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

Enbridge Inc. annonce ses résultats du quatrième trimestre de 2017



CALGARY, le 16 févr. 2018 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers de son quatrième trimestre de 2017 et a présenté un compte rendu trimestriel.

POINTS SAILLANTS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE L'EXERCICE
(Tous les montants (non audités) sont en dollars canadiens, sauf indication contraire.)

COMMENTAIRE DU PRÉSIDENT ET CHEF DE LA DIRECTION

« Cette année a été une année de transformation pour notre entreprise, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. Les actifs de Spectra Energy étant maintenant bien intégrés, nous avons été en mesure de rééquilibrer notre portefeuille en mettant l'accent sur les meilleurs actifs de transport de gaz naturel et en mettant tout en oeuvre pour rehausser notre potentiel de croissance. L'intégration des deux entreprises est pratiquement achevée, et nous avons une légère avance sur nos prévisions en matière de synergies de coûts découlant des mesures de rationalisation de nos activités et de la création d'une entreprise encore plus efficace.

« Outre la fusion, nous avons fait des ajouts importants à nos infrastructures principales, faisant entrer en service de nouveaux actifs totalisant 12 G$, en respectant l'ensemble des échéances et du budget. Il s'agit de l'année la plus importante de notre histoire en matière d'achèvement de projets, et ces actifs procureront des flux de trésorerie croissants et prévisibles à l'appui de l'augmentation de nos dividendes sur les actions privilégiées.

« Les résultats financiers de l'exercice sont, pour l'essentiel, conformes à nos attentes et dans nos fourchettes de prévisions pour les FTD par action. Toutefois, comme nous l'avions anticipé, le moment de la clôture de l'opération de fusion cumulé aux retards dans certains projets de nos clients et aux pannes à certaines installations ainsi qu'à la faiblesse des prix des marchandises qui a eu une incidence sur le secteur intermédiaire du gaz naturel et sur les services énergétiques se sont répercutés sur les résultats de l'exercice.

« Les résultats du quatrième trimestre sont vigoureux et témoignent de la capacité de générer des bénéfices de nos entreprises essentielles. Les volumes transportés sur nos oléoducs ont atteint des niveaux record en décembre, et les prévisions à l'égard de la demande sont positives pour 2018, puisque la production de pétrole brut du BSOC continue d'augmenter. Notre entreprise de transport de gaz a connu un autre très bon trimestre grâce à des volumes stables et à l'entrée en service de nouveaux projets, tandis que le secteur Distribution de gaz a continué de faire croître sa clientèle et ses tarifs de base au sein de ses franchises. Qui plus est, toutes ces activités ont été accomplies en maintenant nos normes de sécurité opérationnelle et de fiabilité.

« Nous avons également fait une belle progression en ce qui a trait à notre priorité qu'est la solidification de notre bilan, en allant de l'avant avec notre programme de croissance garanti grâce à la mobilisation d'environ 5 G$ en capitaux propres ou en titres équivalents durant l'exercice, et nous disposons d'un plan que nous pourrons aisément mettre à exécution pour atteindre nos cibles de levier financier à long terme d'ici la fin de 2018.

« Pour l'avenir, grâce à la mise à jour de notre plan financier et stratégique, nous avons tracé la route pour les trois prochaines années d'après la combinaison parfaite de discipline en matière de répartition du capital et d'allègement de notre bilan, tout en conservant une grande souplesse en matière de financement pour nos projets garantis totalisant 22 G$. Nous entrevoyons des occasions considérables de croissance à faible risque de nos entreprises essentielles au-delà de 2020.

« Nous avons franchi d'importantes étapes en 2017 et tout est en place pour que nous puissions tirer notre épingle du jeu en 2018 et par la suite. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2017 sont résumés dans le tableau ci-après :






Trimestres clos

 les 31 décembre


Exercices clos

 les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre
d'actions en millions)






Bénéfice

207

365


2 529

1 776

Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires

0,13

0,39


1,66

1,95

Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

1 341

1 058


6 584

5 211

BAIIA ajusté1

2 963

1 762


10 317

6 902

Bénéfice ajusté1

1 013

522


2 982

2 078

Bénéfice ajusté par action ordinaire1

0,61

0,56


1,96

2,28

Flux de trésorerie distribuables1,2

1 741

879


5 614

3 713

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation

1 652

927


1 525

911







1   Les tableaux présentant le rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des
flux de trésorerie distribuables sont joints en annexe au présent communiqué.

