Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Exploitation pétrolière
Sujet : Bénéfices / Revenus

Enbridge Inc. annonce ses résultats du premier trimestre de 2017


CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 11 mai 2017) -

POINTS SAILLANTS DU PREMIER TRIMESTRE

(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX:ENB)(NYSE:ENB) a annoncé aujourd'hui un BAII ajusté de 1 515 M$ pour le premier trimestre de 2017. Les FTDLE se sont établis à 1 215 M$, ou 1,03 $ par action ordinaire, au premier trimestre. Ces résultats reflètent environ un mois d'apports financiers des actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion avec Spectra Energy, close le 27 février 2017.

Les FTDLE par action pour le premier trimestre de 2017 ont été inférieurs à ceux du premier trimestre de 2016 en raison d'un certain nombre de facteurs, dont le moment de la clôture du regroupement avec Spectra Energy, l'incidence de températures supérieures à la normale dans les zones de franchise de distribution de gaz de la société et les opérations effectuées en 2016 afin de solidifier le bilan. L'effet des actions émises à la clôture de l'opération de fusion est amplifié en raison du fait que les actifs existants de Spectra Energy contribuent d'ordinaire une proportion disproportionnée (de 25 % à 30 %) des FTDLE annuels au cours des deux premiers mois de l'exercice. L'incidence des répartitions des liquides sur le réseau principal sur le rendement des pipelines en aval et les changements dans le taux de couverture effectif ont également influé sur les résultats trimestriels. L'apport des FTDLE au secteur Oléoducs devrait augmenter au cours des trimestres à venir compte tenu des optimisations prévues de la capacité, de la hausse du taux de change de couverture et de l'incidence des flux de trésorerie supplémentaires provenant des nouveaux projets mis en service.

Prévisions 2017

Pour l'avenir, la société s'attend à générer, sur une base consolidée, des FTDLE par action entre 3,60 $ et 3,90 $ pour l'exercice 2017 complet. Cette fourchette prévue reflète, entre autres facteurs, l'incidence positive de la vigueur soutenue des volumes de débit de pétrole brut sur le réseau principal; la contribution sur l'exercice complet des 2 G$ de nouveaux projets de croissance ayant été mis en service en 2016 et celle, sur une partie de l'exercice, des plus de 13 G$ de nouveaux projets de croissance prévus en 2017; la hausse additionnelle des tarifs de base des services publics, principalement compensée en partie par l'effet saisonnier de la clôture de l'opération de fusion avec Spectra Energy décrite plus haut; le report précédemment annoncé au 1er décembre 2017 de la mise en service du projet de prolongement du pipeline Wood Buffalo, exigé par les expéditeurs; et le temps doux du premier trimestre.

« Nous sommes très satisfaits d'avoir clos la fusion avec Spectra Energy au premier trimestre et nous sommes maintenant en bonne position pour exploiter les avantages stratégiques et financiers de l'opération, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge Inc. Compte tenu des ajustements liés au moment de l'opération et des autres facteurs susmentionnés, nos objectifs pour l'exercice 2017 complet et nos perspectives d'avenir demeurent conformes à nos hypothèses originales et à nos attentes pour Enbridge postérieurement à la fusion avec Spectra. L'intégration des entreprises va bon train, et nous avons fait des progrès rapides en matière de synergie. »

Exécution des projets de croissance

Enbridge poursuit l'exécution de son programme de dépenses en immobilisations de croissance de 27 G$ garanti sur le plan commercial, et la société a mis pour 2,4 G$ de projets en service jusqu'à maintenant en 2017, dont le jumelage du pipeline Athabasca, le pipeline de diluants Norlite et le prolongement du gazoduc de Jackfish Lake. Ces projets sont tous appuyés par des contrats d'achat ferme à faible risque ou des ententes commerciales similaires qui généreront du bénéfice et des flux de trésorerie hautement prévisibles. D'ici la fin de l'exercice, la société prévoit la mise en service de projets de croissance d'une valeur additionnelle de 11 G$, puis de 4 G$ supplémentaires en 2018. Étant donné le moment d'exécution et le profil de rendement de ces projets, leurs incidences sur le bénéfice et les flux de trésorerie se feront pleinement sentir à compter de 2018.

En février 2017, Enbridge a ajouté le projet éolien extracôtier de Hohe See, en Allemagne, à son portefeuille de projets garantis sur le plan commercial. À titre de l'un des promoteurs, Enbridge participera à la construction et à l'exploitation du projet dont la mise en service devrait avoir lieu vers la fin de 2019 et dans lequel elle investira au total de 1,7 G$ (1,07 GEUR).

Toujours en février 2017, Enbridge a réalisé l'acquisition d'une participation de 27,6 % dans le réseau pipelinier Bakken, qui comprend le projet de pipeline Dakota Access et d'oléoduc Energy Transfer, et relie la riche formation de Bakken, dans le Dakota du Nord, au district PADD II de l'est des États-Unis et à la côte américaine du golfe du Mexique. La mise en service de ces pipelines est prévue pour le deuxième trimestre de 2017.

