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Sujet : Bénéfices

Enbridge Inc. annonce de solides résultats au deuxième trimestre de 2018 et une progression marquée quant à ses priorités stratégiques

CALGARY, le 3 août 2018 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers de son deuxième trimestre de 2018 et a présenté un compte rendu trimestriel.

POINTS SAILLANTS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2018
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, sauf indication contraire.)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 1 071 M$ ou 0,63 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre, comparativement à 919 M$ ou 0,56 $ par action ordinaire au deuxième trimestre de 2017; les résultats des deux trimestres tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
  
  
• Bénéfice ajusté de 1 094 M$ ou 0,65 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre, comparativement à 662 M$ ou 0,41 $ par action ordinaire au deuxième trimestre de 2017
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3 165 M$ au deuxième trimestre, comparativement à 2 581 M$ au deuxième trimestre de 2017
  
  
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 3 344 M$ pour le deuxième trimestre, comparativement à 1 971 M$ pour le deuxième trimestre de 2017
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 1 858 M$ au deuxième trimestre, comparativement à 1 324 M$ au deuxième trimestre de 2017
  
  
• En voie d'atteindre les objectifs financiers ciblés pour 2018, les prévisions de FTD par action se situant dans la moitié supérieure de la fourchette des prévisions, soit de 4,15 $ à 4,45 $ par action
  
  
• Maintien de solides rendements d'exploitation dans tous les secteurs, notamment un débit moyen record pour un autre trimestre sur le réseau d'oléoducs principal
  
  
• Nouveaux projets totalisant environ 7 G$ en voie d'entrer en service en 2018, dont une partie correspondant à 1,6 G$ est entrée en service depuis le début de l'exercice, y compris le projet d'énergie éolienne extracôtier Rampion au Royaume-Uni dont toutes les turbines étaient en service au deuxième trimester
  
  
• La Minnesota Public Utilities Commission (la « MNPUC ») a approuvé la délivrance d'un certificat de nécessité et le tracé du pipeline dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3, dont la construction est bien entamée au Canada et est maintenant terminée au Wisconsin
  
  
• Annonce d'ententes visant la vente de 7,5 G$ d'actifs non essentiels, soit un montant considérablement supérieur à la cible initiale de la société de 3 G$ pour 2018, afin d'accélérer le désendettement, d'offrir une plus grande souplesse financière et de consolider la réorientation de la société vers un modèle misant sur des actifs composés de pipelines et de services publics à faibles risques
  
  
• Propositions aux conseils d'administration des entités qu'Enbridge détient à titre de promoteur en vue d'acquérir, au moyen d'opérations de regroupement distinctes, tous les titres de capitaux propres en circulation dont Enbridge n'est pas propriétaire veritable

COMMENTAIRE DU PRÉSIDENT ET CHEF DE LA DIRECTION

« Nous sommes très satisfaits de nos solides résultats financiers ce trimestre, et les choses se présentent bien pour l'exercice dans son ensemble », a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. « Nos résultats reflètent les solides rendements d'exploitation dans tous nos secteurs, notamment le secteur Oléoducs, dans lequel les volumes moyens transportés ont atteint un niveau record. Nous bénéficions également d'une augmentation des flux de trésorerie générés par nos nouveaux projets de plus de 12 G$ entrés en service au cours de la dernière année. Notre bonne performance financière et la croissance diversifiée de nos installations de collecte et de transport de gaz naturel ainsi que de nos services publics acquis récemment, jumelées aux synergies de coûts que nous continuons de réaliser, témoignent sans l'ombre d'un doute de la valeur de l'acquisition de Spectra Energy réalisée l'an dernier. À ce stade de l'exercice, soit à mi-chemin, nous estimons que nous atteindrons nos prévisions financières pour 2018 et nous nous attendons à ce que nos résultats se situent dans la moitié supérieure de la fourchette des prévisions de FTD par action.