2   Anciennement désignés comme flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE »). La méthode de calcul demeure
inchangée.

 

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires pour l'exercice clos le 31 décembre 2017 a augmenté de 753 M$ par rapport à celui de 2016, principalement en raison de l'opération de fusion. Le bénéfice du quatrième trimestre de 2017 a diminué de 158 M$ par rapport à celui de la période correspondante de 2016. Les variations du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'un exercice à l'autre et d'un quatrième trimestre à l'autre s'expliquent par certains facteurs inhabituels et non récurrents, dont une incidence comptable hors trésorerie défavorable de 2,8 G$ après impôts découlant de la réduction de valeur d'actifs détenus en vue de la vente, partiellement contrebalancée par une incidence comptable hors trésorerie favorable de 2,0 G$ attribuable à la réforme fiscale aux États-Unis.

La croissance du bénéfice ajusté pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017 provient en partie de l'incidence nette favorable de l'apport plus élevé des nouveaux actifs d'Enbridge dans les domaines des services publics, des oléoducs et du gaz naturel. La croissance du bénéfice provient également de l'augmentation du volume de pétrole brut transporté sur le réseau principal, des nouveaux projets entrant en service dans les secteurs Oléoducs, Transport de gaz et services intermédiaires et Distribution de gaz, ainsi que de règlements plus élevés réalisés sur les couvertures de change. Ces éléments positifs ont été atténués par une baisse des volumes de gaz recueilli et traité, par la réduction des marges sur certains actifs de nos secteurs intermédiaires aux États-Unis et par un rendement plus faible du secteur Services énergétiques.

Les FTD du quatrième trimestre se sont établis à 1 741 M$, en hausse de 862 M$ par rapport à ceux du trimestre correspondant de 2016, en raison essentiellement des facteurs énumérés ci?dessus.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS

Enbridge poursuit l'exécution de son programme de croissance garanti. Ces projets de diverses envergures, déployés sur des territoires et plateformes commerciales variés, sont tous appuyés par des contrats d'achat ferme à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales à faible risque similaires.

En 2017, nous avons réussi la mise en service de projets de croissance garantis sur le plan commercial totalisant 12 G$, en respectant l'ensemble des échéances et du budget. Cette exécution réussie est attribuable aux grandes capacités d'Enbridge en matière de gestion de projets et à son engagement à bien gérer ses relations avec les parties prenantes importantes. Ces projets ont joué un rôle significatif dans la croissance des FTD en 2017 et y contribueront davantage en 2018 et en 2019, alors que certains d'entre eux atteindront leur capacité visée par des contrats et que tous contribueront au bénéfice et aux flux de trésorerie pendant un exercice complet.

Enbridge prévoit mettre en service une autre tranche de 22 G$ de projets de croissance garantis sur le plan commercial. Les travaux de construction ont commencé sur le gazoduc NEXUS de 1,3 G$ US, et ce dernier devrait entrer en service au cours du troisième trimestre de 2018. La construction du gazoduc Valley Crossing de 1,5 G$ US au Texas progresse bien et dans le respect de l'échéancier, son entrée en fonction étant prévue pour le quatrième trimestre de 2018. Le projet éolien extracôtier Rampion de 0,8 G$ au Royaume-Uni a commencé à produire de l'électricité et devrait atteindre sa pleine capacité au cours du premier semestre de 2018, alors que les dernières turbines seront raccordées au réseau.

Après réception de toutes les approbations réglementaires relatives au remplacement de la canalisation 3 au Canada, la construction sur certains tronçons du pipeline a commencé en août 2017 et se poursuivra durant l'hiver. Les approbations réglementaires ont également été obtenues au Dakota du Nord et au Wisconsin, où la construction est presque terminée.

