Enbridge annonce d'excellents résultats financiers pour le troisième trimestre de 2022 et la mise en place de l'agrandissement de B.C. Pipeline

CALGARY, AB, le 4 nov. 2022 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le troisième trimestre de 2022, fait part de projets de croissance nouvellement garantis de 3,8 G$, y compris l'agrandissement du tronçon T-South de B.C. Pipeline, et confirmé ses perspectives financières pour 2022.

Points saillants
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. L'astérisque (*) signale une mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 1,3 G$, ou 0,63 $ par action ordinaire, pour le troisième trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 0,7 G$, ou 0,34 $ par action ordinaire, en 2021
• Bénéfice ajusté* de 1,4 G$, ou 0,67 $ par action ordinaire*, comparativement à 1,2 G$, ou 0,59 $ par action ordinaire en 2021
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 3,8 G$, comparativement à 3,3 G$ en 2021
• Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 2,1 G$, comparativement à 2,3 G$ en 2021
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,5 G$, ou 1,24 $ par action ordinaire*, comparativement à 2,3 G$ ou 1,13 $ par action ordinaire, en 2021
• Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 15,0 G$ à 15,6 G$ pour le BAIIA et de 5,20 $ à 5,50 $ pour les FTD par action pour l'exercice 2022
• Mise en place de l'agrandissement du tronçon T-South du réseau B.C. Pipeline permettant de hausser la capacité de 300 millions de pieds cubes par jour (« Mpi³/j »), dont le coût en capital est estimé à concurrence de 3,6 G$
• Lancement d'un appel de soumissions exécutoires dans le cadre du second agrandissement du tronçon T-North du réseau B.C. Pipeline permettant de hausser la capacité à environ 500 Mpi³/j
• Établissement d'un partenariat stratégique avec 23 Premières Nations et communautés métisses par la vente d'une participation hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines faisant partie de notre réseau régional de sables bitumineux pour une contrepartie de 1,12 G$
• Progrès de la stratégie sur la côte américaine du golfe du Mexique compte tenu de l'accroissement de notre participation dans le pipeline Gray Oak, tout en réduisant l'exposition aux marchandises grâce à la réduction de notre participation dans DCP Midstream LP; réception d'un montant en trésorerie de 400 M$ US
• Amélioration du portefeuille de production d'énergie renouvelable en Amérique du Nord grâce à l'acquisition de Tri Global Energy (« TGE ») en contrepartie de 270 M$ US
• Acquisition d'une participation supplémentaire de 10 % dans le pipeline Cactus II dans le bassin permien, ce qui porte la participation d'Enbridge à 30 %
• Approbation de l'investissement dans quatre autres réservoirs de stockage du pétrole au centre énergétique Ingleside d'Enbridge (« EIEC »)
• Mise en place de deux nouveaux projets de GNR en Ontario, où Enbridge investira dans des installations de valorisation du gaz et des raccordements de gazoducs
• Publication du plan d'action pour la réconciliation avec les Autochtones d'Enbridge qui s'appuie sur l'expérience de la société quant à l'engagement envers les employés et les collectivités autochtones

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

Al Monaco, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :

« Alors que les économies et les marchés énergétiques mondiaux connaissent une grande volatilité, les secteurs d'exploitation de premier ordre d'Enbridge en Amérique du Nord, la résilience des bases commerciales et le nombre croissant de possibilités de croissance interne nous placent dans une excellente position pour continuer à croître dans l'avenir. Les facteurs fondamentaux de notre entreprise demeurent positifs; il est évident que toutes les sources d'énergie seront nécessaires à l'échelle mondiale pour répondre à la demande future, particulièrement dans le contexte actuel où des défis en matière de sécurité, de fiabilité et d'abordabilité de l'énergie se posent pour tout un chacun.

« Nous sommes ravis des solides résultats du troisième trimestre et de notre rendement depuis le début de l'exercice, ce qui témoigne de la qualité de l'équipe d'Enbridge au sein de nos quatre principaux secteurs d'activité. Nos résultats sont conformes aux prévisions, et nous prévoyons atteindre la fourchette prévisionnelle pour le BAIIA et les FTD en 2022. Dans une perspective future, notre modèle d'affaires à faible risque nous permet d'entrevoir d'excellents pronostics en ce qui a trait à la croissance des flux de trésorerie, et nos actifs s'appuient sur des contrats à long terme ou des cadres fondés sur le coût des services qui offrent des protections intégrées contre l'inflation.

« Le contexte actuel et les solides paramètres fondamentaux mondiaux de l'énergie valident notre stratégie à deux volets visant à élargir et à moderniser nos infrastructures classiques et à accroître les investissements dans des sources d'énergie à faibles émissions de carbone. Nous avons fait d'excellents progrès en ce qui concerne les priorités que nous avons énoncées lors de la journée à l'intention des investisseurs d'Enbridge en décembre dernier, particulièrement en ce qui concerne notre stratégie relative au gaz naturel de part et d'autre de la frontière.