« Nous sommes également très satisfaits des progrès réalisés à l'égard de nos priorités stratégiques depuis l'annonce, en novembre dernier, de notre plan stratégique à long terme postérieur à l'acquisition. Au cours des trois derniers mois seulement, nous avons conclu des ententes visant la vente ou la monétisation d'actifs non essentiels évalués avantageusement à 7,5 G$, ce qui a plus que doublé notre cible initiale de 3 G$. Nous avons également fait des progrès considérables en ce qui a trait à l'accélération du désendettement de notre bilan, et nous avons annoncé notre intention de simplifier notre structure organisationnelle. Des propositions ont été présentées aux conseils d'administration des entités que nous détenons à titre de promoteur visant l'achat de tous les titres de capitaux propres en circulation dans le public de chacune de ces entités. Les transactions proposées permettraient de rassembler tous les actifs essentiels dans une seule entité ouverte, Enbridge Inc., ce qui offrirait une plus grande diversification, augmenterait la liquidité sur les marchés, améliorerait le profil de crédit et rehausserait la transparence des flux de trésorerie.

« L'exécution de notre programme d'investissement de croissance garanti, qui se chiffre à 22 G$, se déroule bien. Depuis que la MNPUC a autorisé la délivrance d'un certificat et l'approbation du tracé pour le projet de remplacement de la canalisation 3, nous avons atteint une étape critique pour Enbridge et ses clients, et nous continuons de respecter les budgets et les échéances. La portion de nos projets de 2018, totalisant 7 G$, progresse bien également, l'entrée en service des gazoducs Valley Crossing et Nexus étant prévue pour le deuxième semestre de l'exercice.

« En résumé, nous avons connu un trimestre très occupé et productif. Nous continuons de tirer de nos entreprises essentielles des rendements financiers et d'exploitation qui sont solides et fiables, et nous faisons progresser nos priorités stratégiques afin de placer Enbridge en bonne position pour poursuivre sa réussite. Nous pensons que ces initiatives nous permettront de tirer une grande valeur de ce que nous considérons comme étant des infrastructures énergétiques de la plus grande qualité en Amérique du Nord », a conclu M. Monaco.

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2018 sont résumés dans le tableau ci?après :

 

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR pour le deuxième trimestre de 2018 a augmenté de 152 M$, ou 0,07 $ par action, par rapport à celui du trimestre correspondant de 2017, en raison du bon rendement commercial décrit ci-après, cette augmentation étant annulée en partie par l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation.

Le bénéfice ajusté du deuxième trimestre de 2018 a augmenté de 432 M$, ou 0,24 $ par action, par rapport au trimestre correspondant de 2017. Cette hausse s'explique essentiellement par de solides résultats d'exploitation dans tous les secteurs d'exploitation de la société, l'entrée en service de nouveaux projets dans les secteurs Oléoducs, Transport de gaz et services intermédiaires, Énergie verte et Distribution de gaz, la baisse des frais d'exploitation, la réalisation de synergies à la suite de l'acquisition de Spectra Energy ainsi que des taux de couverture de change plus favorables.

Les FTD du deuxième trimestre se sont établis à 1 858 M$, en hausse de 534 M$ par rapport à ceux du trimestre correspondant de 2017, en raison essentiellement des facteurs énumérés ci?dessus.

La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci?après présente l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS

Enbridge continue de bien progresser dans l'exécution de son programme de croissance garanti de 22 G$. Les projets particuliers qui constituent ce programme sont de diverses envergures, sont déployés sur des territoires et des plateformes commerciales variés et sont tous appuyés par des contrats d'achats fermes à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales à faibles risques similaires.

Au premier semestre de 2018, la société a mis en service des projets garantis sur le plan commercial totalisant 1,6 G$, en respectant l'ensemble des échéances et du budget. Ces projets comprennent la canalisation de pétrole latérale extracôtière Stampede située dans le golfe du Mexique totalisant 0,2 G$ US, qui élargit la présence extracôtière de la société dans le corridor Green Canyon, les prolongements des canalisations High Pine et Wyndwood, totalisant respectivement 0,4 G$ et 0,2 G$, afin d'améliorer la capacité de transport de gaz naturel dans le secteur T-North du réseau pipelinier de la Colombie?Britannique et, plus récemment, le projet d'énergie éolienne extracôtier Rampion, au Royaume-Uni, totalisant 0,8 G$ (soit la part de 24,9 % du coût total du projet revenant à Enbridge), premier projet à entrer en service parmi les investissements d'Enbridge dans des projets éoliens extracôtiers en Europe. La société a travaillé en étroite collaboration avec le chef de projet E.ON à la construction et à l'aménagement de cette installation, et elle met à profit cette expertise pour exécuter et aménager ses projets de production extracôtiers.

