CALGARY, le 2 août 2019 /CNW/
- Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui les résultats financiers du deuxième trimestre
de 2019 et a présenté un compte rendu
trimestriel.
POINTS SAILLANTS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE
2019
(Tous les montants sont non audités et sont en
dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1 736 M$ ou 0,86 $ par action
ordinaire pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 1
071 M$ ou 0,63 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de
2018; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs
inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
- Bénéfice ajusté de 1 349 M$ ou 0,67 $ par action ordinaire pour
le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 1 094 M$ ou 0,65 $
par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2018
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 3 208 M$ au deuxième trimestre de 2019, comparativement
à 3 165 M$ au deuxième trimestre de 2018
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2
494 M$ pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 3 344
M$ pour le deuxième trimestre de 2018
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 310 M$ pour le
deuxième trimestre de 2019, comparativement à 1 858 M$ pour le
deuxième trimestre de 2018
- Confirmation des prévisions de FTD par action se situant entre
4,30 $ et 4,60 $ pour 2019
- Lancement d'un appel de soumissions pour conclure des ententes
de transport garanti par contrat sur le réseau d'oléoducs principal
en prévision de l'échéance de l'entente de tarification
concurrentielle (« ETC ») en juin 2021
- Lancement d'un appel de soumissions visant l'augmentation de 50
kb/j du débit du pipeline Express prévue pour le premier trimestre
de 2020
- Annonce de nouveaux projets de
croissance garantis de 2 G$ au sein des entreprises de services
publics et d'énergie renouvelable
- Sélection de la société par Venture Global pour desservir son
projet de LGN de Plaquemines, en Louisiane, au moyen de l'inversion
et du prolongement d'une canalisation latérale du réseau Texas
Eastern, sous réserve d'une décision d'investissement définitive
positive à l'égard de l'installation de LGN
- Entrée en service du prolongement Stratton Ridge du réseau principal Texas Eastern
d'un montant de 0,2 G$ US
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
« Nous sommes très satisfaits d'avoir généré, une fois de
plus, de solides résultats financiers et d'exploitation pour le
trimestre écoulé, a déclaré Al Monaco, président et chef
de la direction d'Enbridge. Sur le plan de l'exploitation, tous nos
réseaux principaux continuent de fonctionner presque à pleine
capacité. Nous avons connu une forte demande de transport de
pétrole brut depuis nos réseaux de l'Ouest canadien et de Bakken
vers les marchés de la côte américaine du golfe du Mexique, et
notre secteur Transport de gaz continue de bénéficier d'une demande
élevée. Notre secteur Distribution de gaz en Ontario a connu des volumes élevés durant un
deuxième trimestre plus froid que la normale, et nous avons
également tiré parti d'occasions d'optimisation intéressantes pour
notre secteur Services énergétiques. Fait à noter, nous avons
obtenu des projets d'investissement garantis totalisant 2,5 G$
pour tous nos secteurs d'activité, dans le cadre de structures
commerciales avantageuses correspondant à notre modèle d'affaires à
faible risque axé sur les pipelines et les services publics, qui
nous permettront de poursuivre notre croissance au-delà de
2020.
« Notre rendement d'exploitation, allié aux nouveaux
projets entrés en service au cours du dernier exercice, s'est
traduit par un BAIIA et des FTD records au deuxième trimestre.
Par conséquent, nous continuons de nous attendre à des résultats
pour l'exercice complet se situant approximativement au milieu de
notre fourchette de prévisions de FTD pour 2019, soit entre 4,30 $
et 4,60 $ par action.
« Outre nos solides résultats, nous avons également fait
progresser les principales initiatives de chacun de nos secteurs
d'activité durant le trimestre. Le secteur Oléoducs a lancé
aujourd'hui un appel de soumissions relativement aux services
garantis sur le réseau principal. Ce secteur procède également à
plusieurs optimisations du réseau principal qui seront achevées
plus tard au cours de l'exercice ainsi qu'à l'augmentation du débit
du pipeline Express, dont l'entrée en service est prévue pour le
début de 2020.
« En ce qui a trait au tronçon américain du programme de
remplacement de la canalisation 3, au Minnesota, nous attendons les directives de la
Minnesota Public Utilities Commission (« MNPUC ») à
l'égard du processus à suivre et des échéances à respecter afin de
remédier à un manquement énoncé dans une étude d'impact
environnemental et relevé par la Cour d'appel du Minnesota en juin. La MNPUC a fait
publiquement part de sa volonté de régler cette situation
rapidement, et les organismes étatiques régissant l'émission des
permis ont confirmé leur intention de poursuivre le processus
d'émission de permis durant cette période, ce que nous voyons
d'un bon œil.
