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

Enbridge Inc. annonce ses résultats du deuxième trimestre de 2017


CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 3 août 2017) - (TSX:ENB)(NYSE:ENB)

POINTS SAILLANTS DU DEUXIÈME 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 1 713 M$ pour le deuxième trimestre de 2017. Les FTDLE se sont établis à 1 324 M$, ou 0,81 $ par action ordinaire, au deuxième trimestre. Ces résultats reflètent un trimestre complet d'exploitation après l'opération de fusion, close le 27 février 2017.

Le principal facteur de croissance du BAII au deuxième trimestre de 2017 comparativement au deuxième trimestre de 2016 a été l'apport financier des nouveaux actifs de gaz naturel d'Enbridge acquis dans le cadre de l'opération de fusion, qui a considérablement diversifié le portefeuille d'actifs et les plateformes commerciales de la société. Le rendement amélioré du secteur Énergie verte et transport de même que le raffermissement du dollar américain ont aussi contribué à la croissance d'un exercice à l'autre. Ces facteurs positifs ont été partiellement contrebalancés par des résultats inférieurs dans les secteurs Services énergétiques et Oléoducs.

Les résultats du secteur Oléoducs au deuxième trimestre ont subi l'incidence de plusieurs éléments transitoires, notamment une importante interruption imprévue et l'accélération des travaux d'entretien à une installation en amont d'un client, d'autres perturbations apparentées et non apparentées de la production et un programme d'essais hydrostatiques sur la canalisation 5 au cours du mois de juin 2017. L'incidence cumulée de ces facteurs sur le BAII ajusté du réseau principal au Canada et aux États-Unis (« réseau principal ») a été d'environ 50 M$ pour le trimestre. Jusqu'en juin, le réseau principal a acheminé des volumes presque records de pétrole brut en ayant recours à la répartition. La répartition sur le réseau principal a aussi eu une incidence sur l'apport au BAII de certains pipelines en aval au cours du trimestre.

On s'attend à ce que le BAII généré par le secteur Oléoducs augmente au cours du deuxième semestre de 2017, tandis que le débit sur le réseau principal reviendra aux niveaux atteints plus tôt dans l'exercice. Cette situation découle en partie des initiatives d'optimisation de la capacité achevées au premier semestre de l'exercice qui remédieront aux contraintes de capacité et contribueront à réduire le recours à la répartition.

Les FTDLE pour le deuxième trimestre ont totalisé 1 324 M$, une augmentation de 456 M$ par rapport à la période comparable précédente, qui s'explique principalement par les facteurs énoncés précédemment. Les FTDLE de 0,81 $ par action ont diminué d'un trimestre à l'autre, principalement en raison de l'émission d'actions ordinaires supplémentaires en tant que contrepartie dans le cadre de l'opération de fusion.

« Nos résultats financiers trimestriels soulignent les avantages que procure la grande diversification de notre portefeuille d'actifs et de nos plateformes de croissance, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. Le rendement global des actifs de distribution de gaz aux États-Unis que nous avons acquis dans le cadre de l'opération de fusion a été solide comme nous l'escomptions. Nous nous attendons à ce que le rendement du secteur Oléoducs augmente pendant le reste de l'exercice, alors que la production et le débit reprendront sur le réseau principal et que nous bénéficierons des initiatives d'optimisation de la capacité ayant été mises en oeuvre pour acheminer des volumes supérieurs. Compte tenu du raffermissement des perspectives pour le secteur Oléoducs, du succès de l'exécution de notre programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial ainsi que des progrès en matière de synergie postfusion réalisés à ce jour, nous demeurons sur la bonne voie pour produire des résultats financiers conformes à la fourchette de rendement prévue plus tôt cette année. »

Au sujet du positionnement stratégique global et des perspectives à court terme pour la société, M. Monaco a précisé : « Je suis ravi des progrès accomplis pendant ce premier trimestre complet depuis la fusion avec Spectra Energy. La direction se concentre sur les grandes priorités stratégiques exposées pendant le bilan semestriel à l'intention des investisseurs, à savoir : la croissance interne, la réduction des risques au minimum et la rationalisation de la société. Depuis la fin du premier trimestre, nous avons mis pour 5 G$ de projets en service, ajouté des projets de premier ordre à faible risque à notre portefeuille de projets de croissance garantis sur le plan commercial, continué à exécuter nos plans de financement et consolidé notre bilan. Nous maintenons le cap quant à nos plans d'intégration et de réalisation de synergies, et nous continuons d'optimiser le rendement de nos actifs existants, tout en assurant la sécurité et la fiabilité de notre exploration. Alors que nous entamons le second semestre de l'exercice, nous sommes bien placés pour accroître nos flux de trésorerie, qui devraient être conformes aux attentes, et nous prévoyons que nos activités de base ainsi que les projets devant être mis en service au cours du présent exercice et du prochain généreront des flux de trésorerie croissants en 2018 et en 2019. »