Le 25 avril 2017, Enbridge a lancé un appel de soumissions exécutoires concernant son réseau pipelinier T-South en Colombie-Britannique pour un accroissement de capacité de 190 Mpi3/j de gaz naturel sur le marché Huntington-Sumas à la frontière canado-américaine. Le volume transporté par le réseau est entièrement visé par des contrats, et une expansion est nécessaire pour répondre à la demande croissante des clients par suite de la production en croissance rapide dans les régions prolifiques de Montney et Duvernay. Le projet comprendrait le doublage du réseau T-South et des mises à niveau aux installations de compression le long du réseau pipelinier au coût d'environ 1 G$. Sous réserve de l'issue de l'appel de soumissions, le projet pourrait être mis en service au plus tard à la fin de 2020. 

« Ces récents faits saillants témoignent de l'ampleur et de la diversité de nos occasions de croissance », a fait remarquer M. Monaco.

« Le réseau pipelinier Bakken accroît notre présence dans la région de Bakken et sur la côte américaine du golfe du Mexique, et aura pour effet de hausser immédiatement les FTDLE en 2017. Le projet éolien extracôtier de Hohe See est un exemple des occasions de croissance qui se présentent à nous dans ce secteur en Europe. Et, par l'entremise de notre processus d'appel de soumissions précoce pour notre réseau de l'Ouest canadien, nous attendons une forte demande sur le pipeline T-South, compte tenu des solides facteurs fondamentaux soutenant une production accrue de gaz naturel dans les régions de Montney et Duvernay. »

Progrès en matière de financement

Au premier trimestre de 2017, Enbridge a amélioré encore davantage ses liquidités et sa souplesse financière en réunissant un montant additionnel de 0,2 G$ en facilités de crédit engagées et près de 0,3 G$ en nouveaux capitaux au moyen de ses programmes de réinvestissement de dividendes, de dividendes versés en nature et d'achat d'actions au cours du marché offert par le groupe d'Enbridge. En mars 2017, la société a assemblé des fonds supplémentaires en vendant le pipeline Ozark pour un produit net d'environ 0,3 G$.

En outre, Enbridge a mobilisé environ 0,6 G$ de capitaux en vendant une partie de sa participation dans le groupe du fonds dans le cadre d'un placement secondaire d'actions d'ENF. L'opération était conforme à l'objectif préalablement communiqué de la société d'accroître graduellement, au fil du temps, la participation économique publique dans le groupe du fonds à hauteur de 20 % ainsi que d'augmenter la capitalisation boursière et la liquidité sur les marchés d'ENF. Enbridge détient actuellement une participation de 84,6 % dans le groupe du fonds, et elle prévoit conserver une participation considérable.

Au moment de l'annonce de la fusion avec Spectra Energy en 2016, Enbridge a aussi fait part de son intention de se dessaisir d'actifs pour un montant de 2 G$ afin de renforcer son bilan et d'accroître la souplesse financière de la société issue du regroupement. Par le truchement de la vente du pipeline Ozark, du placement secondaire d'actions d'ENF et de la vente d'autres actifs au quatrième trimestre de 2016, la société s'est dessaisie d'environ 2,3 G$ d'actifs, dépassant ainsi son objectif antérieurement annoncé.

Restructuration et simplification des entités détenues à titre de promoteur

La société est d'avis que des entités bien structurées continueront d'être une autre source de financement intéressante et un moyen efficace de rehausser la valeur et le rendement des infrastructures énergétiques du groupe d'Enbridge dans son ensemble. Au cours des derniers mois, la société a pris plusieurs mesures pour renforcer et simplifier les entités qu'elle détient à titre de promoteur, à savoir la structure de DCP Midstream Partners, L.P. et la privatisation de Midcoast Energy Partners, L.P.

Le 28 avril 2017, la société a annoncé les résultats de l'examen stratégique d'EEP, qui ont donné lieu à la mise en oeuvre d'un certain nombre de mesures de restructuration dans le but d'améliorer la situation commerciale et financière d'EEP, et de rétablir son efficacité d'entité détenue à titre de promoteur. Grâce à ces mesures, EEP deviendra une société en commandite principale autofinancée entièrement axée sur les oléoducs, dotée d'un modèle d'entreprise à faible risque, dont la croissance interne est intégrée et hautement visible, et les notations de crédit, de première qualité.