« Pour ce qui est du secteur Transport de gaz, nous
continuons de faire progresser les discussions au sujet du dossier
tarifaire touchant les réseaux Texas Eastern et Algonquin. Sur la
côte américaine du golfe du Mexique, nous recherchons activement
des occasions de favoriser le développement des services liés aux
LGN en tirant parti de nos structures pipelinières déjà présentes
dans la région; le fait que nous ayons récemment été sélectionnés
par Venture Global pour fournir des services de transport pour son
projet de LGN de Plaquemines en Louisiane est un bon exemple de ce
type d'occasion.
« Pour le secteur Distribution de gaz, nous avons récemment
obtenu deux nouveaux projets d'investissement garantis, totalisant
0,2 G$, afin de renforcer le réseau de distribution au sein de
notre zone de desserte actuelle, ce qui nous permettra d'obtenir de
solides rendements fondés sur le coût du service. Nous poursuivons
également la mise en œuvre d'initiatives d'efficacité à la suite du
récent regroupement.
« En ce qui a trait à nos activités de production
d'énergie, nous avons annoncé aujourd'hui que nous irons de l'avant
avec le premier de nos quatre parcs éoliens extracôtiers en cours
d'aménagement en France, que nous
détenons en partenariat avec EDF Renouvelables. Le parc éolien
extracôtier de Saint-Nazaire d'une
capacité de 480 MW se situera au large de la côte nord-ouest
de la France. Notre investissement
d'un montant brut de 1,8 G$ s'appuie sur une entente d'achat
d'électricité à prix fixes correspondant parfaitement à notre
modèle d'affaires à faible risque et permettant d'obtenir un
rendement des capitaux propres solide. Pour l'avenir, nous voyons
un grand potentiel de croissance de nos activités de production
d'énergie renouvelable extracôtières en Europe, ce qui favorisera la croissance de la
société au-delà de 2020.
« Sur le plan stratégique, les mesures que nous avons
prises au cours du dernier exercice pour simplifier et assainir
notre bilan ainsi que pour faire la transition vers un modèle
d'affaires axé exclusivement sur les pipelines et les services
publics ont contribué à réduire les risques auxquels nous faisons
face et à nous positionner favorablement pour saisir les occasions
qui se présenteront à nous dans l'avenir. Nous continuons de mettre
l'accent sur nos principales priorités de l'exercice, notamment,
obtenir de solides résultats financiers et d'exploitation, générer
des rendements fiables, faire des ajouts à notre portefeuille de
projets garantis, maintenir notre santé financière et continuer
d'autofinancer nos nouveaux projets de croissance. Afin de
favoriser la croissance, nous prévoyons tirer le maximum d'un large
éventail d'occasions de croissance interne au sein de nos zones de
desserte. Nous croyons que ces initiatives contribueront à
maximiser la valeur que nous offrons à nos actionnaires et nous
permettront de mettre en œuvre notre proposition attrayante pour
les investisseurs.
« Enfin, l'une des canalisations de gaz naturel de notre réseau
Texas Eastern près de Danville, au
Kentucky, a subi hier une rupture.
Il y a eu un décès confirmé, et nous en sommes profondément
attristés. Notre première préoccupation concerne les personnes
touchées par cet incident et notre priorité est d'assurer la
sécurité de la collectivité. Notre équipe est sur place pour leur
fournir le soutien et les ressources nécessaires. Par ailleurs, le
National Transportation Safety Board est sur les lieux pour mener
une enquête et nous soutenons activement son travail. La
canalisation touchée ne sera remise en service que lorsqu'elle
pourra l'être en toute sécurité. Cet incident nous rappelle avec
insistance que la sécurité de nos réseaux est et demeurera toujours
notre principale priorité.
« 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 du semestre clos le 30
juin 2019 sont résumés dans le tableau ci‑après :
|
|
|
|
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
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
|
1
736
|
1 071
|
|
3
627
|
1 516
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,86
|
0,63
|
|
1,80
|
0,90
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
494
|
3 344
|
|
4
670
|
6 538
|
BAIIA
ajusté1
|
3
208
|
3 165
|
|
6
977
|
6 571
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
349
|
1 094
|
|
2
989
|
2 469
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,67
|
0,65
|
|
1,48
|
1,47
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
310
|
1 858
|
|
5
068
|
4 170
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
018
|
1 695
|
|
2
017
|
1 690
|
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 665 M$, ou 0,23 $ par
action, pour le deuxième 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 la variation des gains
et des pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments
dérivés d'une période à l'autre. Une réduction hors trésorerie de
la valeur des stocks de pétrole brut et de gaz naturel du secteur
Services énergétiques pour la ramener au moindre du coût et de la
valeur de marché a atténué l'augmentation du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR.