En tout, des projets totalisant 7 G$ devraient être mis en service au cours de l'exercice, dont deux projets de grande envergure. Le gazoduc NEXUS de 1,3 G$ US (soit la part de 50 % du coût total du projet revenant à Enbridge), qui transportera du gaz naturel depuis les bassins Marcellus et Utica jusque dans la région supérieure du Midwest américain et sur les marchés canadiens, progresse de manière satisfaisante, la construction en Ohio et au Michigan étant bien entamée et devant se terminer vers la fin du troisième trimestre, comme prévu. Les portions terrestre et extracôtière de la canalisation du projet Valley Crossing de 1,6 G$ US, qui fournira 2,6 Gpi³ de gaz naturel au marché mexicain, sont pratiquement achevées; le projet devrait entrer en service au quatrième trimestre de 2018, comme prévu.

MISE À JOUR SUR LE REMPLACEMENT DE LA CANALISATION 3

Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$ est un projet d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal d'Enbridge, d'augmenter la capacité d'exportation des producteurs de l'Ouest canadien et d'accroître la sécurité de l'approvisionnement des principales installations de raffinage situées le long du réseau principal ainsi que des marchés situés en aval.

Le projet progresse bien à plusieurs égards. Au Canada, la première phase de construction de pipelines est terminée, environ 40 % de la canalisation étant maintenant en place et la construction des tronçons restants devant progresser d'ici la fin de l'exercice. Aux États?Unis, les travaux de remplacement des pipelines au Wisconsin sont maintenant terminés et les pipelines sont en service.

Au Minnesota, le 28 juin dernier, la MNPUC a autorisé la délivrance d'un certificat de nécessité et l'approbation du tracé du projet. Une ordonnance écrite étayant les décisions de la MNPUC dans ces dossiers devrait être rendue d'ici septembre 2018. Outre l'autorisation de la MNPUC, des permis doivent également être délivrés par l'United States Army Corps of Engineers, par des organismes d'État (dont le département des Ressources naturelles du Minnesota et l'Agence de contrôle de la pollution du Minnesota) et par des administrations locales de ce même État. La société estime qu'elle détiendra les permis nécessaires à temps pour amorcer les travaux de construction au premier trimestre de 2019 et prévoit toujours une entrée en service du projet au deuxième semestre de 2019.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

À la fin de novembre 2017, Enbridge a communiqué le détail de la mise à jour du plan stratégique et des perspectives financières de la société qui énonçait notamment l'intention de la société d'adopter un modèle commercial à faibles risques composé de pipelines et de services publics. La mise à jour établissait également un plan clair de financement du programme d'investissement de croissance garanti, se chiffrant à 22 G$, jusqu'en 2020. Le plan de financement comprenait l'émission de titres hybrides et d'actions ordinaires ainsi que la vente d'actifs non essentiels totalisant 3 G$ en 2018 afin d'accélérer le désendettement prévu et d'atteindre un ratio de la dette en pourcentage du BAIIA de 5x d'ici la fin de 2018.

À la mi-2018, la société a réalisé la majeure partie de ce plan de financement. Depuis décembre 2017, Enbridge a émis des actions ordinaires totalisant 1,5 G$ et des titres hybrides totalisant 3,1 G$ sur les marchés institutionnels et de détail au Canada et aux États?Unis, et elle a utilisé une part importante du produit de ces placements pour financer son programme d'investissement de croissance et rembourser sa dette de premier rang.

La société vient d'annoncer la monétisation et la vente d'actifs non essentiels s'élevant à plus de 7,5 G$, soit un montant considérablement supérieur à la cible initiale de 3 G$ prévue dans le plan de financement. Le 4 juillet dernier, la société a conclu des ententes définitives visant la vente de ses activités canadiennes de collecte et de traitement de gaz naturel dans les bassins Montney, Peace River Arch, Horn River et Liard, situés en Colombie-Britannique et en Alberta, à Brookfield Infrastructure Partners L.P. pour une contrepartie en trésorerie de 4,31 G$. La transaction devrait se conclure en deux étapes, environ 60 % du produit devant être reçu d'ici la fin de l'exercice et le solde étant prévu pour le milieu de 2019. Ces transactions font suite aux annonces faites en mai par la société au sujet d'ententes visant la vente de ses activités de collecte et de traitement de gaz naturel et d'une partie de ses activités d'énergie renouvelable aux États-Unis pour un produit brut d'environ 1,4 G$ (1,1 G$ US) et 1,75 G$, respectivement. Les deux opérations se sont clôturées le 1^er août 2018.