« Pour ce qui est de l'infrastructure classique, nous avons approuvé au dernier trimestre une expansion majeure de notre réseau de transport de gaz T-North en Colombie-Britannique et nous avons convenu d'acquérir une participation de 30 % dans l'installation de GNL de Woodfibre dans la région de Squamish. L'agrandissement du tronçon T-North de 535 Mpi³/j va bon train et nous prévoyons conclure la transaction de Woodfibre sous peu.

« Aujourd'hui, nous annonçons l'agrandissement de notre réseau T-South, qui fournira une capacité dont les clients ont grandement besoin, appuyé par des engagements exécutoires d'achat ferme à long terme. L'agrandissement est essentiel pour répondre à la demande de gaz naturel et assurer la fiabilité énergétique dans la région. Le projet illustre bien la criticité de la conduite existante dans le sol pour réduire au minimum l'empreinte environnementale de l'infrastructure énergétique si nécessaire. Le projet sera élaboré en consultation et en étroite collaboration avec les collectivités.

« Nous avons également annoncé aujourd'hui un appel de soumissions pour un agrandissement supplémentaire de notre réseau T-North pour un volume d'environ 500 Mpi³/j. Cet agrandissement est nécessaire pour soutenir la croissance de la production régionale, les exportations de GNL et l'accroissement de la demande.

« Au sud de la frontière, nous sommes également ravis des possibilités de plus en plus nombreuses qui s'offrent à nous sur la côte américaine du golfe du Mexique, où nous approvisionnons déjà cinq installations d'exportation de GNL et nous entrevoyons d'autres projets de prolongement de gazoducs régionaux et liés au GNL.

« Toujours dans le secteur du gaz naturel, nous exécutons le programme de croissance garanti de 3,5 G$ de notre entreprise de distribution de gaz en Ontario, avec des projets de 1,1 G$ en bonne voie d'entrer en service cette année. La semaine dernière, nous avons déposé une demande réglementaire qui établira le prochain cadre incitatif jusqu'en 2028. Ce modèle de tarification a bien fonctionné pour Enbridge et ses clients, et nous nous attendons à ce que la croissance de la base tarifaire et des bénéfices de ce secteur se poursuive.

« Dans le secteur Oléoducs, nous avons constaté une forte reprise de l'approvisionnement et du débit dans l'Ouest canadien sur l'ensemble de nos réseaux, y compris la canalisation principale. Nous avons approuvé la construction de quatre nouveaux réservoirs de stockage de pétrole à notre installation d'exportation d'Ingleside et nous avons acquis une participation supplémentaire de 10 % dans le pipeline Cactus II, ce qui renforce nos stratégies d'exportation de pétrole sur la côte américaine du golfe du Mexique.

« Nous avons annoncé un partenariat historique avec Athabasca Indigenous Investments pour sept pipelines dans la région d'Athabasca. Nous sommes heureux de travailler avec nos partenaires autochtones à l'exploitation de ces actifs, ainsi qu'à la gestion de l'environnement avoisinant. Cette transaction démontre notre engagement à recycler le capital à des valorisations attrayantes et fournit un cadre pour d'autres partenariats autochtones qui, selon nous, seront un élément essentiel du développement et de la propriété futurs d'infrastructures énergétiques. 

« Nous poursuivons les discussions avec les expéditeurs au sujet d'une nouvelle entente commerciale pour le réseau principal. Nous privilégions deux voies commerciales, soit la possibilité d'une autre entente de tarification incitative, ou un modèle fondé sur les coûts du service. Bien que nous voulions qu'une décision visant à déterminer la solution optimale pour Enbridge et ses clients soit prise au troisième trimestre, les discussions sont en cours, et nous prévoyons poursuivre les négociations jusqu'à la fin de l'exercice.

« Ce trimestre, nous avons fait de grands progrès pour ce qui est de nos priorités de réduction des émissions de carbone. Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, notre acquisition de Tri Global Energy accélère de façon importante notre stratégie nord-américaine et les occasions qui s'offrent à nous. L'équipe de Tri Global complète fortement nos capacités existantes et l'acquisition ajoute immédiatement un carnet intéressant de projets d'aménagement d'une capacité de 3 GW qui pourraient entrer en service entre 2024 et 2028 ainsi que d'autres occasions sur lesquelles nous travaillons. En Europe, l'exécution de nos quatre projets éoliens au large des côtes de la France progresse, et le projet Saint-Nazaire devrait commencer à produire de l'électricité plus tard ce mois-ci.

« Nous avons également fait de grands progrès dans nos activités liées au GNR grâce à deux projets nouvellement garantis en Ontario totalisant environ 100 M$, qui permettront de fournir du gaz naturel exempt d'émissions, aux termes de contrats d'achat ferme à long terme.