Au Minnesota, la MNPUC doit tenir un vote au sujet du certificat de nécessité et de l'approbation du tracé à la fin du deuxième trimestre de 2018. Parallèlement à ce processus, des éclaircissements et des analyses supplémentaires seront fournis à l'appui de l'étude d'impact environnemental définitive, comme l'a exigé la MNPUC en décembre. L'entrée en service de ce projet demeure prévue pour le deuxième semestre de 2019.

MISE À JOUR STRATÉGIQUE ET FINANCIÈRE

Le 29 novembre, Enbridge a communiqué les détails de son plan stratégique révisé. Le processus de planification stratégique consistait en un examen de toutes les unités d'exploitation après l'opération de fusion. À la lumière de cet examen, il a été décidé de recentrer le portefeuille d'actifs d'Enbridge vers un modèle strict, mettant l'accent sur les faibles risques et sur la croissance marquée, ciblant les activités réglementées liées aux pipelines et les services publics au sein de ses principaux secteurs, soit les oléoducs et terminaux, le transport et stockage de gaz, et les services publics de gaz naturel. Cette approche ciblée permettra une répartition du capital disciplinée en vue de favoriser les projets de croissance et la vente d'actifs non essentiels.

La société a également fourni des détails sur son plan de financement garanti conçu pour financer le programme de croissance garanti d'Enbridge tout en allégeant son bilan. Le plan a obtenu des notations de crédit élevées de catégorie investissement pour la période de trois ans, et il est prévu que le ratio dette-BAIIA de la société atteigne 5,0 d'ici la fin de 2018 et demeure sous ce seuil à long terme par la suite.

En 2017, une somme totalisant près de 14 G$ en capitaux à long terme a été mobilisée au sein du groupe Enbridge, dont une tranche de 5 G$ en capitaux propres ou en titres équivalents. Le plan de financement de 2018 comprend l'émission de titres de capitaux propres hybrides totalisant 3,5 G$ et la vente ou la monétisation d'actifs non essentiels totalisant au moins 3,0 G$ en 2018. Les besoins en capitaux restants pourront être comblés aisément grâce à l'émission de titre de capitaux propres hybrides, à la monétisation d'actifs et à l'émission d'actions ordinaires dans le cadre du programme de réinvestissement de dividendes de la société.

La priorité stratégique d'Enbridge visant à restructurer et à rationaliser l'entreprise a bien progressé en 2017, notamment grâce aux mesures suivantes : restructuration d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP »), privatisation de Midcoast Energy, rationalisation de DCP Midstream et restructuration des droits de distribution incitatifs de Spectra Energy Partners, LP (« SEP »). Enbridge prévoit continuer de détecter et d'évaluer les occasions de rationalisation qui se présenteront.

RÉFORME FISCALE AUX ÉTATS-UNIS

Le 22 décembre 2017, les États-Unis ont adopté une réforme fiscale. La loi intitulée Tax Cuts and Jobs Act (la « loi TCJA ») a été promulguée et est entrée en vigueur aux fins de l'impôt. La presque totalité des dispositions de la loi TCJA est en vigueur pour les exercices ouverts après le 31 décembre 2017. Le changement le plus important de la loi TCJA qui concerne les états financiers d'Enbridge pour 2017 est la réduction du taux d'imposition fédéral des sociétés aux États-Unis, qui passe de 35 % à 21 %. La société a donc réduit sa provision au titre des impôts reportés de 2,0 G$ pour l'exercice, ce montant ayant été normalisé aux fins du bénéfice ajusté. La réduction du taux d'imposition aura une incidence positive sur les FTD de la société lorsqu'elle sera assujettie à l'impôt américain dans l'avenir.

Bien que certains éléments de la loi TCJA demandent à être clarifiés au moyen de directives interprétatives ou de règlements détaillés, Enbridge n'entrevoit pas d'incidence significative sur ses FTD consolidés pour la période visée par le plan.