La vente des actifs canadiens de collecte et de traitement procurera à la société une importante souplesse financière supplémentaire afin de solidifier son bilan et de financer son programme de croissance garanti. L'emploi du produit sera déterminé à une date plus rapprochée de la clôture de l'opération; le produit pourrait servir à faire des remboursements additionnels sur la dette, à remplacer d'autres financements ou à mettre fin au régime de réinvestissement de dividendes plus tôt que prévu à l'heure actuelle.

POLITIQUE MODIFIÉE DE LA FERC SUR LE TRAITEMENT DES IMPÔTS

Le 15 mars 2018, la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») a modifié sa politique de longue date et a annoncé qu'elle ne permettrait plus aux sociétés en commandite principales de récupérer une provision pour impôt pour les actifs pipeliniers interétatiques dont les droits sont fondés sur le coût du service. L'annonce de l'énoncé de politique révisé s'accompagnait de ce qui suit : (i) un avis de projet de réglementation préconisant que les gazoducs interétatiques déposent une seule fois un rapport visant à quantifier l'incidence de la réduction du taux d'imposition fédéral et l'incidence de l'énoncé de politique révisé sur chaque pipeline; et (ii) un avis d'enquête sollicitant des commentaires sur la façon dont la FERC devrait aborder les changements liés au cumul des passifs d'impôts reportés et à l'amortissement supplémentaire.

Nous détenons des oléoducs et des gazoducs aux États-Unis par le truchement d'un certain nombre de structures de propriété, dont des sociétés en commandite principales. SEP et EEP ont réagi à l'annonce de la FERC au sujet de l'allégement fiscal, directement et par l'entremise des associations de l'industrie, pour exprimer leur opposition à la modification de la politique de la FERC et solliciter une nouvelle audience. Le 27 avril 2018, la FERC a publié une ordonnance sur les droits pour disposer de plus de temps pour étudier les questions soulevées lors de la nouvelle audience. Les annonces de la FERC ont influé négativement sur les sociétés en commandite principales en général.

Le 18 juillet 2018, la FERC a établi une ordonnance : (1) rejetant toutes les demandes de nouvelle audience relativement à son énoncé de politique révisé du 15 mars 2018 qui précisait que l'énoncé de politique révisé n'établit pas une règle contraignante, mais qu'il est plutôt l'expression d'une politique générale que la Commission entend suivre à l'avenir, et (2) fournissant des directives stipulant que si une société en commandite principale ou tout autre pipeline intermédiaire aux fins de l'impôt élimine la provision pour impôt de son coût du service conformément à l'énoncé de politique révisé de la FERC, le cumul des passifs d'impôts reportés (« CPIR) ») sera également supprimé de son coût du service et les pipelines faisant partie d'une société en commandite principale pourraient aussi supprimer les montants accumulés antérieurement dans le CPIR plutôt que de transférer les soldes du CPIR aux usagers. En termes d'énoncé de politique générale, la FERC envisagera une autre application de la provision pour impôt et l'application de la politique sur le CPIR au cas par cas.

Il existe nombre d'incertitudes en ce qui a trait à la mise en application des mesures adoptées récemment par la FERC, y compris la possibilité de résultats différents en raison d'un dossier tarifaire ou de contestations de la part de clients. Bien qu'il soit probable que les incidences varient pour chacun des véhicules détenus à titre de promoteur, sur une base consolidée, Enbridge ne prévoit pas une incidence importante sur ses résultats d'exploitation pour la période de 2018 à 2020. Aux termes du tarif international conjoint visant le réseau principal, les réductions tarifaires prévues pour EEP aux termes de l'ordonnance de la FERC produiraient une hausse des produits compensatoire pour le réseau principal au Canada détenu par le groupe du fonds. Pour SEP, si les mesures sont adoptées comme annoncées, et ultimement appuyées par le truchement d'un dossier tarifaire, la capacité de supprimer le CPIR du coût du service compenserait probablement l'élimination de la provision pour impôt des droits fondés sur le coût du service.