Le bénéfice ajusté au deuxième trimestre de 2019 a augmenté de
255 M$. Cette hausse est principalement attribuable aux
solides résultats d'exploitation d'un grand nombre des unités
fonctionnelles de la société ainsi qu'à de nouveaux projets entrés
en service 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 0,02 $ comparativement à la même période en
2018, ce qui rend compte du nombre plus élevé d'actions à la suite
de l'acquisition par Enbridge, financée 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 au quatrième trimestre de 2018.
Les FTD ont totalisé 2 310 M$ pour le deuxième
trimestre, soit une augmentation de 452 M$ par rapport à la
période correspondante de 2018, ce qui s'explique principalement
par les facteurs énoncés précédemment.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci‑après présente
l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une
analyse.
MISE À JOUR SUR LES PROJETS GARANTIS
La société a annoncé aujourd'hui qu'elle allait de l'avant avec
de nouveaux projets de croissance totalisant 2 G$ pour
plusieurs de ses secteurs d'activité. Ces projets, alliés aux
projets annoncés au premier trimestre, permettront de prolonger la
croissance de la société au‑delà de 2020.
Enbridge Gas Inc. (« EGI ») procédera à des travaux de
modernisation et de renforcement de son réseau totalisant
0,2 G$ à Windsor et à
Owen Sound, en Ontario. Ces nouveaux projets d'investissement
permettront d'obtenir un rendement fondé sur le coût du service aux
termes de la structure de tarification incitative nouvellement
approuvée. Ces projets devraient entrer en service au quatrième
trimestre de 2020.
La société va également de l'avant avec son premier projet
éolien extracôtier en France. Le
projet de Saint-Nazaire s'appuie
sur des ententes d'achat d'électricité à prix fixes d'une durée de
20 ans conclues avec l'État français, assorties d'une protection
unique relative à la production d'électricité supplémentaire,
permettant d'obtenir un rendement élevé s'appuyant sur un modèle
commercial éprouvé. La participation d'Enbridge dans l'entreprise
de développement détenue avec EDF Renouvelables est de
50 %. La quote-part de l'investissement total dans le projet
qui revient à la société s'établit à 1,8 G$. L'apport en
capitaux d'Enbridge s'élèvera à 0,3 G$, le reste de la
construction devant être financé au moyen d'un emprunt sans recours
lié au projet. L'entrée en service de ce projet est prévue pour la
fin de 2022.
En ce qui a trait au secteur Distribution de gaz, bien que cela
ne fasse pas partie des projets d'investissement garantis de la
société, Enbridge a récemment obtenu les droits de desserte du
projet de LGN de Plaquemines de Venture Global, en Louisiane, au
moyen de l'inversion et du prolongement, pour un montant de 0,5 G$,
d'une canalisation latérale du réseau Texas Eastern, sous réserve
d'une décision d'investissement définitive positive relativement à
l'installation de LGN.
CONTRATS RELATIFS AU RÉSEAU PRINCIPAL
Le 2 août, après plusieurs mois de consultations et de
négociations avec ses expéditeurs, Enbridge a lancé un appel de
soumissions visant les services de transport pour son réseau
d'oléoducs principal. Une fois le projet de remplacement de la
canalisation 3 achevé, la capacité du réseau principal atteindra
3,225 Mb/j, dont un maximum de 2,9 Mb/j par jour seront sous
contrats alors que les 325 kb/j restants demeureront en service
sans engagement. L'appel de soumissions permettra aux expéditeurs
de conclure des contrats à long terme d'accès prioritaire au réseau
principal à l'échéance de l'ETC, le 30 juin 2021.
Les principaux éléments de l'appel de soumissions comprennent ce
qui suit :
- Structure de contrat d'achat ferme ou fondé sur des
exigences
- Durées de 8 à 20 ans assorties d'escomptes sur les volumes plus
élevés ou sur les durées plus longues
- Disponibilité d'une capacité de 10 % en tout temps
L'appel de soumissions a été structuré de manière à assurer un
processus juste et transparent pour tous les expéditeurs
potentiels, y compris les expéditeurs de moindre volume. L'appel de
soumissions prendra fin le 2 octobre 2019.