Programme de remplacement de la canalisation 3

Enbridge a annoncé aujourd'hui qu'elle allait entreprendre cet été les travaux de construction de certains tronçons dans le cadre du programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada, et que la construction avait commencé au Wisconsin. Ce programme prévoit le remplacement intégral du pipeline existant qui s'étend de Hardisty, en Alberta, jusqu'à Superior, au Wisconsin.

Tous les permis ont été obtenus pour que les travaux de construction commencent au Canada, dans le Dakota du Nord et au Wisconsin. Le seul État où les permis sont toujours en attente de délivrance est le Minnesota; le département du Commerce du Minnesota doit réaliser une étude d'impact environnemental finale au troisième trimestre de 2017. Selon le processus réglementaire et l'échéancier prévus, la direction prévoit que la mise en service du projet aura lieu au deuxième semestre de 2019.

Compte tenu du plan d'exécution actualisé, l'estimation des coûts définitive du projet s'élève maintenant à 5,3 G$ au Canada et à 2,9 G$ US aux États-Unis. Les coûts révisés sont supérieurs d'environ 9 % à l'estimation originale au moment de l'approbation du projet en 2014, et tiennent compte principalement des retards dans le processus réglementaire, des changements à la portée des travaux et des modifications au tracé ainsi que d'autres changements qu'a entraînés la vaste consultation. L'incidence de ces coûts supplémentaires sur le rendement du projet est entièrement compensée par les coûts d'exploitation inférieurs ayant été estimés, de même que par le raffermissement du dollar américain depuis les calculs initiaux relatifs au projet.

« La canalisation 3 est une infrastructure énergétique d'importance critique qui appuie notre économie et assure des approvisionnements énergétiques fiables et économiques, a commenté M. Monaco. La nouvelle canalisation 3 fera appel à la technologie pipelinière la plus nouvelle et la plus perfectionnée et fournira la capacité supplémentaire tant requise pour appuyer la croissance de la production canadienne de pétrole brut et la demande des raffineries américaines et canadiennes. »

Exécution de projets

Enbridge a poursuivi l'exécution de son programme de croissance garanti sur le plan commercial en mettant en service pour 5 G$ supplémentaires de projets au deuxième trimestre, dont le projet Sabal Trail, le pipeline de gaz naturel LLC, le réseau pipelinier Norlite et une participation dans le réseau pipelinier Bakken (entré en service pendant le trimestre). Au total, Enbridge a mis en service pour plus de 6 G$ de projets de croissance à ce jour en 2017. D'ici à la fin de l'exercice, la société prévoit mettre en service des projets de croissance d'une valeur supplémentaire de 7 G$. Ces projets sont tous appuyés par des contrats d'achat ferme à faible risque et à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales similaires qui généreront des flux de trésorerie considérablement accrus à mesure qu'ils seront mis en service.

Nouveaux projets de croissance garantis sur le plan commercial

Pendant son bilan semestriel à l'intention des investisseurs, en juin, Enbridge a annoncé 1,9 G$ en nouveaux projets de croissance garantis sur le plan commercial.

À la suite d'un appel de soumissions fructueux, Enbridge va de l'avant avec le projet d'agrandissement du gazoduc T-South à un coût de 1,0 G$. Les travaux permettront d'ajouter une capacité additionnelle de 190 millions de pieds cubes par jour (« Mpi3/j ») visée par des contrats à long terme fondés sur le coût du service, et donneront, d'ici la fin de 2020, un meilleur accès pour la production croissante de la région de Montney aux attrayants marchés du nord-ouest du Pacifique où la demande est forte. En outre, Enbridge procède à l'agrandissement de plusieurs tronçons du réseau de collecte et de transport de gaz naturel T-North en Colombie-Britannique pour faciliter l'accès et la connectivité aux infrastructures régionales. Le programme Spruce Ridge de 0,5 G$ est appuyé par des contrats à long terme fondés sur le coût du service, et devrait être mis service au deuxième semestre de 2018.

