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

Enbridge Inc. annonce de solides résultats pour le troisième trimestre de 2019


CALGARY, le 8 nov. 2019 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers du troisième trimestre de 2019 et a présenté un compte rendu trimestriel.

POINTS SAILLANTS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2019
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

« Nous avons réalisé de solides résultats financiers et d'exploitation pour le trimestre écoulé, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. « Le maintien d'un rendement d'exploitation solide est le reflet de la qualité et de la prévisibilité de notre modèle d'entreprise. Au cours du trimestre, le débit élevé de notre réseau principal s'est maintenu grâce à la demande de volumes de pétrole brut en provenance de l'Ouest canadien et de Bakken vers les marchés de la côte américaine du golfe du Mexique. De plus, notre entreprise de transport de gaz naturel continue de bénéficier d'une forte demande et notre secteur Distribution de gaz en Ontario a réalisé de nouvelles synergies sur le plan de l'exploitation à la suite de la fusion plus tôt cette année.

« Ce trimestre, le niveau record du BAIIA et des FTD a bénéficié de flux de trésorerie fiables et croissants tirés des nouveaux projets d'investissement mis en service au cours de l'exercice. De ce fait, nous sommes convaincus que nous atteindrons nos objectifs financiers pour 2019, en dépit du retard du projet de remplacement de la canalisation 3. Les résultats pour l'exercice complet devraient dépasser le point milieu de la fourchette de nos prévisions de FTD pour 2019, et se situer entre 4,30 $ et 4,60 $ par action.

« Outre nos solides résultats financiers, nous avons également fait progresser les principales initiatives de chacun de nos secteurs d'activité durant le trimestre. Dans le secteur Oléoducs, nous avons conclu une entente commerciale pour la mise en service, plus tard cette année, du tronçon canadien dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3, ce qui rehaussera la sécurité et la fiabilité de notre réseau principal.

« Le secteur Oléoducs procède également à des optimisations de l'ordre de 100 kb/j qui seront mises en oeuvre d'ici la fin de l'exercice; nous avons par ailleurs mené à terme un appel de soumissions à l'égard d'une augmentation de 50 kb/j du débit du pipeline Express. Ensemble, ces mesures permettront d'acheminer des volumes supplémentaires hors du BSOC, ce qui est plus que nécessaire.

« En ce qui a trait au tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation 3, la Cour Suprême du Minnesota a rejeté les autres appels quant à l'EIE et la MNPUC a instruit le département du Commerce du Minnesota de réaliser les travaux de modélisation des déversements nécessaires pour effectuer la remise en état conformément à l'EIE. Nous sommes des plus satisfaits de la progression du processus réglementaire de sorte que nous puissions mettre en service le plus rapidement possible ce projet d'assurance de l'intégrité.

« En dépit de négociations avec les clients sur une période de 18 mois pour en arriver à d'importants engagements de capacité de la part des expéditeurs, la décision de la Régie quant à la conclusion de contrats pour notre réseau principal de liquides diffère sensiblement du processus précédent. Nous continuons de bénéficier d'un solide appui pour un service d'accès prioritaire de la part des expéditeurs, y compris les producteurs, les raffineurs et les négociants, qui représentent la majeure partie du débit actuel. Notre réseau principal représente un lien vital pour ces expéditeurs avec une demande de raffinage et une capacité de transport en aval visé par des contrats supérieures à 3 Mb/j. Le réseau principal procure, moyennant les droits les moins élevés, l'accès aux meilleurs marchés, ce qui produit les revenus nets les plus élevés pour le brut de l'Ouest canadien. Nous maintenons notre engagement à l'égard de notre offre et nous prévoyons déposer une demande auprès de l'organisme de réglementation dès que possible.

« Au sein du secteur Transport de gaz, nous avons déposé une entente de règlement auprès de la FERC quant au dossier tarifaire pour Texas Eastern et nous poursuivons les discussions sur le dossier tarifaire pour les réseaux Algonquin afin d'optimiser davantage notre entreprise de base. De plus, nous avons annoncé récemment des projets de pipeline de GNL sur la côte américaine du golfe du Mexique et nous avons conclu un protocole d'entente en vue de l'aménagement conjoint du pipeline Rio Bravo et d'autres gazoducs dans le sud du Texas pour transporter du gaz naturel jusqu'aux installations de GNL Rio Grande de NextDecade à Brownsville, au Texas. Nous continuons de chercher des occasions d'élargir et de prolonger notre réseau concurrentiel de gazoducs pour desservir le marché de GNL sur la côte américaine du golfe du Mexique.

« L'exécution de notre programme d'investissement de croissance garanti de 19 G$ maintient le cap. Le programme comprend un investissement de 0,7 G$ US dans le pipeline Gray Oak, qui s'étend des formations du Permien et d'Eagle Ford jusqu'à la côte texane du golfe du Mexique et qui devrait entrer en service d'ici la fin de l'exercice, ainsi que notre projet éolien extracôtier Hohe See de 1,1 G$ en Allemagne, où les éoliennes sont en place et l'installation devrait être entièrement opérationnelle au quatrième trimestre.