INITIATIVES RELATIVES AU TRANSPORT DE LA PRODUCTION DU
BSOC
Vers la fin de 2019, la société s'attend à acheminer un débit
supplémentaire de 85 kb/j sur son réseau principal, ce qui se
rapproche de la limite supérieure de la fourchette de 50 à 100 kb/j
établie antérieurement. Ce débit supplémentaire sera atteint dans
le respect de la capacité et des paramètres d'exploitation actuels
du réseau de la société grâce à des occasions d'efficacité sur le
plan de l'acheminement et de la réception, à l'optimisation des
types de qualité du brut et à la récupération de la capacité de la
canalisation 4, auparavant planifiée pour le début de 2020.
Ensemble, ces initiatives rentables au point de vue des capitaux
permettront de répondre au besoin à court terme de transport de la
production du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (« BSOC ») de
manière efficace sur le plan des coûts.
Le 3 juillet, la société a lancé un appel de soumissions à
l'égard de l'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 entrer en service au premier trimestre de 2020.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS
La société dispose dorénavant d'un portefeuille de projets
garantis d'environ 19 G$ à diverses étapes d'exécution qui
comprend environ 2,5 G$ de projets garantis obtenus depuis le
début de l'exercice. 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.
Au deuxième trimestre, la société a mis en service le
prolongement Stratton Ridge du
réseau Texas Eastern d'un montant de 0,2 G$ US. Ce
projet s'appuie sur des contrats d'achat ferme à long terme et
contribue à la stratégie d'augmentation des exportations de LGN de
la société vers la côte américaine du golfe du Mexique.
Parmi les projets en cours devant être terminés en 2019, les
deux plus importants sont l'investissement de 0,7 G$ US
dans le pipeline Gray Oak et
l'investissement de 1,1 G$ dans le projet éolien extracôtier
HoHe See en Allemagne. Le pipeline Gray
Oak devrait être terminé d'ici la fin de l'exercice, et les
volumes devraient atteindre la capacité visée au premier trimestre
de 2020 en raison du besoin pressant de capacité supplémentaire de
transport de pétrole brut hors du bassin permien.
L'exécution du projet HoHe See d'une capacité de 497 MW se
poursuit comme prévu, l'électricité ayant commencé à être produite
à la mi-juillet, et le projet devant atteindre sa pleine capacité
au quatrième trimestre de 2019 alors que les dernières turbines
seront raccordées au reste du réseau.
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.
Les travaux de remplacement du tronçon canadien du pipeline sont
maintenant pratiquement achevés. Au Wisconsin, la nouvelle canalisation a été mise
en service en 2018, et la
construction reste à faire pour le reste du tronçon américain, soit
au Dakota du Nord, où tous les permis ont essentiellement été
obtenus, et au Minnesota. Au
Minnesota, le processus
d'obtention des permis est en cours auprès de tous les organismes
fédéraux et étatiques pertinents, y compris l'U.S. Army Corps
of Engineers, le département des Ressources naturelles du
Minnesota, l'Agence de contrôle de
la pollution du Minnesota et
d'autres organismes d'État locaux au Minnesota.
Le 3 juin 2019, la Cour d'appel du Minnesota a rendu une décision sur la
détermination de la pertinence par la Minnesota Public Utilities
Commission (« MNPUC ») de l'étude d'impact
environnemental (« EIE »). Bien qu'elle ait rejeté huit
des neuf parties de la décision portées en appel, la Cour d'appel
du Minnesota a cerné une question
qui l'a incitée à infirmer la détermination de la pertinence. La
Cour a ordonné à la MNPUC de réaliser des analyses de modélisation
des déversements dans le bassin du lac Supérieur. Le 3 juillet
2019, plusieurs des parties ayant interjeté appel au sujet de l'EIE
ont déposé des requêtes auprès de la Cour suprême du Minnesota pour qu'elle examine la décision
rendue le 3 juin 2019 par la Cour d'appel du Minnesota. La MNPUC et Enbridge ont réagi à
ces requêtes le 23 juillet 2019, et
la Cour suprême du Minnesota doit
déterminer s'il y a lieu ou non de procéder à un examen
supplémentaire d'ici le 3 septembre 2019.
En ce qui a trait aux permis environnementaux, la modélisation
des déversements exigée par la Cour d'appel est une exigence pour
finaliser d'autres permis délivrés par l'État. À l'heure actuelle,
d'ici à ce qu'elle reçoive de la MNPUC de l'information
supplémentaire sur les délais de réalisation des travaux, Enbridge
n'est pas en mesure de déterminer quand elle aura en sa possession
tous les permis nécessaires. La MNPUC a indiqué le 3 juillet 2019
son intention de recueillir des commentaires du public et de
travailler rapidement pour remédier au manquement énoncé dans
l'EIE. De plus, les organismes étatiques régissant l'émission des
permis ont confirmé leur intention de poursuivre le processus
d'émission des permis parallèlement au processus de la MNPUC. 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
régissant l'émission des permis 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$, pour le
remplacement des tronçons combinés de la canalisation 3. Cependant,
à l'heure actuelle, la société ne prévoit aucune incidence sur le
coût en capital qui pourrait avoir des répercussions significatives
sur la situation et les perspectives financières d'Enbridge.