SIMPLIFICATION DE LA STRUCTURE ORGANISATIONNELLE

Le 17 mai, la société a annoncé qu'elle avait présenté aux conseils d'administration respectifs des entités qu'elle détient à titre de promoteur, soit Spectra Energy Partners, LP (NYSE : SEP), Enbridge Energy Partners, L.P. (NYSE : EEP), Enbridge Energy Management, L.L.C (NYSE : EEQ) et Enbridge Income Fund Holdings Inc. (TSX : ENF), en son nom et au nom de certaines de ses entités entièrement détenues aux États-Unis, des propositions distinctes visant l'acquisition de la totalité des titres de capitaux propres en circulation des entités détenues à titre de promoteur dont elle n'est pas propriétaire véritable, au moyen d'opérations de regroupement distinctes.

L'ordonnance de la FERC délivrée le 18 juillet n'a pas d'incidence sur la stratégie d'Enbridge visant à simplifier son modèle commercial. Les propositions sont restées inchangées et font actuellement l'objet d'un examen par les différents comités indépendants des conseils d'administration. La société estime que les ratios d'échange des titres reflètent toujours la juste valeur des titres de chaque entité qu'elle détient à titre de promoteur. Selon les valeurs proposées, l'incidence de ces opérations sur les prévisions d'Enbridge pour trois ans devrait être relativement neutre et, en ce qui a trait aux perspectives d'Enbridge au?delà de 2020, l'incidence devrait être positive en raison de synergies qui seront réalisées en matière d'impôts et sous d'autres aspects.

RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2018

Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société comptabilisés conformément aux PCGR pour le deuxième trimestre de 2018.

BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR

 

Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR pour en exclure les facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation, ce qui permet à la direction et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance de la société d'une période à l'autre en fonction de la normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées dans les tableaux ci?après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des FTD avec leurs équivalents les plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent communiqué.

FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES

 

Pour le premier semestre de 2018, les principales mesures financières de la société, soit les FTD le BAIIA ajusté et le bénéfice ajusté, ont augmenté comparativement à celles de la période correspondante de 2017 en partie en raison du moment de la fusion avec Spectra Energy Corp (l'« opération de fusion »), qui s'est clôturée le 27 février 2017.

Le deuxième trimestre de 2018 constitue le premier trimestre complet postérieur à l'opération de fusion pour lequel il est possible de faire une comparaison cohérente de toutes les principales mesures financières avec celles du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Par conséquent, le présent communiqué met surtout l'accent sur l'analyse des variations et sur les explications portant sur les résultats du deuxième trimestre.

Les FTD du deuxième trimestre de 2018 ont augmenté de 534 M$ comparativement à ceux de la période correspondante de 2017. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

• Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au solide rendement commercial et à l'apport accru de nouveaux projets entrés en service dans divers secteurs depuis le deuxième trimestre de l'exercice précédent. Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur.
• Baisse des investissements de maintien en raison de l'exécution de travaux d'entretien plus tard en 2018 ainsi qu'en raison d'une augmentation des dépenses dans les secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires en 2017 dans le cadre de programmes de dépenses précis qui ne sont plus en vigueur. Les prévisions d'investissements de maintien pour l'exercice complet demeurent inchangées.
• Augmentation des distributions découlant de participations dans des satellites en raison de l'entrée en service de nouveaux satellites au cours du deuxième trimestre de 2017 ou par la suite.

Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui suit :

• Augmentation des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables dans Enbridge Income Fund, Enbridge Commercial Trust, Enbridge Income Partners LP et les filiales et sociétés détenues d'Enbridge income Partners LP (le « groupe du fonds ») attribuable à la hausse des titres du groupe du fonds détenus dans le public et à la majoration des distributions par part du groupe du fonds en janvier 2018.
• Augmentation des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle de Spectra Energy Partners LP en raison de la majoration des distributions par part chaque trimestre.
• Hausse des coûts de financement attribuable à l'augmentation de la dette ainsi qu'à l'émission d'actions privilégiées et de titres hybrides pour financer le programme de croissance de la société.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

 

Le bénéfice ajusté a augmenté de 432 M$ au deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. La croissance du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, lesquels sont expliqués à la rubrique Flux de trésorerie distribuables. D'autres facteurs de variations notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

• Diminution de la charge d'amortissement en raison de la cessation de la comptabilisation d'une charge d'amortissement pour les actifs ayant été classés comme détenus en vue de la vente, à la suite de la conclusion d'ententes visant la vente d'actifs plus tard au cours de l'exercice.
• Augmentation des coûts de financement découlant de l'accroissement de la dette et de l'émission d'actions privilégiées et de titres hybrides pour financer le programme de croissance de la société.
• Augmentation de la charge d'impôts attribuable à l'accroissement du bénéfice avant impôts.
• Augmentation du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables reflétant un rendement plus élevé des entités sous-jacentes détenues à titre de promoteur.