Avec l'approbation du prolongement du projet Hohe See au coût de 0,4 G$, l'investissement total d'Enbridge dans cette installation s'établit à 2,1 G$. À titre de promoteur conjoint, Enbridge participera à la construction et à l'exploitation du projet, qui est soutenu par des conventions d'achat d'électricité à prix fixe et à long terme. On prévoit au cours du deuxième semestre de 2019 l'achèvement de ce projet à faible risque qui sera rentable immédiatement.

« Nous avons garanti près de 4 G$ de nouveaux projets depuis l'annonce de l'opération de fusion, a fait remarquer M. Monaco. Notre succès témoigne de la solidité de notre modèle d'affaires fondé sur la diversification et sur six plateformes de croissance stratégiques postfusion. Ces nouveaux projets cadrent à merveille avec la proposition de valeur faite aux investisseurs d'Enbridge, prolongent jusqu'à 2020 l'exécution de notre programme de dépenses en immobilisations de croissance garanti sur le plan commercial de 31 G$ - de premier plan dans l'industrie - et appuient des perspectives à long terme de croissance du dividende entre 10 % et 12 % jusqu'en 2024. »

Progrès en matière de financement

Pendant le deuxième trimestre de 2017, Enbridge a été active sur les marchés financiers et a réalisé des progrès notables dans l'exécution de son plan de financement.

Depuis la fin du premier trimestre, la société s'est procuré sur les marchés canadien et américain plus de 5 G$ en capitaux d'emprunt à terme assortis d'échéances variées, et dont le produit a servi principalement à refinancer des emprunts existants ou venus à échéance à des taux favorables. En juillet, Enbridge a réalisé des appels d'offres visant environ 1,0 G$ US de la dette à long terme de Spectra Energy Capital, LLC dans le cadre d'efforts continus pour rationaliser et simplifier la structure financière de la société et réduire encore davantage son coût du capital.

Le 14 juillet 2017, Enbridge a consolidé son bilan au moyen de l'émission de 1,0 G$ US de titres de créance hybrides. En outre, la société a conclu la vente du pipeline Olympic au prix de 0,2 G$ le 31 juillet 2017, portant ainsi la monétisation d'actifs totale à 2,5 G$ depuis l'annonce de l'opération de fusion. Enbridge continuera d'évaluer l'ensemble de son portefeuille d'actifs à l'affût d'occasions de monétiser de façon sélective des actifs non essentiels pour dégager des capitaux et les réaffecter à son programme de croissance.

Dividende trimestriel

Le 1er juin 2017, Enbridge a versé sur ses actions ordinaires le dividende trimestriel de 0,61 $ par action antérieurement annoncé. Le 5 janvier 2017, la société a annoncé qu'elle majorait le dividende trimestriel sur ses actions ordinaires, le faisant passer de 0,53 $ par action ordinaire à 0,583 $ par action ordinaire à compter du dividende payable le 1er mars 2017. À la suite de la réalisation de la fusion avec Spectra Energy, la société a annoncé une hausse supplémentaire de 0,027 $ par action du dividende sur les actions ordinaires de la société à compter du dividende payable le 1er juin 2017. Ensemble, ces augmentations représentent une majoration de 15 % comparativement au taux de dividende trimestriel en vigueur en 2016.