« Au chapitre du financement, nous avons mobilisé des titres de créance à terme de 4 G$ à des taux favorables sur les marchés canadien et américain cette année, dont la majeure partie a servi au refinancement de la dette à long terme venant à échéance. Par conséquent, notre ratio dette consolidée/BAIIA demeurait 4,6 fois au troisième trimestre, soit bien à l'intérieur de la fourchette cible pour la dette à long terme.

« Enfin, nous continuons de mettre l'accent sur nos principales priorités de l'exercice, notamment, obtenir de solides résultats financiers et d'exploitation, faire des ajouts à notre portefeuille de projets garantis, maintenir notre santé financière et continuer d'autofinancer nos nouveaux projets de croissance. Nous estimons que ces mesures, de concert avec l'attention accrue accordée à l'attribution des capitaux, la croissance et le rendement du capital, maximiseront la valeur que nous offrons à nos actionnaires et nous permettront de concrétiser notre proposition de valeur attrayante pour les investisseurs.

« Pour conclure, la société a connu un autre très bon trimestre, et nous sommes très satisfaits de la performance de tous nos secteurs d'activité ainsi que des progrès réalisés à l'égard des principales priorités », a conclu M. Monaco.

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre et de la période de neuf mois clos le 30 septembre 2019 sont résumés dans le tableau ci?après :






Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

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






Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR

949


(90)



4 576


1 426

Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR

0,47


(0,05)



2,27


0,84

Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

2 735


1 461



7 405


7 999

BAIIA ajusté1

3 108


2 958



10 085


9 529

Bénéfice ajusté1

1 124


933



4 113


3 402

Bénéfice ajusté par action ordinaire1

0,56


0,55



2,04


2,01

Flux de trésorerie distribuables1

2 105


1 585



7 173


5 755

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires
en circulation

2 018


1 705



2 017


1 695



1

Mesures financières non conformes aux PCGR. 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.

 

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 1 039 M$, ou 0,52 $ par action, pour le troisième trimestre de 2019 comparativement à la période correspondante de 2018. La comparabilité du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'une période à l'autre a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels ou peu fréquents, principalement l'absence d'une charge pour perte de valeur de l'écart d'acquisition de 1 019 M$ après impôts constatée en 2018 et découlant du classement des entreprises canadiennes de collecte et de traitement du gaz naturel comme étant détenues en vue de la vente. La variation des gains et des pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments dérivés d'une période à l'autre a atténué l'augmentation du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR.

Le bénéfice ajusté du troisième trimestre de 2019 a augmenté de 191 M$. Cette hausse s'explique avant tout par les solides résultats d'exploitation d'un grand nombre des unités fonctionnelles de la société ainsi que par l'entrée en service de nouveaux projets vers la fin de 2018, annulée en partie par la perte de l'apport des actifs vendus en 2018. Par action, le bénéfice ajusté a augmenté de 0,01 $ comparativement à la même période en 2018, ce qui rend compte des facteurs d'exploitation énoncés précédemment. Cette hausse a été atténuée par le nombre plus élevé d'actions en raison des acquisitions par Enbridge au quatrième trimestre de 2018, financées par l'émission d'actions ordinaires, de tous les titres de participation en circulation des entités détenues à titre de promoteur que nous ne détenions pas en propriété véritable.

Les FTD ont totalisé 2 105 M$ au troisième trimestre, soit une augmentation de 520 M$ par rapport à la période correspondante de 2018, ce qui s'explique principalement par les facteurs d'exploitation susmentionnés ainsi que par la baisse des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle à la suite du rachat, par Enbridge, des titres détenus dans le public des entités détenues à titre de promoteur au quatrième trimestre de 2018.

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 d'investissement de croissance garanti de 19 G$, qui comprend environ 2,5 G$ de projets garantis obtenus depuis le début de l'exercice et qui amèneront une croissance très transparente à court et à moyen terme. Les projets particuliers qui constituent le programme garanti sont déployés sur des territoires et des plateformes commerciales variés et s'appuient tous sur des contrats d'achat ferme à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales à faible risque similaires.

La société continue de prévoir la mise en service de plusieurs projets de croissance en 2019, y compris l'investissement de 0,7 G$ US dans le pipeline Gray Oak, le projet éolien extracôtier Hohe See de 1,1 G$ en Allemagne et le tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3 en fonction des droits provisoires (ainsi qu'il est commenté ci après).

Le pipeline Gray Oak devrait être terminé d'ici la fin de l'exercice et l'augmentation des volumes au premier trimestre de 2020 fournira une capacité supplémentaire de transport de pétrole brut hors du bassin permien aux termes de contrats d'achat ferme.