Le bénéfice ajusté par action du deuxième trimestre de 2018 a augmenté de 0,24 $ comparativement à celui du trimestre correspondant de 2017 en raison des facteurs susmentionnés. Cette augmentation a été annulée en partie par la hausse du nombre moyen d'actions en circulation à la suite du placement d'environ 33 millions d'actions ordinaires de la société en décembre 2017.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur 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 deuxième trimestre de 2018 (1,29 $ CA / $ US) que pour le trimestre correspondant de 2017 (1,34 $ CA / $ US), ce qui a eu une incidence négative sur les résultats comparables. 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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 305 M$ pour le deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

• Apport plus élevé du réseau principal au Canada en raison surtout d'une hausse du débit facilitée notamment par les initiatives d'optimisation de la capacité instaurées vers la fin de 2017, y compris l'utilisation d'un mélange de densité moyenne. L'augmentation de l'apport du BAIIA est également attribuable à une hausse des droits repères résiduels moyens du TIC sur le réseau principal au Canada, à la majoration des surcharges de tarification pour le recouvrement des coûts liés à certains projets d'agrandissement ainsi qu'à un taux de couverture de change plus élevé utilisé pour comptabiliser les produits liés au TIC sur le réseau principal au Canada libellés en dollars américains.
• Le réseau de Lakehead a bénéficié d'un débit plus élevé en raison des facteurs énumérés précédemment et d'une baisse des frais d'exploitation et d'administration, ce qui a plus que compensé la diminution des droits à l'échelle locale sur le réseau de Lakehead.
• Croissance pour le réseau régional des sables bitumineux principalement attribuable à l'apport de nouveaux projets entrés en service en 2017, plus particulièrement le projet d'agrandissement de Wood Buffalo, la canalisation jumelle du pipeline Athabasca et le pipeline de diluants Norlite.
• Hausse de l'apport du réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent en raison de l'augmentation des volumes d'achats fermes du pipeline Flanagan Sud et des volumes au comptant des pipelines Flanagan Sud et Seaway en raison d'une forte demande de pétrole brut en provenance du milieu du continent vers la région de la côte américaine du golfe du Mexique. Ces facteurs positifs contrebalancent partiellement l'incidence de la cession de contrats d'achats fermes découlant de la répartition en amont.
• Croissance dans l'unité Autres attribuable à l'apport plus élevé d'une participation minoritaire acquise par la société dans le réseau pipelinier Bakken en mai 2017.

Le TIC et l'indice composant les droits sur le réseau de Lakehead ont augmenté, passant respectivement à 4,15 $ US le baril et à 2,23 $ US le baril. Par conséquent, les droits repères résiduels du TIC sur le réseau principal au Canada ont également augmenté, passant de 1,89 $ US le baril à 1,92 $ US le baril. Ces droits entraient en vigueur le 1^er juillet 2018.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

 

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 115 M$ au deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Exclusion faite de l'incidence négative du taux de change du dollar américain, le BAIIA ajusté d'US Gas Transmission a augmenté en raison de nouveaux projets d'immobilisations entrés en service en 2017 et au premier semestre de 2018, notamment Sabal Trail, le prolongement de l'accès vers le sud, Adair Southwest et Lebanon.
• L'augmentation de l'apport du secteur Transport de gaz et services intermédiaires au Canada reflète les nouveaux actifs entrés en service, dont High Pine et Wyndwood, et une gestion plus efficace des coûts d'exploitation.
• Les résultats d'Alliance Pipeline ont augmenté grâce à l'apport favorable des produits saisonniers fermes et des produits du service interruptible attribuable à une forte demande de capacité découlant de l'élargissement du différentiel de base AECO?Chicago.
• Le secteur intermédiaire aux États-Unis a bénéficié d'un débit plus élevé, d'une augmentation du prix des marchandises et de marges de fractionnement supérieures aux installations d'Aux Sable, de DCP Midstream, LLC (« DCP Midstream ») et de Midcoast Operating, L.P.