APERÇU DES RÉSULTATS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2017

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

POINTS SAILLANTS

  Trimestres clos
les 30 juin		     Semestres clos
les 30 juin		  
  2017   2016     2017     2016  
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)                      
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires                      
  Oléoducs 1 272   643     2 396     2 255  
  Gazoducs et traitement 682   19     1 021     80  
  Distribution de gaz 153   83     428     322  
  Énergie verte et transport 51   41     101     90  
  Services énergétiques (18 ) (7 )   138     (13 )
  Éliminations et divers (41 ) (48 )   (356 )   173  
  Bénéfice avant intérêts et impôts 2 099   731     3 728     2 907  
  Charge d'intérêts (565 ) (369 )   (1 051 )   (781 )
  Charge d'impôts sur les bénéfices (293 ) (10 )   (491 )   (427 )
  (Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (241 ) 20     (465 )   (41 )
  Dividendes sur actions privilégiées (81 ) (71 )   (164 )   (144 )
  Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires 919   301     1 557     1 514  
  Résultat par action ordinaire 0,56   0,33     1,11     1,69  
  Résultat dilué par action ordinaire 0,56   0,33     1,10     1,67  
Bénéfice ajusté                    
  Oléoducs 938   922     1 908     2 006  
  Gazoducs et traitement 667   90     1 003     177  
  Distribution de gaz 153   73     422     313  
  Énergie verte et transport 51   40     101     88  
  Services énergétiques (3 ) 47     (8 )   48  
  Éliminations et divers (93 ) (83 )   (198 )   (169 )
  Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts1 1 713   1 089     3 228     2 463  
  Charge d'intérêts2 (588 ) (363 )   (1 053 )   (757 )
  Impôts sur les bénéfices2 (194 ) (131 )   (338 )   (307 )
  Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables2 (188 ) (68 )   (336 )   (136 )
  Dividendes sur actions privilégiées (81 ) (71 )   (164 )   (144 )
  Bénéfice ajusté1 662   456     1 337     1 119  
  Bénéfice ajusté par action ordinaire1 0,41   0,50     0,95     1,25  
Données sur les flux de trésorerie                    
  Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 2 033   1 370     3 710     3 231  
  Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (2 368 ) (2 080 )   (5 891 )   (3 932 )
  Flux de trésorerie liés aux activités de financement 531   230     2 124     981  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation3                    
  Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 324   868     2 539     1 982  
  Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,81   0,95     1,81     2,21  
Dividendes                    
  Dividendes déclarés sur les actions ordinaires 1 003   492     1 551     952  
  Dividendes versés par action ordinaire 0,610   0,530     1,193     1,060  
Actions en circulation (en millions)                    
  Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation 1 628   917     1 404     897  
  Nombre moyen pondéré dilué d'actions en circulation 1 636   925     1 413     904  
Données d'exploitation                    
Oléoducs - livraisons moyennes (en milliers de b/j)                    
  Réseau principal au Canada4 2 449   2 242     2 521     2 392  
  Réseau de Lakehead5 2 604   2 440     2 675     2 588  
  Réseau régional des sables bitumineux6 1 171   823     1 228     987  
Gazoducs - débit moyen (en Mpi3/j)                    
  Alliance Pipeline Canada 1 519   1 559     1 574     1 587  
  Alliance Pipeline US 1 623   1 698     1 674     1 724  
  Secteur intermédiaire au Canada7 2 177   -     2 458     -  
Gazoducs et traitement - volumes traités (Mpi3/j)                    
  Secteur intermédiaire au Canada8 1 715   -     1 875     -  
  Secteur intermédiaire aux États-Unis9 5 422   1 141     5 591     1 154  
Gazoducs et traitement - production de liquides du gaz naturel (« LGN ») (en milliers de b/j)                    
  Secteur intermédiaire aux États-Unis9 518   159     516     149  
Distribution de gaz - Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)                    
  Volumes (en milliards de pieds cubes) 71   78     243     251  
  Nombre de clients actifs (en milliers)10 2 167   2 133     2 167     2 133  
  Degrés-jours de chauffage11                    
    Chiffres réels 462   546     2 148     2 255  
    Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 476   478     2 351     2 309  
Distribution de gaz - Union Gas Limited (« Union Gas »)                    
  Volumes (en milliards de pieds cubes) 222   -     371     -  
  Nombre de clients actifs (en milliers)10 1 465   -     1 465     -  
  Degrés-jours de chauffage11                    
    Chiffres réels 492   -     1 093     -  
    Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale 514   -     1 090     -  
                         
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 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 et le semestre clos le 30 juin 2017, le BAII s'est établi respectivement à 2 099 M$ et 3 728 M$, comparativement à 731 M$ et 2 907 M$ pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2016. Le bénéfice du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2017 a profité de l'incidence positive de l'apport des nouveaux actifs à la suite de l'opération de fusion.

L'incidence positive sur le BAII résultant des nouveaux actifs issus de l'opération de fusion a été annulée en partie par les résultats moins élevés des secteurs Services énergétiques et Oléoducs, tel que mentionné plus bas.