Au sujet des conclusions de l'examen stratégique d'EEP, M. Monaco a précisé : « EEP détient des infrastructures essentielles de longue durée parmi les plus stratégiques d'Amérique du Nord et de la plus haute qualité qui soit. Les mesures de restructuration positionneront EEP de manière à créer de la valeur à long terme tant pour ses porteurs de parts que pour Enbridge. »

Majoration du dividende

En janvier 2017, Enbridge a annoncé qu'elle majorait de 10 % du dividende trimestriel sur ses actions ordinaires, le faisant passer à 0,583 $ par action. La société marquait ainsi la vingt-deuxième majoration annuelle du dividende. Le 4 mai 2017, comme elle l'avait envisagé, Enbridge a de nouveau majoré son dividende trimestriel sur les actions ordinaires d'environ 5 % pour le faire passer à 0,61 $ par action. Avec ces deux majorations, le dividende dépasse d'environ 15 % le dividende trimestriel par action ordinaire versé en 2016.

« Notre confiance dans une augmentation de 15 % du dividende trimestriel par action cette année traduit la vigueur et la stabilité de notre portefeuille d'actifs, de même que nos perspectives d'avenir très positives pour la société issue du regroupement, indique M. Monaco. À long terme, la solidité et la diversité de nos actifs existants, alliées à nos six plateformes de croissance solides, permettront à Enbridge d'assurer la croissance du dividende dans la fourchette de 10 % à 12 % par an jusqu'en 2024. »

Et M. Monaco de conclure : « Nous croyons fermement que la société issue du regroupement, grâce à son modèle d'entreprise à faible risque et à ses plateformes de croissance diversifiées, pourra créer une valeur solide pour toutes ses parties prenantes au-delà de la prochaine décennie. »

APERÇU DU PREMIER TRIMESTRE DE 2017

Pour un complément d'information sur les projets de croissance et les résultats d'exploitation d'Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société »), prière de consulter le rapport de gestion déposé sur SEDAR et sur EDGAR, et disponible également sur le site Web de la société au www.enbridge.com/InvestorRelations.aspx.

POINTS SAILLANTS

  Trimestres clos
les 31 mars		  
  2017   2016  
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)        
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires        
  Oléoducs 1 124   1 612  
  Gazoducs et traitement 339   61  
  Distribution de gaz 275   239  
  Énergie verte et transport 50   49  
  Services énergétiques 156   (6 )
  Éliminations et divers (315 ) 221  
  Bénéfice avant intérêts et impôts 1 629   2 176  
  Charge d'intérêts (486 ) (412 )
  Impôts sur les bénéfices (198 ) (417 )
  Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (224 ) (61 )
  Dividendes sur actions privilégiées (83 ) (73 )
  Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 638   1 213  
  Résultat par action ordinaire 0,54   1,38  
  Résultat dilué par action ordinaire 0,54   1,38  
Bénéfice ajusté        
  Oléoducs 970   1 084  
  Gazoducs et traitement 336   87  
  Distribution de gaz 269   240  
  Énergie verte et transport 50   48  
  Services énergétiques (5 ) 1  
  Éliminations et divers (105 ) (86 )
  Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts1 1 515   1 374  
  Charge d'intérêts2 (465 ) (394 )
  Impôts sur les bénéfices2 (144 ) (176 )
  Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables2 (148 ) (68 )
  Dividendes sur actions privilégiées (83 ) (73 )
  Bénéfice ajusté1 675   663  
  Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,57   0,76  
Données sur les flux de trésorerie        
  Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 1 677   1 861  
  Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (3 523 ) (1 852 )
  Flux de trésorerie liés aux activités de financement 1 593   751  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation3        
  Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 215   1 114  
  Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 1,03   1,27  
Dividendes        
  Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 548   460  
  Dividendes versés par action ordinaire 0,583   0,530  
Actions en circulation (en millions)        
  Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 1 177   876  
  Nombre moyen pondéré dilué d'actions en circulation 1 187   882  
Données d'exploitation        
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de barils par jour)        
  Réseau principal au Canada4 2 593   2 543  
  Réseau de Lakehead5 2 748   2 735  
  Réseau régional des sables bitumineux6 1 318   1 151  
Gazoducs - débit moyen (en millions de pieds cubes par jour)        
  Alliance Pipeline Canada 1 629   1 659  
  Alliance Pipeline US 1 724   1 757  
  Secteur intermédiaire au Canada7 2 738   -  
Gazoducs et traitement - volumes traités (en milliards de pieds cubes par jour)        
  Secteur intermédiaire au Canada8 2 036   -  
  Secteur intermédiaire aux États-Unis9 5 510   1 167  
Gazoducs et traitement - production de liquides du gaz naturel (« LGN ») (en milliers de barils par jour)        
  Secteur intermédiaire aux États-Unis9 486   138  
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)        
  Volumes (en milliards de pieds cubes) 171   174  
  Nombre de clients actifs (en milliers)10 2 168   2 138  
  Degrés-jours de chauffage11        
    Chiffres réels 1 686   1 709  
    Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 1 875   1 831  
Distribution de gaz - Union Gas        
  Volumes (en milliards de pieds cubes) 149   -  
  Nombre de clients actifs (en milliers)10 1 461   -  
  Degrés-jours de chauffage11        
    Chiffres réels 601   -  
    Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 576   -  
1 Le BAII ajusté, le bénéfice ajusté et le bénéfice ajusté par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR - Voir Mesures non conformes aux PCGR.
2 Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
3 Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. Les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures non conformes aux PCGR qui ne correspondent à aucune définition standard prescrite dans les PCGR.
4 Le débit du réseau principal au Canada représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
5 Le débit du réseau pipelinier de Lakehead (« réseau de Lakehead ») correspond aux livraisons sur le réseau principal dans le Midwest des États-Unis et dans l'est du Canada.
6 Les volumes se limitent au réseau principal d'Athabasca, au pipeline Waupisoo et au pipeline Woodland, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
7 Les volumes du secteur intermédiaire au Canada se limitent aux actifs de livraison et de traitement dans l'Ouest canadien.
8 Les volumes des actifs de traitement du secteur intermédiaire au Canada correspondent aux volumes traités dans les usines à gaz Tupper Main et Tupper West (« usines Tupper ») et aux volumes des actifs de livraison et de traitement dans l'Ouest canadien.
9 Les volumes des actifs de traitement et de production de LGN du secteur intermédiaire aux États-Unis représentent les volumes traités et produits par les actifs de Field Services et de Midcoast Energy Partnership ainsi que par l'usine de traitement de Aux Sable.
10 Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant le gaz naturel d'EGD et d'Union Gas à la fin de la période.
11 Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD et d'Union Gas. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius. Les chiffres indiqués ont été calculés pour la région du Grand Toronto.