Tel qu'il a été annoncé en mai 2018, la société a conclu une entente visant la vente de Midcoast Operating, L.P. Cette opération s'est clôturée le 1^er août 2018. De plus, tel qu'il a été annoncé en juillet 2018, la société a conclu une entente visant la vente de ses actifs canadiens de collecte et de traitement de gaz naturel, à l'exception du réseau de gazoducs Westcoast situé en Colombie-Britannique, qu'elle conservera. La vente des actifs assujettis à la réglementation provinciale, qui correspondent à environ 60 % du produit, devrait se clôturer au quatrième trimestre de 2018, tandis que la vente des actifs restants, réglementés par l'Office national de l'énergie, devrait se clôturer vers le milieu de 2019.

DISTRIBUTION DE GAZ

 

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé aux premier et quatrième trimestres en raison de l'utilisation de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés au cours d'un trimestre donné.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a augmenté de 59 M$ au deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Hausse du BAIIA d'EGD et d'Union Gas au deuxième trimestre de 2018 principalement attribuable à des températures beaucoup plus froides en avril ayant prolongé la saison de chauffage en 2018.
• Apports plus élevés des projets de croissance d'Union Gas entrés en service en 2017.

L'hiver et le printemps plus froids ont permis aux services publics d'avoir une incidence favorable sur le BAIIA de 15 M$ au deuxième trimestre et de 10 M$ au premier semestre de 2018, puisque les taux qui avaient été utilisés pour établir les prévisions étaient fondés sur des températures normales.

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT

 

Le BAIIA ajusté du secteur Énergie verte et transport a augmenté de 24 M$ au deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Apport du projet d'énergie éolienne extracôtier Rampion, qui a commencé à générer de l'énergie en novembre 2017 et a atteint sa pleine capacité d'exploitation au deuxième trimestre de 2018.
• Réduction des charges d'exploitation aux installations éoliennes au Canada et aux États?Unis.

Tel qu'il a été annoncé en mai 2018, la société a conclu une entente visant la vente d'une participation de 49 % dans certains actifs terrestres d'énergie renouvelable situés en Amérique du Nord et d'une participation de 49 % dans deux projets d'énergie éolienne extracôtiers en cours d'aménagement situés en Allemagne (collectivement, les « actifs d'énergie renouvelable »). Cette opération s'est clôturée le 1^er août 2018. Enbridge conservera une participation donnant le contrôle dans les actifs d'énergie renouvelable et comptabilisera le BAIIA généré par ces actifs dans les résultats du secteur Énergie verte et transport. Le bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle sera comptabilisé dans le bénéfice et le bénéfice ajusté.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

 

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 65 M$ au deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017, surtout en raison de l'élargissement des différentiels liés à l'emplacement et à la qualité du pétrole brut, ce qui a occasionné de plus grandes possibilités de générer des marges bénéficiaires.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

 

La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement de l'unité Éliminations et divers a diminué de 16 M$ au deuxième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Cette amélioration d'un trimestre à l'autre tient surtout à une diminution des pertes relatives aux règlements de couvertures de change en raison de la vigueur du dollar canadien et des taux de couverture plus favorables au deuxième trimestre de 2018.

Les frais d'exploitation et d'administration attribuables à cette unité englobent le coût des services centralisés (y compris l'amortissement des immobilisations corporelles non sectorielles), déduction faite des sommes recouvrées auprès d'unités commerciales pour la prestation de ces services.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion conjointes avec Enbridge Income Fund Holdings Inc., Enbridge Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP le 3 août 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 deuxième trimestre de 2018. 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 5369238#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/m6/p/ijz44wew. 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 5369238#).

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; 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 de la société dans l'avenir; les occasions de rationalisation; l'incidence prévue de la réforme fiscale aux États-Unis; la stratégie visant les placements à titre de promoteur, y compris la simplification de notre structure organisationnelle; 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 clôture et le moment des cessions; 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, des cessions, de la simplification proposée de notre structure organisationnelle, 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 dotée 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 2,9 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 neuf dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Ses actions ordinaires 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 1^er septembre 2018 aux actionnaires inscrits le 15 août 2018.

 

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 rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation avant l'incidence des 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 certains passifs éventuels et aux 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 sans efforts déraisonnables.

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

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

 

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

OLÉODUCS

 

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

 

DISTRIBUTION DE GAZ

 

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT

 

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

 

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

 

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

 

SOURCE Enbridge Inc.

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Communiqué envoyé le 3 août 2018 à 07:05 et diffusé par :