« Les annonces d'aujourd'hui confirment la mise en place de nouveaux projets d'investissement garantis de 8 G$ depuis le début de l'exercice et portent notre carnet de projets d'investissement garanti à 17 G$. Ces projets seront entièrement financés au moyen de notre modèle d'autofinancement par capitaux propres. Notre programme d'investissement garanti est diversifié et s'appuie sur des modèles commerciaux qui cadrent avec notre proposition de valeur à faible risque. Nous continuerons de préconiser une affectation disciplinée des capitaux en mettant l'accent sur un bilan solide, en investissant judicieusement dans l'entreprise et en remboursant du capital aux actionnaires.

« Enfin, alors que je réfléchis à mes 27 années à Enbridge, les 11 dernières en tant que chef de la direction, je suis fier de ce que l'équipe d'Enbridge a accompli. Nous avons constamment fait croître les flux de trésorerie et le dividende, tenu nos promesses à l'égard de nos priorités stratégiques et considérablement amélioré et diversifié la composition de l'actif en augmentant grandement notre empreinte de gaz naturel ainsi que notre plateforme et nos capacités en matière d'énergie à faibles émissions de carbone. Je suis particulièrement satisfait de la position de notre entreprise et des stratégies implantées pour mener la transition énergétique. Pour ce qui est de l'avenir, nous continuerons à réaliser notre raison d'être, qui est d'améliorer la qualité de vie des gens de façon sécuritaire, fiable et durable.

« Ce fut un honneur d'être à la barre d'Enbridge et je suis convaincu que, sous la direction de Greg Ebel, l'équipe de direction continuera de faire croître Enbridge, la principale entreprise d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Je tiens à remercier sincèrement notre personnel, nos actionnaires et les autres parties prenantes extrêmement compétents et dévoués, ainsi que notre conseil d'administration pour leur soutien à Enbridge. Depuis cette annonce, Greg a mis en place un plan qui a pour but d'assurer une transition harmonieuse et de préserver notre élan et notre cohésion et dont l'exécution va d'ailleurs bon train. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres clos les 30 septembre 2022 et 2021 sont résumés dans le tableau ci-après :

Au troisième trimestre de 2022, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 597 M$, ou 0,29 $ par action, par rapport à la période correspondante de 2021, en raison surtout des facteurs d'exploitation décrits en détail ci-après et du gain de 1 076 M$ (732 M$ après impôts) comptabilisé à la clôture de l'opération de fusion de coentreprises conclue avec Phillips 66 (« P66 »). Cette hausse a été en partie annulée par l'incidence de l'évaluation à la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change. Au troisième trimestre de 2022, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a subi l'incidence défavorable des pertes latentes nettes hors trésorerie de 1 334 M$ (1 021 M$ après impôts) liées à la juste valeur des dérivés, alors que des pertes latentes de 436 M$ (332 M$ après impôts) avaient été enregistrées au troisième trimestre de 2021.

La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion du troisième trimestre de 2022 déposé de concert avec les états financiers du troisième trimestre pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au troisième trimestre de 2022, le BAIIA ajusté a augmenté de 489 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2021. Cela s'explique principalement par l'apport des nouveaux actifs mis en service, y compris le tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation 3 et l'acquisition de l'EIEC ainsi que la comptabilisation de produits supérieurs compte tenu de la mise à jour des tarifs sur Texas Eastern à la suite du dépôt récent d'un dossier tarifaire.

Le bénéfice ajusté a augmenté de 182 M$, ou 0,08 $ par action, au troisième trimestre de 2022, principalement en raison de la hausse des apports au BAIIA ajusté. Cette augmentation a été contrebalancée par l'accroissement des coûts de financement compte tenu de la baisse des intérêts capitalisés à la suite de l'achèvement du tronçon américain dans le cadre du programme de remplacement de la canalisation 3, par les incidences de la majoration des taux d'intérêt sur les titres d'emprunt à taux variable et par la hausse de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service au quatrième trimestre de 2021.

Les FTD du troisième trimestre de 2022 ont progressé de 211 M$, ou 0,11 $ par action, principalement en raison de la hausse des apports au BAIIA ajusté, en partie contrebalancée par l'échéancier des décaissements au titre des investissements de maintien, par l'augmentation des impôts en trésorerie sur un bénéfice imposable plus élevé et par l'accroissement des coûts de financement susmentionné.

La rubrique Résultats financiers du troisième trimestre de 2022 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société réaffirme ses prévisions financières pour 2022, qui comprennent un BAIIA ajusté de 15,0 G$ à 15,6 G$ et des FTD par action de 5,20 $ à 5,50 $. Les résultats des neuf premiers mois de 2022 sont conformes à nos attentes et la société prévoit que ses entreprises continueront de connaître une forte utilisation de la capacité et un débit élevé ainsi qu'un bon rendement de l'exploitation pour le reste de l'exercice, compte tenu du caractère saisonnier normal des activités. Les prévisions financières prospectives reflètent une provision pour tenir compte de l'incertitude des droits futurs du réseau principal découlant des discussions en cours avec les expéditeurs au sujet du cadre commercial.