L'incidence de la réforme fiscale aux États-Unis sur les ententes commerciales touchant les entités détenues à titre de promoteur de la société ne devrait pas être significative pour la période allant de 2018 à 2020. La société estime qu'EEP réalisera une réduction de l'allocation pour impôts comprise dans ses produits tirés de droits d'environ 55 M$ US par année. Enbridge Income Fund peut s'attendre à réaliser un gain compensatoire dans ses produits annuels en raison des dispositions de l'entente de tarif international conjoint conclue pour le réseau principal. Bien que SEP tire une partie de ses produits d'actifs fondés sur le coût du service, toute perte de produits associée au changement du taux d'imposition ne devrait pas être significative dans le cas d'une demande tarifaire future qui tiendrait compte de nombreux autres facteurs.

RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE L'EXERCICE 2017

Le tableau ci-après présente le BAIIA par secteur, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les flux de trésorerie provenant de l'exploitation de la société selon les PCGR pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017.

BAIIA ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DE L'EXPLOITATION


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Oléoducs

1 555

1 733


6 395

4 926

Transport de gaz et services intermédiaires

(3 532)

95


(1 269)

464

Distribution de gaz

453

238


1 390

831

Énergie verte et transport

102

78


372

344

Services énergétiques

(252)

(146)


(263)

(183)

Éliminations et divers

(149)

(207)


(337)

(101)

Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement

(1 823)

1 791


6 288

6 281







Bénéfice

207

365


2 529

1 776







Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

1 341

1 058


6 584

5 211

 

Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le bénéfice, le BAIIA par secteur et les flux de trésorerie provenant de l'exploitation comptabilisés selon les PCGR pour en exclure les facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation, de manière à permettre à la direction et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance de la société d'une période à l'autre et d'exclure les éléments d'ajustement, puisqu'ils ne sont pas représentatifs de la performance et des flux de trésorerie de la société. Ces données sont présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables avec leurs équivalents les plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent communiqué.

FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)






Oléoducs

1 482

1 355


5 484

5 327

Transport de gaz et services intermédiaires

1 020

166


3 350

659

Distribution de gaz

450

238


1 379

833

Énergie verte et transport

109

91


379

355

Services énergétiques

(21)

(4)


(52)

30

Éliminations et divers

(77)

(84)


(223)

(302)

BAIIA ajusté1

2 963

1 762


10 317

6 902

Investissements de maintien

(345)

(205)


(1 261)

(671)

Charge d'intérêts1

(665)

(403)


(2 421)

(1 545)

Impôts sur les bénéfices exigibles1

(49)

(31)


(154)

(92)

Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et
aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables1

(272)

(236)


(1 042)

(922)

Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du
bénéfice des satellites1

118

67


279

183

Dividendes sur les actions privilégiées

(84)

(76)


(330)

(293)

Autres rentrées de trésorerie comptabilisées dans les
produits2

25

37


196

119

Autres ajustements hors trésorerie

50

(36)


30

32

Flux de trésorerie distribuables

1 741

879


5 614

3 713

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en
circulation

1 652

927


1 525

911

1

Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

2

Comprend la trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes similaires donnant lieu à des produits reportés.

 

BÉNÉFICE AJUSTÉ



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)






BAIIA ajusté

2 963

1 762


10 317

6 902


Charge d'amortissement

(764)

(564)


(3 152)

(2 240)


Charge d'intérêts

(638)

(403)


(2 305)

(1 545)


Impôts sur les bénéfices

(252)

(136)


(805)

(520)


Participations ne donnant pas le contrôle et participations
ne donnant pas le contrôle rachetables

(212)

(61)


(743)

(226)


Dividendes sur les actions privilégiées

(84)

(76)


(330)

(293)

Bénéfice ajusté

1 013

522


2 982

2 078

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,61

0,56


1,96

2,28

 

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur ci-après est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté tiré des entités comptabilisées en dollars américains a été converti selon un taux de change moyen du dollar canadien plus élevé pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017 qu'aux périodes correspondantes de 2016, ce qui a eu une incidence négative sur les résultats. Dans le cadre du programme de gestion des risques financiers de la société, une partie des bénéfices en dollars américains fait l'objet de couvertures. Les règlements de couvertures de change compensatoires sont présentés avec les données de l'unité Éliminations et divers.