La comparabilité des résultats de la société d'une période 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, 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 30 juin 2017, le BAII de la société rendait compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés de 461 M$, comparativement à des pertes de 98 M$ inscrites pour la période correspondante de 2016. Pour le semestre clos le 30 juin 2017, le BAII de la société rendait compte de gains non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés de 877 M$, comparativement à des gains de 834 M$ 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.

De plus, la comparabilité du BAII d'une période à l'autre a subi l'effet de la comptabilisation d'une perte de valeur de 176 M$ (103 M$ après impôts attribuables à Enbridge) au deuxième trimestre de 2016 découlant de la participation de 75 % d'Enbridge dans une coentreprise, Eddystone Rail Company, LLC, une installation de transbordement rail-péniche dans le Grand Philadelphie en Pennsylvanie.

Pour le semestre clos le 30 juin 2017, le BAII rendait compte également de charges de 178 M$ (130 M$ après impôts) relatives aux coûts liés à l'opération de fusion, ainsi que des coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés de 208 M$ (146 M$ après impôts) liés aux compressions de personnel effectuées à l'échelle de la société en mars 2017 et aux coûts de restructuration dans le cadre de la réalisation de l'opération de fusion.

BÉNÉFICE ATTRIBUABLE AUX PORTEURS D'ACTIONS ORDINAIRES

Pour le trimestre clos le 30 juin 2017, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est chiffré à 919 M$ (0,56 $ par action ordinaire), contre un bénéfice de 301 M$ (0,33 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 juin 2016. Pour le semestre clos le 30 juin 2017, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires s'est établi à 1 557 M$ (1,11 $ par action ordinaire), contre un bénéfice de 1 514 M$ (1,69 $ par action ordinaire) pour le semestre clos le 30 juin 2016.

En plus des facteurs évoqués à la rubrique Bénéfice avant intérêts et impôts ci-dessus, les charges d'intérêts pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 ont augmenté par rapport aux périodes correspondantes de 2016, en raison de la dette prise en charge dans le cadre de l'opération de fusion. 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 d'investissement de croissance de la société.

Les charges d'impôts ont augmenté pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017, comparativement aux périodes correspondantes de 2016, en raison essentiellement de la hausse du bénéfice.

Le bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables a augmenté au deuxième trimestre et au premier semestre de 2017 comparativement aux périodes correspondantes de 2016. L'augmentation 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 baisse du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle dans Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») au cours de 2016.

La baisse du bénéfice par action ordinaire pour le semestre clos le 30 juin 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, l'émission d'environ 75 millions d'actions ordinaires en 2016 suivie d'une offre de 56 millions d'actions ordinaires au premier trimestre de 2016, ainsi que d'autres émissions intervenues dans le cadre du programme de réinvestissement de dividendes de la société.

BÉNÉFICE AJUSTÉ AVANT INTÉRÊTS ET IMPÔTS

Pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017, le BAII ajusté a atteint respectivement 1 713 M$ et 3 228 M$, une hausse de 624 M$ et 765 M$ comparativement aux périodes correspondantes de 2016. La croissance du BAII ajusté par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent est surtout attribuable aux apports des nouveaux actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion, à quoi il faut aussi ajouter la contribution plus élevée du secteur Énergie verte et transport. Ces éléments positifs ont par contre été en partie annulés par les températures plus douces enregistrées dans les zones de desserte des services de distribution de gaz de la société et par les résultats en baisse des secteurs Services énergétiques et Oléoducs.

La croissance du BAII ajusté 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 a également rendu compte de l'apport des usines à gaz Tupper Main et Tupper West acquises en avril 2016.