Le projet éolien extracôtier Hohe See de 497 MW, en mer du Nord allemande, est entré en exploitation en octobre et les éoliennes sont connectées au réseau et l'alimentent. L'agrandissement adjacent d'une capacité de 112 MW, Albatros, se poursuit comme prévu; toutes les éoliennes sont en place et l'installation devrait être entièrement opérationnelle d'ici la fin de l'exercice. L'électricité produite par le projet fera l'objet de conventions à prix fixe à long terme d'une durée de 20 ans, ce qui permet d'obtenir des rendements élevés s'appuyant sur un modèle commercial à faible risque.

Remplacement de la canalisation 3

Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$ est un élément important du portefeuille de projets garantis de la société. Il s'agit d'un projet d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal d'Enbridge.

La société a conclu une entente commerciale avec ses expéditeurs prévoyant des droits supplémentaires provisoires jusqu'à ce que le tronçon américain du pipeline soit achevé, et elle prévoit aller de l'avant avec la mise en service du tronçon canadien dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3 le 1er décembre 2019. Cette entente réitère l'engagement de la société à construire et à exploiter un nouveau pipeline sécuritaire de pointe. Le coût en capital du projet de remplacement de la canalisation 3 au Canada est légèrement inférieur au budget prévu.

Le 17 septembre, la Cour Suprême du Minnesota a rejeté tous les appels restants visant l'EIE et a rétabli par le fait même la compétence de la MNPUC pour remédier aux lacunes décelées antérieurement dans l'EIE. La MNPUC a indiqué son intention de recueillir des commentaires du public et de travailler rapidement pour remédier aux lacunes de l'EIE. Conformément à cette déclaration, lors d'une audience tenue le 1er octobre, la MNPUC a instruit le département du Commerce de réaliser des travaux de modélisation supplémentaires des déversements et de présenter une EIE révisée d'ici le 9 décembre. À l'heure actuelle, Enbridge n'est pas en mesure de déterminer le moment de la délivrance de tous les permis nécessaires et ne pourra le faire avant la réception de renseignements supplémentaires de la MNPUC quant à l'échéance pour achever l'EIE et confirmer le certificat de nécessité et approuver le tracé. Les organismes responsables de délivrer les permis dans l'État ont, dans la mesure du possible, poursuivi leurs travaux parallèlement à la poursuite des travaux dans le cadre de l'EIE. La société s'attend à recevoir de l'information de la MNPUC au sujet du processus et des échéances mis à jour, après quoi les organismes devraient ajuster leur échéancier en fonction du processus de la MNPUC.

Selon la date de mise en service définitive, il existe un risque que le projet dépasse le total des coûts estimatifs de la société, établi à 9 G$ pour l'ensemble du projet de remplacement de la canalisation 3. Cependant, à l'heure actuelle, la société ne prévoit aucune incidence sur le coût en capital qui pourrait avoir des répercussions significatives sur la situation et les perspectives financières d'Enbridge.

AUTRES ACTUALITÉS

Conclusion de contrats pour le réseau principal
Le 27 septembre, à la lumière des plaintes de certains producteurs, la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») a décidé qu'Enbridge ne pouvait pas offrir un service garanti aux expéditeurs éventuels sur le réseau principal jusqu'à ce que ce service garanti soit approuvé par la Régie. Bien que cette décision diffère sensiblement des processus réglementaires précédents, la Régie a indiqué que le fait de procéder à un examen réglementaire avant l'appel de soumissions ne nuit aucunement à la capacité d'Enbridge de proposer des contrats d'accès prioritaire à long terme sur le réseau principal.

L'offre de contrats par Enbridge est le résultat de 18 mois de négociations serrées avec sa clientèle diversifiée et a été formulée pour répondre directement aux besoins de sa clientèle de base qui recherche une stabilité tarifaire et un accès prioritaire. Ces expéditeurs, qui représentent la majeure partie du débit du réseau principal, continuent d'appuyer le service proposé.

Par conséquent, Enbridge prévoit déposer une demande auprès de la Régie sollicitant l'approbation du service garanti proposé dès que possible.

Initiatives relatives au transport de la production du BSOC
La société prévoit atteindre, d'ici la fin de l'exercice, une capacité supplémentaire d'environ 100 kb/j sur le réseau principal. Cette capacité supplémentaire sera atteinte sans dépasser la capacité actuelle du réseau de la société et conformément à ses paramètres d'exploitation grâce à la rationalisation des créneaux d'acheminement et de réception de pétrole brut ainsi qu'à la souplesse d'exploitation conférée par la mise en service du tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3, l'optimisation de la composition du brut ainsi que la récupération de la capacité existante. Ensemble, ces initiatives de rentabilité des capitaux permettront de répondre à court terme au grand besoin de transport de la production du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (« BSOC ») de manière rentable.

La société a mené à terme un appel de soumissions ayant donné lieu à une augmentation de 50 kb/j du débit du pipeline Express. Cette augmentation permettra d'acheminer des volumes supplémentaires hors du BSOC pour desservir le marché du PADD IV et devrait augmenter au premier semestre de 2020.