OLÉODUCS


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Réseau principal au Canada

367

318


1 342

1 240

Réseau de Lakehead

441

507


1 786

1 905

Réseau régional des sables bitumineux

182

129


600

510

Réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent

200

188


681

800

Autres1

292

213


1 075

872

BAIIA ajusté2

1 482

1 355


5 484

5 327







Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)






Réseau principal au Canada3

2 586

2 481


2 530

2 405

Réseau de Lakehead4

2 724

2 624


2 673

2 574

Réseau régional des sables bitumineux5

1 392

1 197


1 301

1 032

Tarif international conjoint

4,07

4,05


4,06

4,06

Droits locaux sur le réseau de Lakehead

2,43

2,58


2,47

2,55

Droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau
principal au Canada

1,64

1,47


1,59

1,51

Répartition sur le réseau principal au Canada

10 %

21 %


20 %

13 %

Taux de change effectif du réseau principal au Canada

1,07 $

1,06 $


1,06 $

1,07 $

1

Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée et autres.

2

Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.

3

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.

4

Le débit du réseau de Lakehead correspond aux livraisons sur le réseau principal dans le Midwest des États-Unis et dans l'est du Canada.

5

Les volumes visent la canalisation principale d'Athabasca, la canalisation jumelle d'Athabasca, le pipeline Waupisoo et le pipeline Woodland et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.

 

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 127 M$ et de 157 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants :

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






US Gas Transmission

650

10


2 215

31

Transport de gaz et services intermédiaires au Canada

196

41


575

142

Pipeline Alliance

56

40


205

184

Secteur intermédiaire aux États-Unis

69

48


218

207

Autres

49

27


137

95

BAIIA ajusté1

1 020

166


3 350

659

1   Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.

 

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 854 M$ et de 2 691 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants :

DISTRIBUTION DE GAZ




Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre




2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)

201

199


701

709

Union Gas Limited («Union Gas »)

208

--


551

--

Autres activités de distribution et de stockage de gaz

41

39


127

124

BAIIA ajusté1

450

238


1 379

833









Données d'exploitation






Enbridge Gas Distribution







Volumes (en milliards de pieds cubes)

135

119


421

414


Nombre de clients actifs (en milliers)3

2 190

2 158


2 190

2 158


Degrés-jours de chauffage4








Chiffres réels

1 285

1 129


3 499

3 412



Prévisions fondées sur le volume en présence de
température normale

1 226

1 243


3 639

3 617

Union Gas2







Volumes (en milliards de pieds cubes)

370

--


944

--


Nombre de clients actifs (en milliers)3

1 475

--


1 475

--


Degrés-jours de chauffage4,2








Chiffres réels

1 433

--


2 688

--



Prévisions fondées sur le volume en présence de
température normale

1 377

--


2 636

--

1

Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.

2

Sont prises en compte les données postérieures à l'opération de fusion avec Spectra.

3

Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients d'EGD et d'Union Gas à la fin de la période.

4

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.

 

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a augmenté de 212 M$ et de 546 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants :

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté1

109

91


379

355

1   Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.

 

Le BAIIA ajusté du secteur Énergie verte et transport a augmenté de 18 M$ et de 24 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants :

SERVICES ÉNERGÉTIQUES


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement1

(21)

(4)


(52)

30

1   Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.

 

La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement du secteur Services énergétiques a augmenté de 17 M$ et de 82 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants :

ÉLIMINATIONS ET DIVERS


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Exploitation et administration

(52)

(8)


(39)

(5)

Règlements de couvertures de change réalisées

(25)

(76)


(184)

(297)

Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement1

(77)

(84)


(223)

(302)

1   Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.

