d’un total de 13 860 000 parts du fonds à EIFH au prix de 30,35 $ la part du fonds,
l’émission par ECT d’un total de 15 200 000 parts privilégiées d’ECT, série 5 à Enbridge au prix de
30,35 $ la part et d’un prêt d’Enbridge de 878 029 000 $ au fonds. Le prêt a été intégralement remboursé
sur le produit de l’émission par le fonds de BMT d’un capital global de 1,08 milliard de dollars au moyen
d’un prospectus préalable de base daté du 4 novembre 2014 et de suppléments de fixation du prix datés
du 14 novembre 2014. Le solde du produit de l’émission de BMT a été affecté au refinancement de
200 millions de dollars de BMT qui venaient à échéance le 28 novembre 2014 et à la facilité de crédit.
Le 3 décembre 2014, Enbridge a annoncé un plan de restructuration visant la cession au fonds de ses
entreprises d’oléoducs au Canada formées de son réseau principal au Canada que détenait PEI et du
réseau de sables bitumineux régional qu’elle détenait par l’intermédiaire d’Enbridge Pipelines
(Athabasca) Inc., y compris certaines centrales éoliennes au Canada. Ces entreprises ont une valeur
comptable combinée d’environ 17 milliards de dollars et des programmes de croissance du capital garanti
d’environ 15 milliards de dollars. Enbridge a indiqué que le plan est sous réserve de l’exécution des
étapes préliminaires de réorganisation interne et à l’obtention d’un certain nombre de consentements et
d’autorisations internes et externes, notamment l’établissement des conditions définitives de la cession et
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