BÉNÉFICE AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS

Pour le trimestre clos le 31 mars 2017, le BAII s'est établi à 1 629 M$ comparativement à 2 176 M$ pour le trimestre clos le 31 mars 2016. Ainsi qu'il est commenté à la rubrique BAII ajusté, le bénéfice du premier trimestre de 2017 a profité de l'incidence positive des nouveaux actifs issus de l'opération de fusion réalisée le 27 février 2017.

La diminution du BAII d'un trimestre à l'autre est largement imputable au secteur Oléoducs, dont le BAII ajusté a été moins élevé pour le trimestre clos le 31 mars 2017, en raison principalement de la baisse du taux de change effectif, de la cession de certains actifs du secteur Oléoducs et d'une modification de la politique de normalisation pour la constatation des droits de rattrapage. Le BAII pour le reste de l'exercice devrait subir l'incidence positive de l'optimisation du débit sur le réseau principal et des nouveaux projets qui seront mis en service en 2017.

La comparabilité des résultats de la société d'un trimestre à l'autre subit également l'effet de plusieurs facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation qui sont énumérés dans les tableaux sur le rapprochement des mesures non conformes aux PCGR et analysés dans les résultats de chaque secteur, les plus importants étant les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés. Pour le trimestre clos le 31 mars 2017, le BAII de la société rendait compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés de 416 M$, comparativement à des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés de 932 M$ inscrits pour la période correspondante de 2016. La société dispose d'un programme exhaustif de couverture économique à long terme destiné à atténuer les risques de taux d'intérêt et de change et les risques liés au prix des marchandises, qui sont source de volatilité pour le bénéfice à court terme. À long terme, Enbridge estime que son programme de couverture soutiendra la croissance fiable des flux de trésorerie et des dividendes sur laquelle repose sa proposition de valeur aux investisseurs.

Pour le premier trimestre de 2017, le BAII rendait compte également de charges de 152 M$ (111 M$ après impôts) relatives aux coûts liés à l'opération de fusion, ainsi que des coûts de séparation versés aux salariés de 129 M$ (92 M$ après impôts) liés aux compressions de personnel effectuées à l'échelle de la société en mars 2017 dans le cadre de la réalisation de l'opération de fusion.

BÉNÉFICE ATTRIBUABLE AUX PORTEURS D'ACTIONS ORDINAIRES

Pour le trimestre clos le 31 mars 2017, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est chiffré à 638 M$ (bénéfice de 0,54 $ par action ordinaire), contre un bénéfice de 1 213 M$ (bénéfice de 1,38 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 mars 2016. Ainsi qu'il est commenté de façon plus détaillée à la rubrique BAII ajusté, le bénéfice du premier trimestre a profité de l'incidence positive des actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion réalisée le 27 février 2017.

En plus des facteurs évoqués à la rubrique BAII plus haut et aux rubriques BAII ajusté et Bénéfice ajusté plus loin, la comparabilité d'un trimestre à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a subi l'effet de plusieurs facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation résumés à la rubrique Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR - BAII et bénéfice ajusté.

La baisse du bénéfice par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 mars 2017, comparativement à la période correspondante de 2016, reflétait également l'émission d'environ 691 millions d'actions ordinaires en février 2017 en guise de contrepartie pour l'opération de fusion ainsi que d'autres émissions d'environ 75 millions d'actions ordinaires en 2016, dont 56 millions d'actions ordinaires émises en mars 2016.