 

La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement du secteur Éliminations et divers a diminué de 7 M$ et de 79 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants :

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 16 février 2018 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la société et passer en revue les résultats financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 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 4939158#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/m6/p/rudushbf. 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 4939158#).

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 BAIIA prévu ou le BAIIA 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 FTD ou les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les paramètres de crédit et le niveau de la dette par rapport au BAIIA prévus; 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; l'incidence prévue sur les flux de trésorerie 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 résultat prévu découlant de la revue du projet de remplacement de la canalisation 3 par la Minnesota Public Utilities Commission; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; 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; les occasions de rationalisation; l'incidence prévue de la réforme fiscale aux États-Unis; la politique de versement des dividendes; la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes.

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 l'exécution des projets d'investissement sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; le financement des projets d'investissement; le BAIIA prévu ou le BAIIA 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 FTD et les FTD 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 BAIIA prévu, le BAIIA 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 pipeline Express. Ce volume représente environ 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 3,7 millions de clients de détail en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick. De plus, Enbridge détient des participations dans des installations d'énergie renouvelable d'une capacité de production nette de plus de 2 500 MW en Amérique du Nord et en Europe. La société 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'Enbridge, 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 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

Notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1er mars 2018 aux actionnaires inscrits le 15 février 2018.






Actions ordinaires




0,67100

Actions privilégiées, série A




0,34375

Actions privilégiées, série B1




0,21340

Actions privilégiées, série C2




0,20342

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 L4




0,30993 $ 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

Actions privilégiées, série 19




0,26850

1

Le 1er juin 2017, le montant des dividendes trimestriels de la série B a été refixé à 0,21340 $, par rapport à 0,25000 $, et il sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la suite.

2

Le montant des dividendes trimestriels de la série C a été fixé à 0,18600 $ le 1er juin 2017, à 0,19571 $ le 1er septembre 2017 et à 0,20342 $ le 1er décembre 2017, et il sera refixé à chaque trimestre par la suite.

3

Le 1er juin 2017, le montant des dividendes trimestriels de la série J a été refixé à 0,30540 $ US, par rapport à 0,25000 $ US, et il sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la suite.

4

Le 1er septembre 2017, le montant des dividendes trimestriels de la série L a été refixé à 0,30993 $ US, par rapport à 0,25000 $ US, et il sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la suite.

 

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire et aux FTD. La direction est d'avis que le BAIIA ajusté, le bénéfice ajusté, le bénéfice ajusté par action ordinaire et les FTD constituent des informations utiles pour les investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la société.

Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles et consolidées. La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir ses cibles et évaluer la performance de la société.

Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation relatifs à la charge d'amortissement, 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 sur une base consolidée. La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de la capacité de la société de générer un bénéfice.

Les FTD sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant de l'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 se sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour établir ses cibles de versement de dividendes.

Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières non conformes aux PCGR prospectives avec les mesures conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus particulièrement en ce qui a trait à l'estimation de certains passifs éventuels et des gains et pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés non réalisés, de même qu'à l'évaluation de l'inefficacité des couvertures touchées par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement en mettant en oeuvre tous les efforts raisonnables pour y parvenir.

Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas 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.

Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures non conformes aux PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.

 

ANNEXE A
RAPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Oléoducs

1 555

1 733


6 395

4 926

Transport de gaz et services intermédiaires

(3 532)

95


(1 269)

464

Distribution de gaz

453

238


1 390

831

Énergie verte et transport

102

78


372

344

Services énergétiques

(252)

(146)


(263)

(183)

Éliminations et divers

(149)

(207)


(337)

(101)

Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement

(1 823)

1 791


6 288

6 281

Amortissement

(775)

(564)


(3 163)

(2 240)

Charge d'intérêts

(852)

(412)


(2 556)

(1 590)

Impôts sur les bénéfices

3 515

32


2 697

(142)

Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables

226

(406)


(407)

(240)

Dividendes sur les actions privilégiées

(84)

(76)


(330)

(293)

Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires

207

365


2 529

1 776

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ


Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)