Projets d'accès aux marchés
Le pipeline Seaway a annoncé son intention de lancer un appel de soumissions pour une capacité supplémentaire de brut léger à concurrence de 200 kb/j sur le réseau Seaway existant depuis Cushing, en Oklahoma, jusqu'à la région de la côte américaine du golfe du Mexique au Texas. Cette expansion d'un très bon rapport coût-efficacité permettrait de soulager le goulot d'étranglement et d'optimiser le réseau, principalement grâce à la mise à niveau des pompes. Une nouvelle capacité initiale serait disponible vers le milieu de 2020, et la mise en service intégrale de l'expansion est prévue pour 2022.

Dans la région de Bakken, l'appel de soumissions pour le pipeline Dakota Access qui a été lancé cet été a récemment été élargi et modifié pour ajouter le terminal HFOTCO comme destination pour les expéditeurs. Cet appel de soumissions sollicitera des engagements supplémentaires des expéditeurs pour des services de transport qui soutiendront une optimisation de la capacité à concurrence de 1,1 million de barils par jour. 

Dossiers tarifaires sur le transport de gaz
L'une des priorités stratégiques de la société est d'assurer des rendements opportuns et équitables pour les immobilisations existantes et nouvelles sur les réseaux de transport de gaz naturel de la société aux États?Unis. À la suite de négociations serrées au sujet du dossier tarifaire de Texas Eastern, Enbridge a conclu un règlement avec les expéditeurs et déposé, le 28 octobre, une stipulation et une entente auprès de la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC »), dont l'approbation est attendue au deuxième trimestre du prochain exercice. La société a de plus entamé des discussions tarifaires avec les clients du réseau Algonquin en vue d'arriver à un règlement préétabli pour ce réseau.

Actualités sur les services publics
Au cours du trimestre, la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO ») a rendu sa décision et une ordonnance relativement à la demande tarifaire de la société pour 2019. La demande tarifaire pour 2019 a été déposée en décembre 2018 conformément aux paramètres du modèle de réglementation axé sur le rendement de la société approuvé par la CÉO et représente la première année d'une durée de cinq ans. La décision et l'ordonnance approuvaient une date d'entrée en vigueur du 1er avril 2019 pour les tarifs de base et l'inclusion de montants supplémentaires aux termes du module de capitaux pour le recouvrement des investissements de capitaux supplémentaires.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT ET LES VENTES D'ACTIFS

En 2018, Enbridge a conclu des ententes visant la vente d'actifs non essentiels de plus de 7,8 G$. Jusqu'à maintenant, Enbridge a reçu un produit total de 6,1 G$, y compris 0,4 G$ à la suite de la conclusion de la vente d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick le 1er octobre 2019 et de St. Lawrence Gas Company le 1er novembre 2019. Enbridge prévoit qu'elle touchera la tranche résiduelle du produit relatif à la conclusion de la vente des actifs canadiens de collecte et de traitement du gaz naturel réglementés par la Régie au quatrième trimestre de 2019. Ces ventes procurent à la société une souplesse financière beaucoup plus grande pour autofinancer son programme de croissance garanti, qui comprend de nouveaux projets garantis de 2,5 G$ en 2019. Au 30 septembre, le ratio dette consolidée/BAIIA de la société était de 4,6 fois pour les 12 derniers mois. Ce ratio respecte amplement les paramètres de crédit à long terme révisés de la société, soit un ratio dette/BAIIA se situant entre 4,5 fois et 5,0 fois.

La société a poursuivi l'exécution de son programme de financement au troisième trimestre et le total des émissions de titres de créance à terme depuis de début de l'exercice est supérieur à 4 G$. Pour la plupart, ces émissions ont servi à refinancer des titres à l'échéance à des taux nominaux nettement inférieurs. Plus particulièrement, Enbridge Gas Inc. a réalisé en août sa première émission de titres de créance à terme sur les marchés financiers canadiens pour un total de 700 M$. Toujours au mois d'août, Algonquin Gas Transmission, LLC a émis, dans le cadre d'un placement privé, des billets à échéance de 10 ans d'un montant de 500 M$ US. Au début d'octobre, Enbridge Inc. a réalisé, sur les marchés financiers canadiens, un placement unique de billets à échéance de 10 ans d'un montant de 1 G$.

CHANGEMENTS AU SEIN DE L'ÉQUIPE DE DIRECTION

Enbridge a annoncé aujourd'hui des changements au sein de son équipe de direction, avec prise d'effet le 28 février 2020. Guy Jarvis, vice-président directeur, Oléoducs, a fait part de sa décision de prendre sa retraite à la fin de février 2020, après près de 20 ans au sein d'Enbridge. 

M. Jarvis travaille dans le secteur de l'énergie depuis plus de 33 ans. Il a commencé sa carrière au sein d'Enbridge comme vice-président, Services gaziers. Au fil des ans, il a occupé de nombreux postes de direction dans les groupes Oléoducs et Relations avec les investisseurs et risque d'entreprise, ainsi que celui de président d'Enbridge Gas Distribution et de président, Oléoducs et Grands projets.