MISE À JOUR SUR LE PROCESSUS RÉGLEMENTAIRE VISANT LE
TRANSPORT DE GAZ
L'une des priorités stratégiques de la société est d'assurer des
rendements opportuns et justes pour les immobilisations existantes
et nouvelles sur les réseaux de transport de gaz naturel de la
société aux États‑Unis. Enbridge continue de travailler activement
avec la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC »)
et avec les clients et les intervenants pour faire avancer les
dossiers tarifaires et les discussions visant un règlement à
l'égard des réseaux Texas Eastern, Algonquin et East Tennessee. En ce qui a trait au réseau
Texas Eastern, les discussions se poursuivent, et il est prévu
qu'un règlement négocié sera obtenu ou qu'une demande d'appel sera
déposée relativement au dossier tarifaire. Dans un cas comme dans
l'autre, la voie à suivre pour arriver à une solution devrait être
déterminée avant la fin de l'exercice. La société a également
entamé un début de discussions tarifaires avec les clients du
réseau Algonquin en vue d'arriver à un règlement préétabli pour ce
réseau. Enfin, en ce qui concerne le réseau East Tennessee, une entente de règlement a été
déposée le 23 mai 2019 et une
ordonnance de la FERC est attendue sous peu.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT
En 2018, Enbridge a conclu des ententes visant la vente d'actifs
non essentiels de plus de 7,8 G$. Le produit de la vente de
ces actifs a procuré à la société une souplesse financière beaucoup
plus grande pour assainir davantage son bilan et autofinancer son
programme de croissance garanti, qui comprend de nouveaux projets
garantis de 2 G$ au deuxième trimestre. Au 30 juin 2019, 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.
Le retard dans l'entrée en service de la nouvelle canalisation 3
initialement prévue pour la fin de 2019 ne devrait pas avoir
d'incidence significative sur les ratios d'endettement. Bien que
toute future réduction de la dette de la société en deçà des
paramètres de crédit visés - en l'absence de tout nouvel
investissement - puisse s'écarter légèrement de ce qui était prévu,
les paramètres de crédit devraient aisément se situer dans la
fourchette de prévisions à long terme de la société.
RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME 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 deuxième trimestre de
2019.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
992
|
1 322
|
4
064
|
2 478
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
941
|
1 014
|
1
961
|
1 140
|
Distribution de
gaz
|
390
|
370
|
1
052
|
1 006
|
Production et
transport d'énergie renouvelable
|
94
|
126
|
218
|
235
|
Services
énergétiques
|
221
|
35
|
227
|
204
|
Éliminations et
divers
|
107
|
(118)
|
355
|
(397)
|
BAIIA
|
3
745
|
2 749
|
7
877
|
4 666
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
736
|
1 071
|
3
627
|
1 516
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
494
|
3 344
|
4
670
|
6 538
|
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 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
766
|
1 629
|
3
495
|
3 256
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
936
|
1 032
|
1
976
|
2 078
|
Distribution de
gaz
|
390
|
369
|
1
083
|
1 015
|
Production et
transport d'énergie renouvelable
|
100
|
125
|
223
|
264
|
Services
énergétiques
|
88
|
62
|
264
|
84
|
Éliminations et
divers
|
(72)
|
(52)
|
(64)
|
(126)
|
BAIIA
ajusté1,3
|
3
208
|
3 165
|
6
977
|
6 571
|
Investissements de
maintien
|
(269)
|
(294)
|
(448)
|
(459)
|
Charge
d'intérêts1
|
(662)
|
(703)
|
(1
346)
|
(1 355)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(53)
|
(82)
|
(211)
|
(157)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables
|
(54)
|
(306)
|
(100)
|
(599)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice
des satellites1
|
189
|
114
|
283
|
177
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(87)
|
(191)
|
(174)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
33
|
28
|
86
|
104
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
14
|
23
|
18
|
62
|
FTD3
|
2
310
|
1 858
|
5
068
|
4 170
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
018
|
1 695
|
2
017
|
1 690
|
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 deuxième trimestre de 2019 ont augmenté de
452 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 :
- Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au
solide rendement d'exploitation et à l'apport accru des nouveaux
projets mis en service, contrebalancée en partie par l'absence
d'apport des actifs non essentiels vendus en 2018. Pour un
complément d'information sur le rendement des secteurs d'activité,
se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur
ci-après.