Oléoducs

1 482

1 355


5 484

5 327

Transport de gaz et services intermédiaires

1 020

166


3 350

659

Distribution de gaz

450

238


1 379

833

Énergie verte et transport

109

91


379

355

Services énergétiques

(21)

(4)


(52)

30

Éliminations et divers

(77)

(84)


(223)

(302)

BAIIA ajusté

2 963

1 762


10 317

6 902

Charge d'amortissement

(764)

(564)


(3 152)

(2 240)

Charge d'intérêts

(638)

(403)


(2 305)

(1 545)

Impôts sur les bénéfices

(252)

(136)


(805)

(520)

Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne
donnant pas le contrôle rachetables

(212)

(61)


(743)

(226)

Dividendes sur les actions privilégiées

(84)

(76)


(330)

(293)

Bénéfice ajusté

1 013

522


2 982

2 078

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,61

0,56


1,96

2,28

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)






Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement

(1 823)

1 791


6 288

6 281

Éléments d'ajustement :







Variations (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste
valeur d'instruments dérivés

130

277


(1 109)

(543)


Perte de valeur d'actifs et de placements

4 565

433


4 565

1 630


Gain à la vente d'actif

--

(850)


(27)

(850)


Coûts de redémarrage des pipelines et des installations
liés aux incendies de forêt dans le nord-est de l'Alberta

--

8


--

47


Pertes à la vente d'actifs et d'investissements non
essentiels, montant net des gains

9

--


9

4


(Gain) perte de change intersociétés non réalisée

9

(10)


29

43


Essais hydrostatiques

--

(1)


--

(15)


Ajustement de droits de rattrapage

--

(1)


--

130


Coûts de correction de fuites, déduction faite des
règlements de compagnies d'assurance

1

(11)


10

(8)


Températures supérieures à la normale

--

10


--

18


Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations

(1)

56


205

86


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration

70

52


354

82


Autres

3

8


(7)

(3)

Total des éléments d'ajustement

4 786

(29)


4 029

621

Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

2 963

1 762


10 317

6 902


Amortissement

(775)

(564)


(3 163)

(2 240)


Charge d'intérêts

(852)

(412)


(2 556)

(1 590)


Impôts sur les bénéfices

3 515

32


2 697

(142)


Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables

226

(406)


(407)

(240)


Dividendes sur les actions privilégiées

(84)

(76)


(330)

(293)

Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :







Amortissement

11

--


11

--


Charge d'intérêts

214

9


251

45


Impôts sur les bénéfices

(3 767)

(168)


(3 502)

(378)


Participations ne donnant pas le contrôle et participations
ne donnant pas le contrôle rachetables

(438)

345


(336)

14

Bénéfice ajusté

1 013

522


2 982

2 078

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,61

0,56


1,96

2,28

 

ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ

OLÉODUCS



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

1 482

1 355


5 484

5 327


Variations du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste
valeur d'instruments dérivés

94

(92)


875

474


Coûts de correction de fuites, déduction faite des
règlements de compagnies d'assurance pour
déversement

(1)

11


(10)

8


Essais hydrostatiques

--

1


--

15


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et de restructuration

(9)

--


(30)

--


Coûts de redémarrage des pipelines et des installations
liés aux incendies de forêt en Alberta

--

(8)


--

(47)


Ajustement de droits de rattrapage

--

1


--

(129)


Perte de valeur des actifs et des investissements

--

(383)


--

(1 561)


Gain à la vente d'un pipeline et coûts de liquidation du
projet

6

--


72

--


Gain à la vente d'actifs

--

850


27

850


Décomptabilisation des soldes réglementaires

--

--


--

(6)


Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations

2

(2)


(4)

(5)


Autres

(19)

--


(19)

--

Total des ajustements

73

378


911

(401)

Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement

1 555

1 733


6 395

4 926

 

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

1 020

166


3 350

659


Perte de valeur d'actifs

(4 552)

(37)


(4 552)

(51)


Variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments dérivés

(8)

(34)


(1)

(139)


Ajustement à la quote-part du bénéfice des satellites de
DCP Midstream

(7)

--


(28)