« Plusieurs de ses réalisations méritent d'être soulignées », a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction. « Ses efforts soutenus pour optimiser la capacité sur le réseau principal qui se sont traduits par des volumes jamais observés auparavant et par un niveau de sécurité des pipelines inégalé, l'exécution de notre stratégie régionale en matière de sables bitumineux, la réalisation du projet de remplacement de la canalisation 3 au Canada et le pilotage du projet visant le tronçon américain dans le cadre d'un processus ardu, ainsi que la direction de l'exécution de notre stratégie dans la côte américaine du golfe du Mexique. »

Conformément à notre engagement de longue date en matière de planification de la relève, Vern Yu, président et chef de l'exploitation, Oléoducs, a été formé pour assurer la succession à ces fonctions, et il assumera les responsabilités de vice-président directeur et président, Oléoducs.

En juin 2019, M. Yu a été nommé président et chef de l'exploitation, Oléoducs, et est responsable de l'exploitation, de l'ingénierie et de la gestion des actifs, ainsi que du contrôle des pipelines pour le groupe Oléoducs. Auparavant, M. Yu était vice-président directeur et chef du développement. Au cours de sa carrière de plus de 25 ans au sein d'Enbridge, il a occupé des postes de direction en finance et en expansion de l'entreprise et a dirigé les activités de développement des affaires et des marchés pour le groupe Oléoducs. M. Yu est ingénieur professionnel et il est titulaire d'une maîtrise en administration des affaires et d'un baccalauréat en sciences appliquées (génie).

« M. Yu, entre autres réalisations, a mené le groupe Oléoducs dans des moments où Enbridge connaissait les projets de croissance les plus importants de son histoire. En sa qualité de chef du développement, il a mené l'acquisition de Spectra Energy, d'une valeur de 37 G$, et a dirigé l'exécution de notre stratégie prioritaire visant à vendre des actifs non essentiels et à simplifier la structure de notre entreprise », a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2019

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 troisième trimestre de 2019.

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


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Oléoducs

1 646


1 875


5 710


4 353

Transport de gaz et services intermédiaires

772


(60)


2 733


1 080

Distribution de gaz

252


256


1 304


1 262

Production et transport d'énergie renouvelable

82


51


300


286

Services énergétiques

91


(96)


318


108

Éliminations et divers

(40)


29


315


(368)

BAIIA

2 803


2 055


10 680


6 721







Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires

949


(90)


4 576


1 426







Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

2 735


1 461


7 405


7 999

 

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


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

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






Oléoducs

1 826


1 633


5 321


4 889

Transport de gaz et services intermédiaires

944


1 038


2 920


3 116

Distribution de gaz

255


259


1 338


1 274

Production et transport d'énergie renouvelable

82


73


305


337

Services énergétiques

27


10


291


94

Éliminations et divers

(26)


(55)


(90)


(181)

BAIIA ajusté1,3

3 108


2 958


10 085


9 529

Investissements de maintien

(293)


(324)


(741)


(783)

Charge d'intérêts1

(666)


(705)


(2 012)


(2 060)

Impôts sur les bénéfices exigibles1

(94)


(71)


(305)


(228)

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

(50)


(302)


(150)


(901)

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

144


90


427


267

Dividendes sur les actions privilégiées

(96)


(94)


(287)


(268)

Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits2

53


53


139


157

Autres ajustements hors trésorerie

(1)


(20)


17


42

FTD3

2 105


1 585


7 173


5 755

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation

2 018


1 705


2 017


1 695



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.

3

Un rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD se trouve en annexe au présent communiqué.

 

Les FTD du troisième trimestre de 2019 ont augmenté de 520 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui suit :

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

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






BAIIA ajusté2

3 108


2 958


10 085


9 529

Amortissement

(844)


(799)


(2 526)


(2 452)

Charge d'intérêts1

(651)


(682)


(1 962)


(1 981)

Impôts sur les bénéfices1

(377)


(212)


(1 144)


(701)

Participations ne donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle rachetables1

(16)


(238)


(53)


(721)

Dividendes sur les actions privilégiées

(96)


(94)


(287)


(272)

Bénéfice ajusté2

1 124


933


4 113


3 402

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,56


0,55


2,04


2,01



1

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

2

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

 

Le bénéfice ajusté a augmenté de 191 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. 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, annulée en partie par les facteurs suivants :

Le bénéfice ajusté par action du troisième trimestre de 2019 a augmenté de 0,01 $ par rapport à celui du troisième trimestre de 2018. Par action, l'augmentation du bénéfice ajusté susmentionnée a été atténuée par l'émission d'environ 297 millions d'actions ordinaires pour acquérir, dans le cadre d'opérations distinctes, tous les titres en capitaux propres en circulation des entités détenues à titre de promoteur qu'Enbridge ne détient pas en propriété véritable au quatrième trimestre de 2018.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change moyen moins élevé entre le dollar américain et le dollar canadien au troisième trimestre de 2019 (1,32 $ CA/$ US) comparativement à la période correspondante de 2018 (1,31 $ CA/$ US). Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