- Baisse des distributions aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables à la suite du rachat par Enbridge des titres détenus
par le public des entités détenues à titre de promoteur au
quatrième trimestre de 2018.
- Hausse des distributions sur les titres de participation en
excédent de la quote-part du bénéfice des satellites, attribuable à
une solide performance et à la mise en service de nouvelles
participations dans des satellites.
- Baisse des coûts de financement attribuable à la diminution de
la charge d'intérêts grâce à l'affectation du produit de la vente
d'actifs non essentiels au dernier exercice à la réduction de la
dette, annulée en partie par l'augmentation des émissions de titres
de créance et de titres hybrides au cours de la même période.
- Baisse des investissements de maintien en raison de
l'échéancier des décaissements pour dépenses de maintien en
2019.
- Diminution des impôts exigibles en raison du moment de la
comptabilisation de l'incidence de récentes modifications de la loi
fiscale canadienne entrant en vigueur au deuxième semestre de
2019.
BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté2
|
3
208
|
3 165
|
6
977
|
6 571
|
Amortissement
|
(842)
|
(829)
|
(1
682)
|
(1 653)
|
Charge
d'intérêts1
|
(643)
|
(677)
|
(1
311)
|
(1 299)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(279)
|
(233)
|
(767)
|
(489)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
|
|
|
|
|
participations ne
donnant pas le contrôle
rachetables1
|
1
|
(243)
|
(37)
|
(483)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(89)
|
(191)
|
(178)
|
Bénéfice
ajusté2
|
1
349
|
1 094
|
2
989
|
2 469
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,67
|
0,65
|
1,48
|
1,47
|
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 255 M$ au deuxième
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. D'autres facteurs de variation
notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui
suit :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison de la mise
en service de nouveaux actifs, déduction faite de la charge
d'amortissement qui n'est plus comptabilisée pour les actifs ayant
été classés comme détenus en vue de la vente ou ayant été vendus en
2018.
- Baisse des coûts de financement en raison de la diminution de
la charge d'intérêts attribuable au remboursement de la dette
depuis le deuxième semestre de 2018, contrebalancée en partie par
l'augmentation des émissions de titres de créance et de titres
hybrides au cours de la même période.
- Hausse de la charge d'impôts attribuable en partie à
l'accroissement du bénéfice avant impôts et à l'augmentation du
taux d'imposition effectif. L'augmentation d'une période à l'autre
du taux d'imposition effectif s'explique en partie par le rachat
des sociétés en commandite principales aux États‑Unis, Enbridge
Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP, ce qui a
donné lieu à l'imposition de la société sur la totalité plutôt que
sur sa quote‑part de leurs bénéfices.
- Baisse du bénéfice attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle à la suite du rachat par Enbridge des titres
détenus par le public des entités détenues à titre de promoteur au
moyen d'opérations distinctes au quatrième trimestre de 2018.
Le bénéfice ajusté par action du deuxième trimestre de 2019 a
augmenté de 0,02 $ par rapport à celui du deuxième 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 plus élevé entre le dollar
américain et le dollar canadien au deuxième trimestre de 2019
(1,34 $ CA/$ US) comparativement à la période
correspondante de 2018 (1,29 $ 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 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal1
|
950
|
|
956
|
|
1
914
|
|
1 898
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
203
|
|
207
|
|
430
|
|
428
|
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du
|
|
|
|
|
|
|
|
|
milieu du
continent
|
265
|
|
161
|
|
481
|
|
339
|
|
Autres2
|
348
|
|
305
|
|
670
|
|
591
|
|
BAIIA
ajusté3
|
1
766
|
|
1 629
|
|
3
495
|
|
3 256
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
|
|
|
|
|
|
|
|
|
en milliers
de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna4
|
2
661
|
|
2 636
|
|
2
689
|
|
2 631
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
818
|
|
1 719
|
|
1
785
|
|
1 751
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)6
|
4,15
|
$
|
4,07
|
$
|
4,15
|
$
|
4,07
|
$
|
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 deuxième trimestre de 2019 était de 1,19 $ US
(1,26 $ US au deuxième 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 137 M$
pour le deuxième 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 :
- BAIIA tiré du réseau principal reflétant la hausse du débit,
découlant de l'offre élevée et du maintien des initiatives
d'optimisation du réseau ainsi que de la hausse du TIC d'une
période à l'autre. Toutefois, cette augmentation du BAIIA a été
plus qu'annulée par la baisse du taux de change sur les contrats
utilisés pour couvrir les produits du tronçon canadien du réseau
principal libellés en dollars américains.