BÉNÉFICE AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS AJUSTÉ

Pour le trimestre clos le 31 mars 2017, le BAII ajusté a atteint 1 515 M$, une hausse de 141 M$ comparativement à la période correspondante de 2016. Le BAII ajusté du premier trimestre de 2017 rendait compte des résultats d'exploitation de 33 jours provenant des nouveaux actifs intégrés dans le cadre de l'opération de fusion réalisée le 27 février 2017. Les apports provenant de ces nouveaux actifs ont été le facteur déterminant de la croissance du BAII ajusté consolidé d'un trimestre à l'autre.

La croissance du BAII ajusté consolidé a été plus prononcée dans le secteur Gazoducs et traitement, où est consigné l'essentiel des nouveaux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion. La croissance de ce secteur d'un trimestre à l'autre a également rendu compte de l'apport des usines Tupper Main et Tupper West acquises en avril 2016, ainsi que de la hausse du BAII ajusté d'Alliance Pipeline attribuable à la forte demande de service garanti saisonnier au premier trimestre de 2017.

Le BAII ajusté du secteur Oléoducs a été moins élevé pour le premier trimestre de 2017 que pour la période correspondante de 2016, en raison de plusieurs facteurs, notamment la baisse d'un trimestre à l'autre du taux de couverture de change utilisé pour comptabiliser les produits d'exploitation du réseau principal au Canada. Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur les produits d'exploitation du réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure partie. Le taux de couverture effectif pour la conversion des produits tirés d'opérations en dollars américains du réseau principal au Canada pour le premier trimestre de 2017 était de 1,04 $ contre 1,11 $ pour la période correspondante de 2016. De plus, le taux de change du dollar canadien auquel sont converties les opérations aux États-Unis s'est raffermi pour passer de 1,37 $ au premier trimestre de 2016 à 1,32 $ pour la période correspondante en 2017.

La vente de certains actifs, la réduction des surcharges sur le réseau Bakken et la diminution des apports de l'installation ferroviaire d'EEP en raison de l'expiration des contrats ont contribué à faire reculer le BAII d'un trimestre à l'autre. Par ailleurs, le BAII des réseaux du milieu du continent et de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis était moins élevé au premier trimestre de 2017, car depuis le 1er janvier 2017, pour déterminer son BAII ajusté, la société n'ajuste plus les produits reportés découlant de certains contrats d'achat ferme assortis de droits de rattrapage. Le BAII pour le reste de l'exercice devrait subir l'incidence positive de l'optimisation du débit sur le réseau principal et des nouveaux projets qui seront mis en service en 2017.

Dans le secteur Distribution de gaz, Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD ») a généré un BAII ajusté moins élevé au premier trimestre de 2017 comparativement à la période correspondante de 2016, en raison principalement des produits de distribution moins élevés, imputables au temps plus chaud que la normale enregistré au premier trimestre de 2017. À partir du 1er janvier 2017, EGD a cessé d'exclure de son BAII ajusté l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale. L'incidence du temps chaud sur le BAII ajusté d'EGD pour le premier trimestre de 2017 a été d'environ 29 M$. La diminution du BAII ajusté d'EGD d'un trimestre à l'autre a été plus que compensée par les apports d'Union Gas depuis la conclusion de l'opération de fusion.

À l'unité Éliminations et divers, les charges d'exploitation et d'administration plus élevées ont entraîné une augmentation de la perte ajustée d'un trimestre à l'autre. Elles ont été plus élevées au premier trimestre de 2017 du fait de la hausse des coûts liés aux technologies de l'information et aux autres services centralisés à la suite de l'intégration de Spectra Energy et en raison aussi de la diminution proportionnelle des recouvrements tirés des unités d'exploitation au cours du trimestre.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Le bénéfice ajusté s'est établi à 675 M$ (bénéfice de 0,57 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 mars 2017, contre 663 M$ (bénéfice de 0,76 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 31 mars 2016.

La hausse de la charge d'intérêts découlant de la dette prise en charge dans le cadre de l'opération de fusion a en partie annulé la croissance du BAII ajusté d'un trimestre à l'autre dont il est question plus haut. Les dividendes sur actions privilégiées ont également augmenté d'un exercice à l'autre en raison des actions privilégiées supplémentaires qui ont été émises au quatrième trimestre de 2016 en vue de financer en partie le programme de croissance de la société.

Les impôts sur les bénéfices ont été moins élevés au premier trimestre de 2017 en dépit de l'augmentation du bénéfice ajusté d'un trimestre à l'autre, en raison de la provision au titre de l'évaluation inscrite au premier trimestre de 2016.

Le bénéfice ajusté attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables a augmenté au premier trimestre de 2017 comparativement à la période correspondante de 2016. L'accroissement est attribuable aux nouvelles participations ne donnant pas le contrôle liées aux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion et à la hausse du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle en raison de la restructuration d'EEP.