La solide performance opérationnelle devrait être contrebalancée par des conditions de marché difficiles qui continuent d'avoir une incidence sur le secteur Services énergétiques, ainsi que par des coûts de financement plus élevés, en raison des taux d'intérêt en hausse sur les titres d'emprunt à taux variable non couverts, par rapport aux prévisions financières de 2022.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

Au cours du troisième trimestre de 2022, Enbridge Gas Inc., filiale entièrement détenue d'Enbridge, a émis des billets de premier rang de dix ans d'un montant de 325 M$ et des billets de premier rang de 30 ans d'un montant de 325 M$. De plus, Enbridge a émis des billets subordonnés hybrides d'une durée de 60 ans d'un montant de 1,1 G$ US qui seront partiellement traités comme des capitaux propres par les agences d'évaluation du crédit. Ces émissions de titres d'emprunt ont été réalisées à des taux favorables et le produit a servi principalement à réduire la dette, à financer des projets d'investissement et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.

En août 2022, la société a conclu une transaction avec P66, qui a procuré à Enbridge un produit net d'environ 400 M$ US. En octobre 2022, Enbridge a conclu la vente à Athabasca Indigenous Investments (« Aii ») d'une participation minoritaire hors exploitation dans certains pipelines exploités par la société dans la région d'Athabasca dans le nord de l'Alberta en contrepartie d'un produit en trésorerie de 1,12 G$. Ces deux transactions sont décrites ci-après. Le produit de ces transactions rehausse la souplesse financière et procure à Enbridge une capacité d'investissement supplémentaire qui sera déployée conformément au cadre rigoureux d'affectation des capitaux de la société.

La société prévoit continuer à financer son programme d'investissement de croissance garanti conformément à son modèle d'autofinancement par capitaux propres au moyen des flux de trésorerie générés à l'interne, du produit des transactions récemment conclues et des financements par emprunt futurs.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE GARANTIS

Au cours du troisième trimestre, la société a ajouté des projets d'investissement de croissance d'environ 3,8 G$ dans le cadre de son programme d'investissement garanti, y compris l'agrandissement du tronçon T-South du réseau de B.C. Pipeline (« agrandissement T-South ») d'un coût en capital estimatif d'un maximum de 3,6 G$, l'agrandissement de 60 M$ US des installations de stockage de l'EIEC et un investissement d'environ 100 M$ dans deux projets de GNR en Ontario.

Le programme de croissance garanti actuel de la société s'élève maintenant à environ 17 G$, et la société s'attend à mettre en service des installations représentant 4,0 G$ en 2022, alors que les projets de la ligne de raccordement Est-Ouest et de la phase VI de Gulfstream sont déjà en service.

Agrandissements de B.C. Pipeline

Enbridge poursuit les travaux de conception et d'ingénierie pour l'agrandissement précédemment annoncé de 535 Mpi³/j du tronçon T-North (point Aspen) du réseau de B.C. Pipeline d'un coût en capital estimatif de 1,2 G$. La société compte déposer une demande à ce titre auprès de la Régie en 2024 et prévoit une mise en service en 2026.

Au cours du troisième trimestre, Enbridge a mené à bien un appel de soumissions exécutoires sursouscrit et va de l'avant avec le cadre du projet d'agrandissement du tronçon T-South de 300 Mpi³/j d'un coût en capital estimatif à concurrence de 3,6 G$.

L'agrandissement du tronçon T-South comprendra des ajouts d'unités de compression, des boucles de canalisations et d'autres modifications aux stations auxiliaires. Enbridge a maintenant entamé le processus de réglementation et d'obtention de permis et prévoit déposer une demande auprès de la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») en 2024. Le projet devrait être mis en service en 2028 et s'appuiera sur un modèle commercial fondé sur le coût du service.

Aujourd'hui, Enbridge a annoncé le lancement d'un appel de soumissions exécutoires en prévision d'un nouvel agrandissement d'environ 500 Mpi³/j du tronçon T-North de B.C. Pipeline, d'un coût en capital estimatif à concurrence de 1,9 G$, pour répondre à la demande de capacité de transport supplémentaire pour la production croissante de Montney et aux exportations de GNL, ainsi que pour répondre à la demande en aval. L'appel de soumissions devrait prendre fin au début de 2023.