Si l'on exclut l'apport du réseau Express-Platte à la suite de l'opération de fusion, le BAII ajusté du secteur Oléoducs a été moins élevé pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 que pour les périodes correspondantes de 2016. Les résultats du deuxième trimestre de 2017 ont subi l'incidence de plusieurs éléments transitoires, notamment une importante interruption imprévue et l'accélération des travaux d'entretien à l'installation en amont d'un client, d'autres perturbations apparentées et non apparentées de la production et un programme d'essais hydrostatiques sur la canalisation 5 au cours du mois de juin 2017. L'incidence cumulée de ces facteurs sur le réseau principal était d'environ 50 M$ au deuxième trimestre de 2017. Jusqu'en juin, le réseau principal a acheminé des volumes presque records et le réseau a fonctionné selon le principe de la répartition pour le service de pétrole brut lourd. La répartition sur le réseau principal a également influé sur la contribution de certains pipelines en aval au BAII ajusté au cours des premier et deuxième trimestres de 2017. Le rendement du secteur Oléoducs a également subi l'effet d'un changement dans les pratiques, la société n'incluant plus, pour établir le BAII ajusté, les liquidités reçues aux termes de contrats d'achat ferme assortis de droits de rattrapage. Par ailleurs, le dessaisissement de certains actifs et la diminution des produits de surcharges ont fait reculer le BAII ajusté. Le BAII ajusté généré par le secteur Oléoducs devrait s'apprécier au cours de la deuxième moitié de 2017, car on s'attend à ce que le débit du réseau principal revienne aux niveaux records atteints plus tôt cette année et que les projets d'optimisation de la capacité entrepris au premier semestre du présent exercice pour alléger la répartition sur le réseau principal soient opérationnels.

Dans le secteur Distribution de gaz, EGD a généré un BAII ajusté moins élevé pour le semestre clos le 30 juin 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 semestre 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. Au cours de la première moitié de 2017, les températures plus chaudes que la normale ont eu pour effet de retrancher d'environ 23 M$ le BAII ajusté d'EGD. La diminution du BAII ajusté d'EGD d'une période à l'autre a été plus que compensée par les apports d'Union Gas depuis la conclusion de l'opération de fusion.

Le BAII ajusté du secteur Services énergétiques pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017 rend compte d'une compression des différentiels liés aux emplacements et à la qualité sur certains marchés, de la demande moins élevée des raffineries pour certains produits et des moindres possibilités de dégager des marges bénéficiaires sur les installations pour lesquelles la société a des obligations de capacité. Le BAII ajusté du secteur Services énergétiques dépend des conditions du marché, et les résultats pour une période donnée peuvent ne pas être représentatifs de ceux des périodes futures.

L'augmentation de la perte ajustée avant intérêts et impôts inscrite à l'unité Élimination et divers rend compte de la hausse des charges non réparties de la société résultant de l'opération de fusion, annulée en partie par les synergies réalisées jusqu'ici du fait de l'intégration des fonctions corporatives.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Le bénéfice ajusté s'est établi à 662 M$ (0,41 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 juin 2017, contre 456 M$ (0,50 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 juin 2016. Le bénéfice ajusté s'est établi à 1 337 M$ (0,95 $ par action ordinaire) pour le semestre clos le 30 juin 2017, contre 1 119 M$ (1,25 $ par action ordinaire) pour le semestre clos le 30 juin 2016.

En plus des facteurs évoqués à la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts ci-dessus, la comparabilité du bénéfice ajusté concorde avec l'explication donnée à la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ci-dessus.

FLUX DE TRÉSORERIE DISPONIBLES LIÉS À L'EXPLOITATION

Pour le trimestre clos le 30 juin 2017, les FTDLE ont totalisé 1 324 M$ (0,81 $ par action ordinaire) comparativement à 868 M$ (0,95 $ par action ordinaire) pour le trimestre clos le 30 juin 2016. Les FTDLE se sont établis à 2 539 M$ (1,81 $ par action ordinaire) pour le semestre clos le 30 juin 2017, alors qu'ils avaient été de 1 982 M$ (2,21 $ par action ordinaire) pour le semestre clos le 30 juin 2016. La croissance des FTDLE d'un exercice à l'autre a subi l'incidence des mêmes facteurs décrits plus haut sous la rubrique Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts et d'autres facteurs dont il est question ci-dessous. Toutefois, les FTDLE par action ordinaire ont diminué d'un trimestre à l'autre à la suite de l'opération de fusion et d'autres émissions en 2016, dont il est question ci-dessus à la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires.

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 semestre 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 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 du moment où ils ont été engagés, 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 pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2017, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, ainsi qu'il en est question à la rubrique Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ci-dessus.

L'augmentation des FTDLE d'un trimestre à l'autre a également subi l'incidence de la hausse des distributions versées aux participations ne donnant pas le contrôle acquises dans le cadre de l'opération de fusion, atténuée en partie par la baisse des distributions versées aux participations ne donnant pas le contrôle dans EEP en raison de la réduction de sa distribution trimestrielle ainsi que de l'achat des parts ordinaires en circulation détenues par le public de Midcoast Energy Partners, L.P. Consulter la rubrique Stratégie de véhicules à titre de promoteur aux États-Unis dans le rapport de gestion de la société.