OLÉODUCS


Trimestres clos les
30 septembre



Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Réseau principal1

1 026


952



2 940


2 850

Réseau régional des sables bitumineux

218


214



648


642

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

227


169



708


508

Autres2

355


298



1 025


889

BAIIA ajusté3

1 826


1 633



5 321


4 889







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






Réseau principal - volume hors Gretna4

2 714


2 578



2 698


2 613

Réseau régional des sables bitumineux5

1 839


1 863



1 803


1 789

Tarif international conjoint (« TIC »)6

4,21 $


4,15 $



4,17 $


4,10 $



1

Le réseau principal comprend le réseau principal au Canada et le réseau de Lakehead, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés séparément.

2

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

3

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

4

Le débit du réseau principal représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.

5

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

6

Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ 45 % du total des produits du réseau principal et le taux de change effectif moyen pour les résultats du tronçon canadien du réseau principal pour le troisième trimestre de 2019 était de 1,19 $ US (1,26 $ US au troisième trimestre de 2018).


Les résultats du tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion des devises à l'instar des autres entreprises de la société établies aux États?Unis, dont les résultats sont convertis au taux moyen sur le marché au comptant pour une période donnée. L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie couverte par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

 

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 193 M$ pour le troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






US Gas Transmission

689


661


2 052


1 979

Transport de gaz au Canada1

163


249


569


775

Secteur intermédiaire aux États-Unis

43


97


146


265

Autres

49


31


153


97

BAIIA ajusté2

944


1 038


2 920


3 116



1

Le poste « Transport de gaz au Canada » comprend Alliance Pipeline, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés séparément.

2

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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a diminué de 94 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci?après :

DISTRIBUTION DE GAZ


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Enbridge Gas Inc. (« EGI »)

255


258


1 270


1 191

Autres

--


1


68


83

BAIIA ajusté1

255


259


1 338


1 274







Données d'exploitation






EGI






Volumes (en milliards de pieds cubes)

269


271


1 328


1 290

Nombre de clients actifs (en milliers)2




3 731


3 689

Degrés-jours de chauffage3






Chiffres réels

60


69


2 699


2 526

Prévisions fondées sur le volume en présence
de température normale4

97


96


2 535


2 533



1

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

2

Nombre de clients actifs à la fin de la période de présentation.

3

Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de chauffage dans les zones de desserte d'EGI.

4

Conformément à la méthodologie approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.

 

Enbridge Gas Distribution et Union Gas ont fusionné le 1er janvier 2019. La société issue de la fusion porte la dénomination Enbridge Gas Inc. (« EGI »). À la suite de la fusion, les résultats financiers d'EGI rendent compte du rendement cumulé des deux sociétés de services publics remplacées.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestre en raison de la consommation de gros volumes durant la saison de chauffage et moins élevé au troisième trimestre puisque les volumes sont généralement plus faibles pendant l'été. 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 diminué de 4 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci?après :

Le 1er octobre 2019, la société a réalisé la vente d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick.

PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté1

82


73


305


337









1

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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Production et transport d'énergie renouvelable a augmenté de 9 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci?après :

SERVICES ÉNERGÉTIQUES


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté1

27


10


291


94









1

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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 17 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

ÉLIMINATIONS ET DIVERS


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Exploitation et administration

24


4


76


(27)

Règlements de couvertures de change réalisés

(50)


(59)


(166)


(154)

Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement1

(26)


(55)


(90)


(181)



1

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

 

Les charges d'exploitation et d'administration attribuables à cette unité englobent le coût des services centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des montants recouvrés auprès d'unités fonctionnelles pour la prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été précisé, le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité est converti aux taux de change moyens du trimestre. L'effet de compensation des règlements effectués aux termes du programme de couverture du change de la société est constaté dans les résultats de cette unité.

La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement de l'unité Éliminations et divers a diminué de 29 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci?après :

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 8 novembre 2019 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 troisième trimestre de 2019. 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 1219978#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/2zy7rez2. 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 1219978#).

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.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 5 novembre 2019, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci?après. Tous les dividendes sont payables le 1er décembre 2019 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2019.













Dividende
par action

Actions ordinaires












0,73800 $


Actions privilégiées, série A












0,34375 $


Actions privilégiées, série B












0,21340 $


Actions privilégiées, série C1












0,25243 $


Actions privilégiées, série D












0,27875 $


Actions privilégiées, série F












0,29306 $


Actions privilégiées, série H












0,27350 $


Actions privilégiées, série J












0,30540 $

 US

Actions privilégiées, série L












0,30993 $

 US

Actions privilégiées, série N












0,31788 $


Actions privilégiées, série P2












0,27369 $


Actions privilégiées, série R3












0,25456 $


Actions privilégiées, série 1












0,37182 $

 US

Actions privilégiées, série 34












0,23356 $


Actions privilégiées, série 55












0,33596 $

 US

Actions privilégiées, série 76












0,27806 $


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












0,30625 $




1

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série C a été réduit pour passer de 0,25459 $ à 0,25395 $ le 1er mars 2019, majoré pour passer de 0,25395 $ à 0,25647 $ le 1er juin 2019, puis ramené de 0,25647 $ à 0,25243 $ le 1er septembre 2019 en raison de la refixation du taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions privilégiées de série C.