- Croissance de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe
du Mexique et du milieu du continent découlant de l'augmentation
des volumes pour les pipelines de Flanagan
Sud et Seaway en raison du réacheminement de volumes vers la
côte américaine du golfe du Mexique à la suite d'arrêts
d'exploitation de raffineries du marché PADD II.
- Augmentation dans l'unité Autres principalement attribuable au
débit élevé sur le réseau pipelinier Bakken.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
US Gas
Transmission
|
645
|
668
|
1
363
|
1 318
|
Transport de gaz au
Canada1
|
191
|
245
|
406
|
526
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
51
|
86
|
103
|
168
|
Autres
|
49
|
33
|
104
|
66
|
BAIIA
ajusté2
|
936
|
1 032
|
1
976
|
2 078
|
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 96 M$ au deuxième 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 :
- Baisse du BAIIA ajusté d'US Gas Transmission en raison de
dépenses d'intégrité plus élevées que prévu devant s'échelonner sur
le reste de l'exercice, contrebalancée en partie par des apports
accrus des nouveaux pipelines mis en service vers la fin de 2018, y
compris Valley Crossing.
- BAIIA des activités de transport de gaz au Canada d'une période à l'autre rendant compte
de l'absence de l'apport de l'entreprise canadienne de collecte et
de traitement de gaz naturel assujettie à la réglementation
provinciale, qui a été vendue le 1er octobre 2018. La
vente du reste des actifs réglementés par l'Office national de
l'énergie devrait se conclure au second semestre de 2019.
- BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États‑Unis reflétant
principalement l'absence du BAIIA de Midcoast Operating, L.P., dont
la vente a eu lieu le 1er août 2018.
- Croissance du BAIIA ajusté du poste « Autres » attribuable aux
apports de Big Foot Oil et des gazoducs extracôtiers, mis en
service en 2018.
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
373
|
354
|
1
015
|
926
|
Autres
|
17
|
15
|
68
|
89
|
BAIIA
ajusté1
|
390
|
369
|
1
083
|
1 015
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
340
|
350
|
1
059
|
1 019
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
|
|
3
723
|
3 679
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
593
|
557
|
2
639
|
2 457
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence
de température normale4
|
516
|
517
|
2
438
|
2 437
|
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 aux premier et quatrième trimestres en raison de la
consommation de volumes supérieurs durant la saison de chauffage et
moins élevé au troisième trimestre puisque les volumes sont
généralement inférieurs 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 augmenté de
21 M$ au deuxième 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 :
- Bénéfice accru de 4 M$ en raison des températures plus froides
dans les zones de desserte d'EGI au deuxième trimestre de 2019 qui
ont donné lieu à une consommation accrue comparativement à
2018, et coûts de distribution plus
élevés du fait notamment des augmentations des tarifs de
distribution et de l'accroissement de la clientèle.
- BAIIA avantagé d'environ 19 M$ par les températures plus
froides au deuxième trimestre de 2019 comparativement aux
prévisions de températures normales prises en compte dans les
tarifs.
PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
100
|
125
|
223
|
264
|
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 diminué de 25 M$ au deuxième 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 :
- Ressources éoliennes plus faibles, principalement aux parcs
éoliens aux États‑Unis, et rayonnement solaire plus faible sur les
installations d'énergie solaire de la société.
- Ces incidences ont été en partie annulées par l'apport plus
élevé du projet éolien extracôtier Rampion et par le meilleur
rendement d'exploitation de certains parcs éoliens au Canada.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
88
|
62
|
264
|
84
|
1 Un
rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de
26 M$ au deuxième 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 :
- Augmentation de l'apport au BAIIA des installations de pétrole
brut du secteur Services énergétiques attribuable à l'élargissement
de certains différentiels d'emplacement et de qualité au second
semestre de 2018 et au premier
trimestre de 2019, ce qui a rehaussé les possibilités de dégager
les marges bénéficiaires sur les services de transport réalisées
aux premier et deuxième trimestres de 2019.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Exploitation et
administration
|
(11)
|
1
|
52
|
(31)
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(61)
|
(53)
|
(116)
|
(95)
|
Perte ajustée
avant intérêts, impôts et
amortissement1
|
(72)
|
(52)
|
(64)
|
(126)
|
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), déduction faite 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 20 M$ au deuxième
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 :
- Hausse des charges d'administration et d'exploitation en 2019
en raison du moment du recouvrement de certaines charges
d'administration et d'exploitation attribuées aux secteurs
d'activité en 2018.