ACTUALITÉS

Progrès de la stratégie pétrolière sur la côte américaine du golfe du Mexique

Le 17 août 2022, Enbridge a réalisé une opération de fusion de coentreprises avec P66 donnant lieu à une seule et unique coentreprise pour détenir les participations indirectes d'Enbridge et de P66 dans Gray Oak Pipeline, LLC (« Gray Oak ») et DCP Midstream LP (« DCP »). Enbridge et P66 ont également conclu une entente visant à réorganiser leurs participations économiques et de gouvernance respectives dans les activités d'exploitation sous-jacentes.

La participation économique indirecte d'Enbridge dans Gray Oak est passée de 22,8 % à 58,5 % et Enbridge assumera l'exploitation de Gray Oak au cours du deuxième trimestre de 2023. La participation économique indirecte de la société dans DCP est passée de 28,3 % à 13,2 %. De plus, Enbridge a reçu de l'entité fusionnée un produit en trésorerie d'environ 400 M$ US.

Gray Oak est un pipeline de transport sur de longues distances de volumes contractuels qui assure une connectivité essentielle et à faible coût entre le bassin permien et les régions de Corpus Christi et de Houston.

Le 2 novembre 2022, la société a annoncé qu'elle avait acquis, de Western Midstream, une participation supplémentaire de 10 % dans le pipeline Cactus II (« Cactus II ») d'une capacité de 670 000 barils par jour (« b/j ») en contrepartie d'un montant en trésorerie de 177 M$ US. La participation de propriétaire non exploitant d'Enbridge dans Cactus II est maintenant de 30 %.

Cactus II est un réseau dont une forte proportion des volumes font l'objet de contrats d'achat ferme et qui bénéficie d'options de livraison flexibles à des emplacements clés à Corpus Christi; il est intégré à l'EIEC. Ce pipeline affiche les coûts d'exploitation les plus bas de tous les grands oléoducs du bassin permien et peut offrir des tarifs concurrentiels pour utiliser la capacité disponible de transport de volumes intermittents.

De plus, aujourd'hui, Enbridge a approuvé un agrandissement des installations de stockage de pétrole de 60 M$ US à l'EIEC, qui prévoit l'ajout de quatre réservoirs de stockage de pétrole pour une capacité de stockage supplémentaire d'environ deux millions de barils en 2024.

Compte tenu de l'EIEC et de la participation économique accrue d'Enbridge dans Gray Oak et Cactus II, la société est bien placée pour fournir des solutions de transport pour l'approvisionnement croissant du bassin permien vers la côte américaine du golfe du Mexique et les marchés d'exportation mondiaux.

Acquisition de Tri Global Energy

Le 29 septembre 2022, Enbridge a annoncé l'acquisition de TGE, un chef de file du développement de projets d'énergie renouvelable aux États-Unis, en contrepartie d'un montant en trésorerie de 270 M$ US et de la prise en charge de la dette. TGE possède un important portefeuille de projets d'aménagement, notamment des projets de production d'énergie renouvelable d'une capacité de 3,9 GW précédemment vendus à des exploitants qui généreront des frais d'aménagement et rehausseront les FTD par action d'Enbridge en 2023. En outre, des projets détenus en propriété exclusive d'une capacité de 3 GW en phase finale d'aménagement devraient être mis en service entre 2024 et 2028, ce qui donnera lieu à une croissance concrète des flux de trésorerie ainsi qu'à de nombreux projets en phase préliminaire d'aménagement.

La hausse des cibles dans les normes relatives au portefeuille d'énergie renouvelable des États et l'accroissement de la demande du secteur privé pour de l'électricité sans carbone devraient faire augmenter considérablement les investissements dans la production d'énergie éolienne et solaire au cours de la prochaine décennie. L'acquisition de TGE vient rehausser la plateforme d'énergie renouvelable d'Enbridge et s'ajoute à l'inventaire de possibilités de croissance nord-américaines de la société.

Partenariat avec Athabasca Indigenous Investments

Le 5 octobre 2022, Enbridge a conclu le partenariat annoncé précédemment avec Aii, une entité nouvellement créée représentant 23 Premières Nations et communautés métisses, dans le cadre duquel Aii a acquis une participation hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines situés dans le nord de l'Alberta faisant partie du réseau régional des sables bitumineux exploité par Enbridge en contrepartie de 1,12 G$. L'opération englobait les pipelines suivants : Athabasca, Wood Buffalo/canalisation double d'Athabasca et réservoirs connexes, réseau de diluant Norlite, Waupisoo, Wood Buffalo, Woodland et l'expansion de Woodland.

Le partenariat avec Aii renforce le bilan de la société en matière d'engagement envers des communautés autochtones et de développement de partenariats financiers. Il donne également à Enbridge l'occasion de tirer profit de la valeur de ses actifs existants et rehausse la capacité d'investissement de la société dans de nouvelles occasions de croissance à valeur ajoutée.