2

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série P a été majoré pour passer de 0,25000 $ à 0,27369 $ le 1er mars 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1er mars 2019 et tous les cinq ans par la suite.

3

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série R a été majoré pour passer de 0,25000 $ à 0,25456 $ le 1er juin 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1er juin 2019 et tous les cinq ans par la suite.

4

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 3 a été réduit pour passer de 0,25000 $ à 0,23356 $ le 1er septembre 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1er septembre 2019 et tous les cinq ans par la suite.

5

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 5 a été majoré pour passer de 0,27500 $ US à 0,33596 $ US le 1er mars 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1er mars 2019 et tous les cinq ans par la suite.

6

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 7 a été majoré pour passer de 0,27500 $ à 0,27806 $ le 1er mars 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1er mars 2019 et tous les cinq ans par la suite.

 

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; le coût du capital prévu et 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 d'investissement prévues; les exigences de financement par capitaux propres prévues à l'égard du programme de croissance garanti sur le plan commercial de la société; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues, y compris les plans d'optimisation; la capacité prévue des coentrepreneurs de la société à terminer et à financer les projets en construction; la conclusion prévue et le moment prévu des acquisitions et des cessions; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation et les tribunaux; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les attentes quant à l'incidence des opérations, y compris les opérations réalisées en vue de simplifier la structure organisationnelle de la société; le lancement envisagé d'appels de soumissions, y compris les conditions et les échéances de ceux-ci; les discussions et les dépôts de dossiers de droits de péage et de tarifs, y compris les contrats conclus pour le réseau principal; et 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 acquisitions et des cessions; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant d'opérations; les lois gouvernementales; les litiges; la réussite des plans d'intégration; l'incidence de la politique de versement de dividendes de la société sur ses flux de trésorerie futurs; les notations; 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 le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice (la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e), les FTD prévus 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 d'investissement 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 la concrétisation des avantages et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, du rendement de l'exploitation, de la politique de la société en matière de versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la société, des acquisitions et des cessions, des litiges, 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 des marchandises, notamment les 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, 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 l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens. Nos principales entreprises englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du pétrole brut produit en Amérique du Nord, le secteur Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine environ 20 % du gaz naturel consommé aux États?Unis ainsi que les secteurs des services publics et de production d'énergie, qui desservent près de 3,7 millions de clients du marché de détail en Ontario et au Québec et produisent environ 1 750 MW (capacité nette) d'énergie renouvelable en Amérique du Nord et en Europe. Les actions ordinaires de la société sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information : 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.

PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION

Enbridge Inc. - Médias

Enbridge Inc. - Investisseurs

Jesse Semko

Jonathan Morgan

Sans frais : 888 992-0997

Sans frais : 800 481-2804

Courriel : media@enbridge.com  

Courriel : investor.relations@enbridge.com

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 ces mesures 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 et de ses secteurs d'exploitation.

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 et des 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 non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés touchée par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières prospectives non conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.

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 et des mesures conformes aux PCGR comparables.

ANNEXE A

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les

30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Oléoducs

1 646


1 875


5 710


4 353

Transport de gaz et services intermédiaires

772


(60)


2 733


1 080

Distribution de gaz

252


256


1 304


1 262

Production et transport d'énergie renouvelable

82


51


300


286

Services énergétiques

91


(96)


318


108

Éliminations et divers

(40)


29


315


(368)

BAIIA

2 803


2 055


10 680


6 721

Amortissement

(844)


(799)


(2 526)


(2 452)

Charge d'intérêts

(644)


(696)


(1 966)


(2 042)

Charge d'impôts

(255)


(347)


(1 275)


(177)

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

(15)


(209)


(50)


(352)

Dividendes sur les actions privilégiées

(96)


(94)


(287)


(272)

Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires

949


(90)


4 576


1 426

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ



Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

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






Oléoducs

1 826


1 633


5 321


4 889

Transport de gaz et services intermédiaires

944


1 038


2 920


3 116

Distribution de gaz

255


259


1 338


1 274

Production et transport d'énergie renouvelable

82


73


305


337

Services énergétiques

27


10


291


94

Éliminations et divers

(26)


(55)


(90)


(181)

BAIIA ajusté

3 108


2 958


10 085


9 529

Amortissement

(844)


(799)


(2 526)


(2 452)

Charge d'intérêts

(651)


(682)


(1 962)


(1 981)

Impôts sur les bénéfices

(377)


(212)


(1 144)


(701)

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

(16)


(238)


(53)


(721)

Dividendes sur les actions privilégiées

(96)