--


Inondation de Grizzly Valley

12

--


16

--


Coûts d'inspection, de réparations et autres coûts

13

--


(26)

--


Perte à la cession d'actifs non essentiels

--

--


--

(4)


Ajustement de droits de rattrapage

--

--


--

(1)


Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations

1

--


(4)

--


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et de restructuration

(11)

--


(24)

--

Total des ajustements

(4 552)

(71)


(4 619)

(195)

Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement

(3 532)

95


(1 269)

464

 

DISTRIBUTION DE GAZ



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

450

238


1 379

833


Températures supérieures à la normale

--

(10)


--

(18)


Variations du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés

3

--


16

(6)


Perte de valeur d'actifs

--

--


--

(5)


Autres ajustements au titre de la réglementation

--

--


--

17


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration

--

10


(5)

10

Total des ajustements

3

--


11

(2)

Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement

453

238


1 390

831

 

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

109

91


379

355


Variations du gain non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés

2

--


2

2


Perte à la vente d'un placement

(9)

--


(9)

--


Perte de valeur de l'investissement

--

(13)


--

(13)

Total des ajustements

(7)

(13)


(7)

(11)

Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement

102

78


372

344

 

SERVICES ÉNERGÉTIQUES



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre


2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Bénéfice (perte) ajusté(e) avant intérêts, impôts et amortissement

(21)

(4)


(52)

30


Variations de la perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments dérivés

(222)

(134)


(200)

(205)


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration

(1)

--


(3)

--


Autres

(8)

(8)


(8)

(8)

Total des ajustements

(231)

(142)


(211)

(213)

Perte avant intérêts, impôts et amortissement

(252)

(146)


(263)

(183)

 

ÉLIMINATIONS ET DIVERS



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement

(77)

(84)


(223)

(302)


Variations du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste
valeur d'instruments dérivés

1

(17)


417

417


Gain (perte) de change intersociétés non réalisé

(9)

10


(29)

(43)


Perte de valeur des actifs et des investissements

(13)

--


(13)

--


Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations

(2)

(54)


(197)

(81)


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration

(49)

(62)


(292)

(92)

Total des ajustements

(72)

(123)


(114)

201

Perte avant intérêts, impôts et amortissement

(149)

(207)


(337)

(101)

 

ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD



Trimestres clos

les 31 décembre


Exercices clos

les 31 décembre



2017

2016


2017

2016

(en millions de dollars canadiens)






Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

1 341

1 058


6 584

5 211

Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1

461

272


412

362



1 802

1 330


6 996

5 573

Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et
aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables2

(272)

(236)


(1 042)

(922)

Dividendes sur les actions privilégiées

(84)

(76)


(330)

(293)

Investissements de maintien3

(345)

(205)


(1 261)

(671)

Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :







Résiliation de couverture avant l'émission4

431

--


431

--


Normalisation météorologique

--

7


--

13


Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les
produits5

25

36


196

249


Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations

9

44


210

74


Provision pour réévaluation des stocks réalisée6

(17)

1


(56)

(345)


Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration

81

43


359

73


Autres éléments

111

(65)


111

(38)

Flux de trésorerie distribuables

1 741

879


5 614

3 713

1

Les variations des actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des passifs environnementaux, déduction faite des recouvrements.

2

Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

3

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 FTD, 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 ou les fonctions de service des biens existants.

4

Se rapporte à la résiliation de swaps de taux d'intérêt en raison de la moins grande probabilité d'émission de titres de créance à long terme.

5

Comprend la trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes similaires donnant lieu à des produits différés.

6

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 FTD.

 

PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION

Enbridge Inc. - Médias
Suzanne Wilton
(403) 231-7385 ou sans frais : (888) 992-0997
Courriel : suzanne.wilton@enbridge.com

Enbridge Inc. - Investisseurs
Jonathan Gould
(403) 231-3916 ou sans frais : (800) 481-2804
Courriel : jonathan.gould@enbridge.com

SOURCE Enbridge Inc.


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Communiqué envoyé le 16 février 2018 à 07:05 et diffusé par :