L'incidence positive des FTDLE a de plus été contrebalancée par les distributions supérieures versées aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables en raison de l'accroissement de la propriété publique dans le groupe du fonds (comprenant Enbridge Income Fund, Enbridge Commercial Trust, Enbridge Income Partners LP (« EIPLP ») et les filiales et satellites d'EIPLP) en raison du placement secondaire d'Enbrige Income Fund Holdings Inc. au deuxième trimestre de 2017.

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.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique conjointe avec Enbridge Income Fund Holdings Inc., Enbridge Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP le jeudi 3 août 2017 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour discuter des résultats du deuxième trimestre de 2017. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le (877) 930-8043 ou le (253) 336-7522 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 51403910#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse http://edge.media-server.com/m/p/7gd26ak2. 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 (855) 859-2056, ou le (404) 537-3406 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 51403910#).

Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de questions et réponses à l'intention exclusive des analystes financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique, les équipes des médias et des relations avec les investisseurs d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.

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; le rendement prévu du secteur Oléoducs; la vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources 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 futures prévues; la capacité prévue des coentrepreneurs de la société à terminer et à financer les projets en construction; la conclusion prévue des acquisitions et des cessions; les dividendes futurs estimatifs; le recouvrement des coûts pour le tronçon canadien du programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada (« programme L3R au Canada »); l'agrandissement prévu du réseau T-South; 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 futures et la performance dans l'avenir de la société issue du regroupement; l'incidence du programme L3R au Canada sur les programmes d'intégrité en vigueur; la politique de versement des dividendes; la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes; ainsi que l'incidence prévue du programme de couverture.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les taux de change; l'inflation; 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; 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 et 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, puisqu'elles 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) 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, le gouvernement 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, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, de la politique en matière de versement de dividendes, 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 modifications aux accords commerciaux, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la demande pour les marchandises, 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.

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge Inc. 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. Ce volume représente en grande partie les quelque 65 % des exportations de pétrole brut canadien aux États-Unis. De plus, en desservant les principaux bassins d'approvisionnement et marchés, la société livre 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; elle détient des participations dans des installations d'énergie renouvelable d'une capacité de production nette de plus de 2 500 mégawattheures en Amérique du Nord. Elle continue aussi son développement 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 2 août 2017, le conseil d'administration d'Enbridge a déclaré les dividendes trimestriels suivants. Tous les dividendes sont payables le 1er septembre 2017 aux actionnaires inscrits le 15 août 2017.

Actions ordinaires 0,61000 $
Actions privilégiées, série A 0,34375 $
Actions privilégiées, série B1 0,21340 $
Actions privilégiées, série C2 0,18600 $
Actions privilégiées, série D 0,25000 $
Actions privilégiées, série F 0,25000 $
Actions privilégiées, série H 0,25000 $
Actions privilégiées, série J3 0,30540 $ 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 $
   
1 Le montant du dividende trimestriel sur les actions privilégiées de série B a été ajusté pour passer de 0,25000 $à 0,21340 $le 1er juin 2017, et sera ajusté à chaque cinquième anniversaire par la suite.
2 Le montant du dividende trimestriel sur les actions privilégiées de série C a été établi à 0,18600 $le 1er juin 2017, et sera ajusté à chaque trimestre par la suite.
3 Le montant du dividende trimestriel sur les actions privilégiées de série J a été ajusté pour passer de 0,25000 $US à 0,30540 $US le 1er juin 2017, et sera ajusté à chaque cinquième anniversaire par la suite.
   

MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAII ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire, aux FTDLE et aux FTDLE par action ordinaire. Le BAII ajusté s'entend BAII ajusté pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles ou consolidées. Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires ajusté pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation inclus dans le BAII ajusté, ainsi que les 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 ajusté, le bénéfice ajusté 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 ajusté 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 ajusté, le bénéfice ajusté 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 30 juin		     Semestres clos
les 30 juin		  
  2017   2016     2017     2016  
(en millions de dollars canadiens)  
Bénéfice avant intérêts et impôts 2 099   731     3 728     2 907  
Éléments d'ajustement1:                    
  Variations du (gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés2 (461 ) 98     (877 )   (834 )
  Perte de valeur de l'actif et des investissements -   187     -     187  
  (Gain) perte de change intersociétés non réalisée 7   (5 )   14     55  
  Essais hydrostatiques -   -     -     (12 )
  Droits de rattrapage3 -   48     -     115  
  Coûts de redémarrage des pipelines et des installations liés aux incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta -   21     -     21  
  Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance 4   1     8     16  
  Températures supérieures (inférieures) à la normale4 -   (9 )   -     8  
  Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 50   3     203     3  
  Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de restructuration 79   8     208     8  
  Autres (65 ) 6     (56 )   (11 )
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 713   1 089     3 228     2 463  
Charge d'intérêts (565 ) (369 )   (1 051 )   (781 )
Impôts sur les bénéfices (293 ) (10 )   (491 )   (427 )
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (241 ) 20     (465 )   (41 )
Dividendes sur actions privilégiées (81 ) (71 )   (164 )   (144 )
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :                    
  Charge d'intérêts (23 ) 6     (2 )   24  
  Impôts sur les bénéfices 99   (121 )   153     120  
  Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables 53   (88 )   129     (95 )
Bénéfice ajusté 662   456     1 337     1 119  
                     
1 Le tableau ci-dessus présente les éléments d'ajustement 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 de la société.
2 Les variations des gains et des pertes non réalisés liés à la juste valeur d'instruments dérivés sont présentées déduction faite des montants réalisés au règlement de contrats dérivés pendant la période visée.
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 de la société.
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 de la société.
   

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 30 juin		     Semestres clos
les 30 juin		  
    2017   2016     2017     2016  
(en millions de dollars canadiens)                    
Bénéfice ajusté avant intérêts et impôts 1 713   1 089     3 228     2 463  
  Amortissement1 868   555     1 540     1 114  
  Investissements de maintien2 (374 ) (144 )   (556 )   (295 )
    2 207   1 500     4 212     3 282  
  Charge d'intérêts3 (631 ) (363 )   (1 110 )   (757 )
  Impôts exigibles3 (42 ) (34 )   (83 )   (81 )
  Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (195 ) (178 )   (386 )   (362 )
  Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (63 ) (53 )   (117 )   (95 )
  Dividendes sur actions privilégiées (81 ) (71 )   (164 )   (144 )
  Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites3 68   43     55     21  
  Autres ajustements hors trésorerie 61   24     132     118  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 324   868     2 539     1 982  
1 Amortissement :                    
    Oléoducs 385   336     741     682  
    Gazoducs et traitement 250   75     386     149  
    Distribution de gaz 157   84     269     164  
    Énergie verte et transport 50   47     101     95  
    Services énergétiques 1   1     1     1  
    Éliminations et divers 25   12     42     23  
    868   555     1 540     1 114  
2 Investissements de maintien :                    
    Oléoducs (54 ) (28 )   (105 )   (72 )
    Gazoducs et traitement (153 ) (12 )   (192 )   (23 )
    Distribution de gaz (131 ) (84 )   (195 )   (166 )
    Énergie verte et transport -   (1 )   (2 )   (1 )
    Éliminations et divers (36 ) (19 )   (62 )   (33 )
    (374 ) (144 )   (556 )   (295 )
3 Ces soldes sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.          
   

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FTDLE

Le tableau qui suit présente un rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (une mesure conforme aux PCGR) et des FTDLE.

  Trimestres clos
les 30 juin		     Semestres clos
les 30 juin		  
  2017   2016     2017     2016  
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)                     
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 2 033   1 370     3 710     3 231  
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation1 (219 ) (87 )   (460 )   (209 )
  1 814   1 283     3 250     3 022  
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle (195 ) (178 )   (386 )   (362 )
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables (63 ) (53 )   (117 )   (95 )
Dividendes sur actions privilégiées (81 ) (71 )   (164 )   (144 )
Investissements de maintien2 (374 ) (144 )   (556 )   (295 )
Éléments d'ajustement importants :                    
  Normalisation météorologique -   (7 )   -     6  
  Ajustement de droits de rattrapage 29   46     42     113  
  Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations 47   3     199     3  
  Provision pour réévaluation des stocks réalisée3 -   (15 )   -     (283 )
  Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de restructuration 79   8     206     8  
  Autres éléments 68   (4 )   65     9  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation 1 324   868     2 539     1 982  
Flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation par action ordinaire 0,81   0,95     1,81     2,21  
                     
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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