(94)


(287)


(272)

Bénéfice ajusté

1 124


933


4 113


3 402

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,56


0,55


2,04


2,01

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

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







BAIIA

2 803


2 055


10 680


6 721

Éléments d'ajustement :







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

79


(264)


(1 052)


295

Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs

105


1 019


105


2 086

Perte à la vente d'actifs

--


94


--


94

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

23


17


88


143

Coûts de transaction liés à la monétisation d'actifs

--


45


--


65

Perte de valeur d'actifs de satellites

62


--


62


33

Réduction de valeur des stocks au moindre du coût
et de la valeur de marché

27


7


171


23

Autres

9


(15)


31


69

Total des éléments d'ajustement

305


903


(595)


2 808

BAIIA ajusté

3 108


2 958


10 085


9 529

Amortissement

(844)


(799)


(2 526)


(2 452)

Charge d'intérêts

(644)


(696)


(1 966)


(2 042)

Charge d'impôts

(255)


(347)


(1 275)


(177)

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

(15)


(209)


(50)


(352)

Dividendes sur les actions privilégiées

(96)


(94)


(287)


(272)

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






Charge d'intérêt

(7)


14


4


61

Impôts sur les bénéfices

(122)


135


131


(524)

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

(1)


(29)


(3)


(369)

Bénéfice ajusté

1 124


933


4 113


3 402

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,56


0,55


2,04


2,01

 

ANNEXE B

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

OLÉODUCS


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté

1 826


1 633


5 321


4 889

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

(180)


211


390


(362)

Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs -
actif détenu en vue de la vente

--


--


--


(154)

Gain à la vente de tuyaux

--


28


--


28

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

--


3


--


(25)

Autres

--


--


(1)


(23)

Total des ajustements

(180)


242


389


(536)

BAIIA

1 646


1 875


5 710


4 353

 

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018


2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté

944


1 038


2 920


3 116

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

--


23


--


25

Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs -
secteur intermédiaire aux États-Unis

--


(1 019)


--


(1 932)

Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs -
US Gas Transmission

(105)


--


(105)


--

Perte de valeur d'actifs de satellites

(62)


--


(62)


--

Perte à la vente d'actifs

--


(74)


--


(74)

Coûts de transaction liés à la monétisation d'actifs

--


(20)


--


(20)

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

--


(3)


--


(10)

Autres

(5)


(5)


(20)


(25)

Total des ajustements

(172)


(1 098)


(187)


(2 036)

BAIIA

772


(60)


2 733


1 080

 

DISTRIBUTION DE GAZ


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté

255


259



1 338


1 274

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

1


--



9


3

Ajustement à la quote-part du bénéfice des satellites de Noverco Inc.

--


--



--


(9)

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

(4)


(3)



(43)


(6)

Total des ajustements

(3)


(3)



(34)


(12)

BAIIA

252


256



1 304


1 262

 

PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté

82


73



305


337

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

--


(2)



2


2

Perte de valeur d'actifs de satellites

--


--



--


(33)

Perte à la vente d'actifs

--


(20)



--


(20)

Autres

--


--



(7)


--

Total des ajustements

--


(22)



(5)


(51)

BAIIA

82


51



300


286

 

SERVICES ÉNERGÉTIQUES



Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






BAIIA ajusté

27


10



291


94

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

91


(99)



198


37

Réduction de valeur des stocks en fonction du coût
ou de la valeur de marché, selon le moins élevé des deux montants

(27)


(7)



(171)


(23)

Total des ajustements

64


(106)



27


14

BAIIA

91


(96)



318


108

 

ÉLIMINATIONS ET DIVERS


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

(26)


(55)



(90)


(181)

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

9


131



453


--

Coûts de transaction liés à la monétisation d'actifs

--


(25)



--


(45)

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

(19)


(14)



(45)


(102)

Autres

(4)


(8)



(3)


(40)

Total des ajustements

(14)


84



405


(187)

Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement

(40)


29



315


(368)

 

ANNEXE C

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


Trimestres clos les
30 septembre


Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre


2019


2018



2019


2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)






Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

2 735


1 461



7 405


7 999

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

(228)


657



451


(943)


2 507


2 118



7 856


7 056

Distributions aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables4

(50)


(302)



(150)


(901)

Dividendes sur les actions privilégiées

(96)


(94)



(287)


(268)

Investissements de maintien2

(293)


(324)



(741)


(783)

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






Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées
dans les produits3

53


53



139


157

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

20


19



91


189

Coûts de transaction liés à la monétisation d'actifs

--


64



--


84

Distributions provenant des participations dans
des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs4

17


112



207


312

Autres éléments

(53)


(61)



58


(91)

FTD

2 105


1 585



7 173


5 755



1

Variations des actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des recouvrements.

2

Les investissements de maintien représentent les dépenses d'investissement 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.

3

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.

4

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

 

SOURCE Enbridge Inc.


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Communiqué envoyé le 8 novembre 2019 à 07:05 et diffusé par :