Dossier tarifaire de Texas Eastern Transmission, LP (« Texas Eastern »)

Le 8 septembre 2022, Texas Eastern a déposé un sommaire de stipulation et d'entente non contesté auprès de la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») pour résoudre toutes les questions liées à l'instance tarifaire. La période de commentaires et de réponses a pris fin le 11 octobre 2022 et l'instance tarifaire est maintenant en attente d'approbation de la FERC.

Cadre commercial pour le réseau principal

Actuellement, la société propose en parallèle deux cadres commerciaux possibles pour le réseau principal au Canada, soit i) un nouvel accord de tarification incitative qui pourrait être semblable à l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») échue le 30 juin 2021 et ii) une demande de tarification fondée sur le coût du service pour le réseau principal au Canada. Ces deux cadres proposent d'intéressants rendements ajustés selon le risque, et la fourchette de résultats financiers prévus ne devrait pas avoir d'incidence importante sur les perspectives financières d'Enbridge.

Enbridge a consulté des intervenants du secteur au sujet du réseau principal au Canada et a fait des propositions de tarification incitative étayées par des renseignements détaillés sur les coûts à un groupe composé d'un échantillon représentatif d'intervenants du secteur, y compris des producteurs, des producteurs intégrés et des raffineurs.

La société avait prévu qu'elle aurait décidé au troisième trimestre de 2022 de déposer auprès de la Régie une proposition de règlement de tarification incitative ou une demande fondée sur le coût du service pour le réseau principal au Canada. Cependant, nous nous attendons à ce que les négociations avec les parties prenantes se poursuivent jusqu'à la fin de l'exercice.

Enbridge a déjà déposé une demande de tarification fondée sur le coût du service auprès de la FERC, aux États-Unis, pour le réseau de Lakehead (tronçon américain du réseau principal), et elle négocie actuellement avec les expéditeurs à cet effet.

Enbridge perçoit des droits provisoires, sous réserve de remboursement, relativement au dépôt du coût du service pour le réseau de Lakehead le 1^er juillet 2021. Pour le réseau principal au Canada, Enbridge perçoit également, conformément aux modalités de l'ETC, des droits provisoires correspondant aux droits en vigueur le 30 juin 2021, date d'échéance de l'ETC, qui peuvent aussi être remboursés. Les résultats financiers et les prévisions financières prospectives de 2022 de la société reflètent une provision pour tenir compte de l'incertitude des droits futurs pour le réseau principal.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2022 

BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des 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 ou peu fréquents ou d'autres facteurs 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 et des FTD avec leurs équivalents les plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent communiqué.

BAIIA ajusté par secteur

Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen supérieur de 1,31 $ CA/$ US au troisième trimestre de 2022 et comparativement au troisième trimestre de 2021 (1,26 $ 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 de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Oléoducs

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 371 M$ par rapport au troisième trimestre de 2021, principalement en raison des facteurs suivants :

• Augmentation du débit du réseau principal attribuable à l'accroissement de la capacité de la canalisation 3 mise en service le 1^er octobre 2021, à la hausse des droits en raison de l'application de droits supplémentaires totaux sur le remplacement de la canalisation 3, comparativement aux droits supplémentaires moins élevés pour le tronçon canadien en vigueur avant octobre 2021, facteurs contrebalancés en partie par la constatation d'une provision au titre du TIC provisoire pour les volumes expédiés sur le réseau principal en 2022 et la hausse des coûts de l'électricité en raison de l'augmentation des volumes et des prix de l'électricité.
• Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout de l'acquisition de l'EIEC et des actifs connexes au quatrième trimestre de 2021, de la hausse des volumes du pipeline Flanagan Sud et de l'accroissement de la participation économique dans le pipeline Gray Oak en raison de l'opération de fusion de coentreprises conclue avec P66, contrebalancée en partie par la diminution des apports du réseau de pétrole brut Seaway et des actifs de stockage de Cushing en raison de la baisse de la demande; comptabilisation, dans les FTD, d'encaissements de trésorerie non inscrits dans les produits au titre de volumes contractuels non acheminés à l'EIEC assortis de droits contractuels d'acheminement à une date ultérieure.
• Hausse de l'apport du réseau Bakken principalement en raison de l'accroissement des volumes.
• Incidence favorable de la conversion en dollars canadiens du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change supérieur, partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier à l'échelle de la société.