La charge d'intérêts, les impôts sur les bénéfices, les participations ne donnant pas le contrôle et les participations ne donnant pas le contrôle rachetables ont également subi l'incidence des ajustements effectués pour tenir compte de facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation.

Le bénéfice ajusté par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 mars 2017, comparativement à la période correspondante de 2016, reflétait également l'émission d'environ 691 millions d'actions ordinaires en février 2017 en guise de contrepartie pour l'opération de fusion ainsi que d'autres émissions d'environ 75 millions d'actions en 2016, dont 56 millions d'actions ordinaires émises en mars 2016.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Pour le premier trimestre de 2017, les FTDLE ont totalisé 1 215 M$, soit 1,03 $ par action ordinaire, comparativement à 1 114 M$, ou 1,27 $ par action ordinaire, au premier trimestre de 2016. La croissance des FTDLE d'un exercice à l'autre a subi l'incidence des mêmes facteurs décrits plus haut sous la rubrique BAII ajusté et d'autres facteurs dont il est question ci-dessous. Toutefois, les FTDLE par action ordinaire ont diminué d'un trimestre à l'autre, étant donné l'incidence de l'augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation à la suite de l'opération de fusion le 27 février 2017 et d'autres émissions 2016, dont il est question à la rubrique Bénéfice ajusté.

L'augmentation des FTDLE d'un trimestre à l'autre est également attribuable aux distributions en trésorerie plus élevées découlant des participations en titres de capitaux propres de la société, dues à leur rendement d'exploitation accru ainsi qu'aux distributions de récents placements en actions faisant partie de l'opération de fusion.

Les incidences positives sur les FTDLE d'un trimestre à l'autre décrites ci-dessus ont été partiellement annulées par des investissements de maintien plus élevés au premier trimestre de 2017, liés aux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion et à certaines améliorations locatives dans le secteur Oléoducs. L'augmentation des FTDLE a également été en partie atténuée, d'une part par la diminution des investissements de maintien du secteur Distribution de gaz en raison d'une augmentation des coûts relatifs au programme de gestion des travaux et des actifs d'EGD en 2016, et d'autre part à cause d'une diminution - exception faite de l'incidence de l'opération de fusion - dans le secteur Gazoducs et traitement, causée par le report aux derniers trimestres de 2017 des investissements de maintien.

Cette hausse des FTDLE a aussi été partiellement contrebalancée par l'augmentation de la charge d'intérêts et des dividendes sur actions privilégiées au premier trimestre de 2017, comme il en est question à la rubrique Bénéfice ajusté ci-dessus.

L'augmentation des FTDLE a également été en partie atténuée par la hausse des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle acquises dans le cadre de l'opération de fusion et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans le groupe du fonds (comprenant Enbridge Income Fund, Enbridge Commercial Trust, Enbridge Income Partners LP (« EIPLP ») et les filiales et entités détenues d'EIPLP).

Les autres ajustements hors trésorerie comprennent divers éléments hors trésorerie présentés dans les états consolidés des flux de trésorerie de la société ainsi que des ajustements relatifs aux produits reportés reçus durant chaque exercice.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les FTDLE ou les FTDLE par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; la vigueur et la souplesse financières; les coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en construction; les dépenses en immobilisations prévues; les exigences de financement par capitaux propres prévues à l'égard du programme de croissance garanti sur le plan commercial de la société; les possibilités de croissance et d'expansion; la conclusion prévue des acquisitions et des cessions; le coût estimatif et l'incidence, sur la performance financière de la société, de l'application d'une ordonnance sur consentement relative à la canalisation 6B et à la canalisation 6A; les dividendes futurs estimatifs; les prévisions du bénéfice ajusté par action; les prévisions de FTDLE par action; les prévisions de croissance des dividendes par action; les attentes quant à l'incidence du programme de couverture; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; les coûts prévus pour la correction de fuites et les éventuels recouvrements d'assurance; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion, y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives commerciales et la performance future de la société issue du regroupement; la politique de versement des dividendes, la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes; les options stratégiques évaluées actuellement dans le cadre de la stratégie visant les entités dont la société est le promoteur aux États-Unis ainsi que le cadre réglementaire et le recouvrement des frais reportés par Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick Inc.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, de LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change; l'inflation et les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant de l'opération de fusion, les lois gouvernementales, les acquisitions et le calendrier s'y rapportant; la réussite des plans d'intégration; le coût lié à l'application de l'ordonnance sur consentement relative à la canalisation 6B et à la canalisation 6A; l'incidence de la politique en matière de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'investissement; le BAII prévu ou le BAII ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus ainsi que les FTDLE et les FTDLE par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base. Ces facteurs sont pertinents pour tous les énoncés prospectifs puisqu'ils peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société.

Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude, l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne l'incidence de l'opération de fusion sur la société, le BAII prévu, le BAII ajusté, le bénéfice (la perte), le bénéfice (la perte) ajusté(e), les FTDLE et les montants connexes par action ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en construction, y compris les dates estimatives d'achèvement et les dépenses en immobilisations estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'oeuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'oeuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques et l'approbation par les clients, les gouvernements et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service; et les régimes de recouvrement des coûts.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet de l'incidence de l'opération de fusion, des prévisions du BAII ajusté, du bénéfice ajusté et du bénéfice ajusté par action, des prévisions des FTDLE et des FTDLE par action, des prévisions de croissance des dividendes par action, du rendement de l'exploitation, de la politique en matière de versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande pour les marchandises et de l'application prévue de l'ordonnance sur consentement relative à la canalisation 6B et à la canalisation 6A, notamment aux risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique conjointe avec Enbridge Income Fund Holdings Inc., Enbridge Energy Partners, LP et Spectra Energy Partners, L.P. le jeudi 11 mai 2017 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du premier trimestre de 2017. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-866-215-5508 ou le 1-514-841-2157 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 44798051#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/9gxn6d2m. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1-888-843-7419, ou le 1-630-652-3042 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 44798051#).

Après un exposé du président et chef de la direction et du chef des finances de la société, il y aura une période de questions et réponses à l'intention des analystes en placements.

Enbridge est la première société nord-américaine d'infrastructures énergétiques dotées de plateformes commerciales stratégiques comprenant un réseau étendu de pipelines de pétrole brut, de liquides et de gaz naturel, de services publics réglementés de distribution de gaz naturel ainsi que d'actifs de production d'énergie renouvelable. La société livre en toute sécurité une moyenne quotidienne de 2,8 millions de barils de pétrole brut par l'entremise de son réseau principal et de son réseau pipelinier Express. La société achemine près de 68 % de la production de pétrole brut canadien aux États-Unis et, en desservant les principaux bassins d'approvisionnement et marchés, quelque 20 % de tout le gaz naturel consommé aux États-Unis. Les services publics réglementés de la société comptent environ 3,5 millions de clients de détail en Ontario, au Québec, au Nouveau-Brunswick et dans l'État de New York. De plus, Enbridge poursuit son expansion dans le secteur des infrastructures électriques, ses participations dans des installations d'une capacité nette de production d'énergie renouvelable s'établissant à plus de 2 500 MW, ainsi que dans le secteur éolien extracôtier en Europe. Enbridge est inscrite à l'édition des huit dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Les actions ordinaires d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. La raison d'être d'Enbrige, qui a pour slogan « L'énergie, pour la vie », est d'alimenter la qualité de vie des Nord-Américains. Pour un complément d'information, consulter le www.enbridge.com. Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 4 mai 2017, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants. Tous les dividendes sont payables le 1er juin 2017 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2017.

Actions ordinaires 0,61000 $
Actions privilégiées, Série A 0,34375 $
Actions privilégiées, Série B 0,25000 $
Actions privilégiées, Série D 0,25000 $
Actions privilégiées, Série F 0,25000 $
Actions privilégiées, Série H 0,25000 $
Actions privilégiées, Série J 0,25000 $ US
Actions privilégiées, Série L 0,25000 $ US
Actions privilégiées, Série N 0,25000 $
Actions privilégiées, Série P 0,25000 $
Actions privilégiées, Série R 0,25000 $
Actions privilégiées, Série 1 0,25000 $ US
Actions privilégiées, Série 3 0,25000 $
Actions privilégiées, Série 5 0,27500 $ US
Actions privilégiées, Série 7 0,27500 $
Actions privilégiées, Série 9 0,27500 $
Actions privilégiées, Série 11 0,27500 $
Actions privilégiées, Série 13 0,27500 $
Actions privilégiées, Série 15 0,27500 $
Actions privilégiées, Série 17 0,32188 $

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAII ajusté, au bénéfice (à la perte) ajusté(e), au bénéfice (à la perte) ajusté(e) par action ordinaire, aux FTDLE et aux FTDLE par action ordinaire. Le BAII ajusté s'entend BAII ajusté pour exclure des facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Le bénéfice (la perte) ajusté(e) représente le bénéfice ou la perte attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté(e) pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation inclus dans le BAII ajusté, ainsi que d'ajustements au titre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation relativement à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables des données consolidées. Ces facteurs, assimilés à des éléments d'ajustement, sont rapprochés et décrits dans la section sur les résultats financiers du secteur d'activité touché du rapport de gestion de la société.