Transport de gaz et services intermédiaires

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 172 M$ par rapport au troisième trimestre de 2021, principalement en raison de ce qui suit :

• Accroissement de l'apport du secteur Transport de gaz aux États-Unis découlant de la mise en service des projets de prolongement de Cameron et de Middlesex et du projet Appalachia to Market au quatrième trimestre de 2021 et de la comptabilisation des produits attribuables au dossier tarifaire de Texas Eastern ayant donné lieu à un sommaire de stipulation et d'entente non contesté.
• Augmentation de l'apport du secteur Transport de gaz au Canada découlant du projet d'agrandissement du tronçon T-South et du projet Spruce Ridge, mis en service au quatrième trimestre de 2021, et hausse de l'apport de l'investissement d'Enbridge dans Alliance Pipeline en raison de l'augmentation du différentiel de base AECO-Chicago.
• Augmentation de l'apport des services intermédiaires aux États-Unis découlant de la hausse des prix des marchandises pour les coentreprises DCP Midstream et Aux Sable d'Enbridge; ces facteurs ont été en partie contrebalancés par la réduction de la participation économique dans DCP Midstream en raison de l'opération de fusion de coentreprises avec P66.
• Incidence favorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus élevé entre le dollar américain et le dollar canadien au sein du secteur Transport de gaz et services intermédiaires aux États-Unis, qui a été partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.

Distribution et stockage de gaz

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la demande 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 sur les volumes acheminés des températures plus chaudes ou plus froides que la normale.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz est demeuré constant par rapport au troisième trimestre de 2021, en raison de la hausse des charges de distribution d'EGI découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle, annulée en partie par l'accroissement des frais d'entretien et des coûts liés à l'intégrité.

Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, les conditions météorologiques aux troisièmes trimestres de 2022 et de 2021 n'ont eu aucune incidence sur le BAIIA.

Production d'énergie renouvelable

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a augmenté de 24 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2021 en raison principalement de la hausse des prix de l'énergie aux centrales éoliennes extracôtières en Europe.

Services énergétiques

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de 16 M$ comparativement au troisième trimestre de 2021. Ce repli s'explique par le recul plus marqué de la structure de marché qu'à la période correspondante de 2021, limitant les occasions de stockage, et par la compression importante des différentiels d'emplacement et de qualité sur certains marchés.

Éliminations et divers

Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour cette unité reflète les coûts des services centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour la prestation de ces services. Le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité d'exploitation est converti aux taux de change moyens du trimestre, et l'effet de compensation des règlements effectués aux termes du programme de couverture de change de la société est constaté dans les résultats de cette unité.

Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a diminué de 59 M$ comparativement au troisième trimestre de 2021, en raison des facteurs suivants :

• Moment du recouvrement des charges d'exploitation et d'administration auprès des secteurs d'activités.
• Baisse des gains de change réalisés sur le dénouement de couvertures.

Flux de trésorerie distribuables

Au troisième trimestre de 2022, les FTD ont augmenté de 211 M$ comparativement au troisième trimestre de 2021, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté, ainsi que des facteurs suivants :

• Augmentation des encaissements de trésorerie non inscrits dans les produits au titre de volumes contractuels non acheminés à l'EIEC assortis de droits contractuels d'acheminement à une date ultérieure, ce facteur ayant été contrebalancé par ce qui suit :
• Échéancier des décaissements au titre des investissements de maintien.
• Accroissement de la charge d'intérêts découlant de l'augmentation des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres d'emprunt à taux variable, de la réduction des intérêts capitalisés associés au tronçon américain du programme de remplacement de la canalisation 3 mis en service au quatrième trimestre de 2021 ainsi que de la hausse du solde de la dette lié à la progression du programme d'investissement de croissance garanti de la société en 2021.
• Hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice imposable plus élevé et de l'augmentation du taux d'imposition minimum aux États-Unis.
• Diminution des distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites en raison de l'opération de fusion de coentreprises avec P66 qui a réduit la participation économique d'Enbridge dans DCP Midstream.

Bénéfice ajusté

Le bénéfice ajusté a augmenté de 182 M$ et le bénéfice ajusté par action est resté stable par rapport au troisième trimestre de 2021, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant également contribué à la hausse du BAIIA ajusté, annulés en partie par ce qui suit :

• Hausse de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service en 2021, notamment le tronçon américain du programme de remplacement de la canalisation 3, qui est entré en service au quatrième trimestre, et l'EIEC acquis en octobre 2021.
• Accroissement de la charge d'intérêts découlant de l'augmentation des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres d'emprunt à taux variable, de la réduction des intérêts capitalisés associés au tronçon américain du programme de remplacement de la canalisation 3 mis en service au quatrième trimestre de 2021 ainsi que de la hausse du solde de la dette lié à la progression du programme d'investissement de croissance garanti de la société en 2021.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 4 novembre 2022 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 2022. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1-800-606-3040. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/326327152. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le (800) 770-2030 (code d'identification : 9581867).

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 2 novembre 2022, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er décembre 2022 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2022.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur Enbridge, 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 plan stratégique, les priorités et les perspectives d'Enbridge; les prévisions financières pour 2022, y compris les FTD par action et le BAIIA ajusté projetés ainsi que la croissance prévue de ces derniers; les dividendes, la croissance des dividendes et la politique en matière de dividendes prévus; l'offre et la demande prévues pour le pétrole brut, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel (LGN), le gaz naturel liquéfié (GNL) et l'énergie renouvelable et les exportations et les prix prévus pour ces derniers; la transition énergétique et l'énergie à faible émission de carbone et notre approche en la matière; les objectifs et plans en matière de critères environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG); l'utilisation prévue de nos actifs; le BAIIA prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; les rendements prévus pour les actionnaires et les rendements des actifs; le rendement prévu des entreprises de la société, y compris la croissance de la clientèle et les occasions de croissance interne; la vigueur, la capacité et la souplesse financières; les coûts de financement¹; les attentes quant à l'endettement, aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et en construction et de l'expansion, de l'optimisation et de la modernisation du réseau; le cadre et les priorités d'affectation du capital; l'incidence des conditions météorologiques et du caractère saisonnier; la capacité d'investissement; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les occasions de développement et les occasions et la stratégie liées aux énergies à faible émission de carbone et aux nouvelles énergies, y compris en ce qui a trait à l'investissement dans le projet de GNL de Woodfibre, à l'agrandissement des réseaux T-North et T-South ainsi qu'aux appels de soumissions et à l'EIEC; les acquisitions, les cessions et les autres transactions prévues, ainsi que le moment et les avantages qui devraient en être tirés; les mesures et les décisions futures attendues des organismes de réglementation et des tribunaux et le moment et les répercussions de celles-ci, y compris en ce qui concerne le partenariat avec Aii, le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II et TGE; les futures mesures et décisions prévues que prendront les organismes de réglementation et les tribunaux, de même que leur moment et leur incidence; et les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, y compris en ce qui a trait au réseau principal et à Texas Eastern, ainsi que le calendrier prévu et l'incidence de ceux-ci.

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 : la transition énergétique, y compris ses moteurs et le rythme auquel elle s'effectue; la croissance économique et le commerce à l'échelle mondiale; l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, des LGN, du GNL et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN, du GNL et de l'énergie renouvelable; l'utilisation prévue de nos actifs; les économies de coûts prévues; les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la stabilité de notre chaîne d'approvisionnement; la fiabilité et le rendement d'exploitation; le soutien et les approbations par les clients, les organismes de réglementation et les parties prenantes; les dates prévues de construction et de mise en service; les conditions météorologiques; l'acquisition annoncée et éventuelle; les cessions et autres transactions d'affaires et le moment et l'incidence de ces dernières; les lois gouvernementales; les litiges; les notations; le programme de couverture; le BAIIA prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs; la vigueur et la souplesse financières; la conjoncture des marchés d'emprunt et des capitaux propres et la conjoncture économique et le contexte concurrentiel. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN, de GNL 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, les taux d'intérêt et la pandémie de COVID-19 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, le bénéfice (la perte) ajusté prévu, les FTD prévus et les montants connexes par action et 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'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques; le moment et la clôture des acquisitions, des cessions et des autres transactions et la réalisation des avantages prévus qui devraient en être tirés; 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; et la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence.

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, de l'exécution réussie de ses priorités stratégiques, 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 litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres opérations, 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 décisions politiques, des taux de change, des taux d'intérêt, de l'incidence de l'inflation sur les prix des marchandises, de l'offre et la demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment les risques et incertitudes dont il est question dans le présent document 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 relie en toute sécurité des millions de personnes à l'énergie dont elles dépendent chaque jour, alimentant la qualité de vie grâce à ses réseaux nord-américains de gaz naturel, de pétrole ou d'énergie renouvelable et à son portefeuille européen de parcs éoliens extracôtiers en pleine croissance. Nous investissons dans des infrastructures modernes de distribution d'énergie afin de maintenir l'accès à une énergie sûre et abordable et nous nous appuyons sur deux décennies d'expérience en énergie renouvelable pour faire progresser les nouvelles technologies, y compris l'énergie éolienne et solaire, l'hydrogène, le gaz naturel renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone. Nous sommes déterminés à réduire l'empreinte carbone de l'énergie que nous livrons et à atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Les actions ordinaires d'Enbridge, dont le siège social est situé à Calgary, en Alberta, sont négociées sous le symbole ENB aux bourses de Toronto (TSX) et de New York (NYSE). Pour en savoir plus, visitez le site enbridge.com.

Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAIIA, 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 représente le bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement.

Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation des données sectorielles et consolidées. La direction se sert du BAIIA et 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, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux participations ne donnant pas le contrôle sur une base consolidée. La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de la capacité de la société de générer un bénéfice.

Les FTD sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des 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, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs 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 hors PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs 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 latents liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés touchés par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières hors PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs sans effort déraisonnable.

Nos mesures financières hors PCGR et nos ratios hors PCGR décrits ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et ne sont pas considérés 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 hors PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.

ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS 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 HORS PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR

OLÉODUCS

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES 

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

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

 

SOURCE Enbridge Inc.