Les FTDLE sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant les variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

La direction est d'avis que la présentation d'informations sur le BAII ajusté, le bénéfice (la perte) ajusté(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e) par action ordinaire, les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire fournit des renseignements utiles aux investisseurs et aux actionnaires puisqu'elle contribue à rehausser la transparence et donne un meilleur aperçu de la performance de la société. La direction se sert du BAII ajusté et du bénéfice (de la perte) ajusté(e) afin de fixer les objectifs de la société et d'évaluer le rendement de cette dernière. La direction a également recours aux FTDLE pour évaluer la performance de la société et pour déterminer le versement de dividendes ciblé. Le BAII ajusté, le BAII ajusté pour chacun des secteurs, le bénéfice (la perte) ajusté(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e) par action ordinaire, les FTDLE et les FTDLE par action ordinaire sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis d'Amérique (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

  Trimestres clos
les 31 mars		  
  2017   2016  
(en millions de dollars canadiens)        
Bénéfice avant intérêts et impôts 1 629   2 176  
Éléments d'ajustement1 :        
  Variations des gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés2 (416 ) (932 )
  Perte de change intersociétés non réalisée 7   60  
  Essais hydrostatiques -   (12 )
  Droits de rattrapage3 -   67  
  Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance 4   15  
  Températures supérieures à la normale4 -   17  
  Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 153   -  
  Coûts de séparation versés aux salariés et coûts de restructuration 129   -  
  Autres 9   (17 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 515   1 374  
Charge d'intérêts (486 ) (412 )
Impôts sur les bénéfices (198 ) (417 )
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (224 ) (61 )
Dividendes sur actions privilégiées (83 ) (73 )
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :        
  Charge d'intérêts 21   18  
  Impôts sur les bénéfices 54   241  
  Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables 76   (7 )
Bénéfice ajusté 675   663  
1 Le tableau présente les ajustements en fonction de leur nature. Pour obtenir une description détaillée de ces éléments d'ajustement pour un secteur donné, se reporter à l'analyse de ce secteur dans le rapport de gestion du trimestre clos le 31 mars 2017.
2 Les variations des gains non réalisés liés à la juste valeur des dérivés sont présentées après déduction des montants réalisés au moment du règlement d'instruments dérivés au cours de la période visée.
3 Depuis le 1er janvier 2017, la société n'apporte plus cet ajustement à son BAII. Pour un complément d'information, consulter la rubrique Résultats financiers - Oléoducs dans le rapport de gestion du trimestre clos le 31 mars 2017.
4 Depuis le 1er janvier 2017, la société n'apporte plus cet ajustement à son BAII. Pour un complément d'information, consulter la rubrique Résultats financiers - Distribution de gaz dans le rapport de gestion du trimestre clos le 31 mars 2017.

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAII AJUSTÉ ET FTDLE

Pour faciliter la compréhension de la relation entre le BAII ajusté et les FTDLE, le tableau ci-après présente un rapprochement entre ces deux mesures clés non conformes aux PCGR.

    Trimestres clos
les 31 mars		  
    2017   2016  
(en millions de dollars canadiens)        
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 515   1 374  
  Amortissement1 672   559  
  Investissements de maintien2 (182 ) (151 )
    2 005   1 782  
  Charge d'intérêts3 (479 ) (394 )
  Impôts exigibles3 (41 ) (47 )
  Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (191 ) (184 )
  Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (54 ) (42 )
  Dividendes sur actions privilégiées (83 ) (73 )
  Distributions en trésorerie inférieures à la quote-part du bénéfice des satellites3 (13 ) (22 )
  Autres ajustements hors trésorerie 71   94  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 215   1 114  
1 Amortissement :        
    Oléoducs 356   346  
    Gazoducs et traitement 136   74  
    Distribution de gaz 112   80  
    Énergie verte et transport 51   48  
    Éliminations et divers 17   11  
    672   559  
2 Investissements de maintien :        
    Oléoducs (51 ) (43 )
    Gazoducs et traitement (40 ) (11 )
    Distribution de gaz (65 ) (81 )
    Énergie verte et transport (1 ) (1 )
    Éliminations et divers (25 ) (15 )
    (182 ) (151 )
3 Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.    
           

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

  Trimestres clos
les 31 mars		  
  2017   2016  
(en millions de dollars canadiens)        
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation - activités poursuivies 1 677   1 861  
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 (241 ) (122 )
  1 436   1 739  
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (191 ) (184 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (54 ) (42 )
Dividendes sur actions privilégiées (83 ) (73 )
Investissements de maintien2 (182 ) (151 )
Éléments d'ajustement importants :        
  Normalisation météorologique -   13  
  Droits de rattrapage 13   67  
  Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 152   -  
  Provision pour réévaluation des stocks réalisée -   (268 )
  Coûts de séparation versés aux salariés et coûts de restructuration3 127   -  
  Autres éléments (3 ) 13  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 215   1 114  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 1,03   1,27  
1 Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements.
2 Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (y compris le remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTDLE, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits d'exploitation ou les fonctions de service des biens existants.
3 La provision pour réévaluation des stocks réalisée est liée à des pertes à la vente de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels il existe un gain compensatoire d'un montant semblable réalisé sur les instruments dérivés dans les FTDLE.

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