- Pertes plus élevées réalisées sur les règlements de couverture
du change principalement attribuables à la hausse du montant
nominal des dérivés de change, contrebalancées en partie par le
rétrécissement de l'écart défavorable entre le taux de change moyen
de 1,34 $ au deuxième trimestre de 2019 (1,29 $ au deuxième
trimestre de 2018) et le taux de
couverture au deuxième trimestre de 2019 de 1,24 $ (1,16 $ au
deuxième trimestre de 2018).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 2 août 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 deuxième
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 8543168#. La conférence sera diffusée en direct
sur Internet à l'adresse
https://edge.media-server.com/mmc/p/jiy5jnxx. 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 8543168#).
Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de
direction présentera des remarques préparées. Suivra une
période de questions et réponses à l'intention exclusive des
analystes financiers et des investisseurs. Après la conférence
téléphonique, les équipes des médias et des relations avec les
investisseurs d'Enbridge pourront répondre à toute autre
question.
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué
renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui
visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et
ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la
direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses
filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être
pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs
se reconnaissent à l'emploi de verbes comme
« entrevoir », « s'attendre à »,
« projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui
suit : le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice
(la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e);
le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e) par action; les FTD ou les FTD par action prévus; les flux
de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des entreprises de
la société; la vigueur et la souplesse financières; les attentes
quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources
financières; les paramètres de crédit et le niveau de la dette par
rapport au BAIIA prévus; 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 de
notre programme de croissance garanti sur le plan commercial; 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 notre
structure organisationnelle; 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; 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'œuvre 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 notre
politique de versement de dividendes sur les flux de trésorerie
futurs de la société; 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'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 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 notre politique en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant notre entreprise, 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, au Québec et au
Nouveau-Brunswick et produisent environ 1 600 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
|
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 1er août 2019, le conseil d'administration de la
société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous
les dividendes sont payables le 1er septembre 2019
aux actionnaires inscrits le 15 août 2019.
|
Dividende par
action
|
|
Actions
ordinaires
|
0,73800 $
|
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375 $
|
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340 $
|
|
Actions privilégiées,
série C1
|
0,25647 $
|
|
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 3
|
0,25000 $
|
|
Actions privilégiées,
série 54
|
0,33596 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série 75
|
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, puis majoré pour passer
de 0,25395 $ à 0,25647 $ le 1er juin 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 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
|
5
|
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
|
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 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
992
|
1 322
|
4
064
|
2 478
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
941
|
1 014
|
1
961
|
1 140
|
Distribution de
gaz
|
390
|
370
|
1
052
|
1 006
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
94
|
126
|
218
|
235
|
Services
énergétiques
|
221
|
35
|
227
|
204
|
Éliminations et
divers
|
107
|
(118)
|
355
|
(397)
|
BAIIA
|
3
745
|
2 749
|
7
877
|
4 666
|
Amortissement
|
(842)
|
(829)
|
(1
682)
|
(1 653)
|
Charge
d'intérêts
|
(637)
|
(690)
|
(1
322)
|
(1 346)
|
(Charge) recouvrement
d'impôts
|
(436)
|
97
|
(1
020)
|
170
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables
|
2
|
(167)
|
(35)
|
(143)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(89)
|
(191)
|
(178)
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
736
|
1 071
|
3
627
|
1 516
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
766
|
1 629
|
3
495
|
3 256
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
936
|
1 032
|
1
976
|
2 078
|
Distribution de
gaz
|
390
|
369
|
1
083
|
1 015
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
100
|
125
|
223
|
264
|
Services
énergétiques
|
88
|
62
|
264
|
84
|
Éliminations et
divers
|
(72)
|
(52)
|
(64)
|
(126)
|
BAIIA ajusté
|
3
208
|
3 165
|
6
977
|
6 571
|
Amortissement
|
(842)
|
(829)
|
(1
682)
|
(1 653)
|
Charge
d'intérêts
|
(643)
|
(677)
|
(1
311)
|
(1 299)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(279)
|
(233)
|
(767)
|
(489)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
1
|
(243)
|
(37)
|
(483)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(89)
|
(191)
|
(178)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
349
|
1 094
|
2
989
|
2 469
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,67
|
0,65
|
1,48
|
1,47
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
|
3
745
|
2 749
|
7
877
|
4 666
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
(695)
|
282
|
(1
131)
|
559
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
--
|
10
|
--
|
1 067
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
21
|
29
|
65
|
126
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
--
|
--
|
--
|
33
|
Coûts liés à la
monétisation d'actifs
|
--
|
20
|
--
|
20
|
Réduction de valeur
des stocks au moindre du coût
et de la valeur de marché
|
138
|
16
|
144
|
16
|
Autres
|
(1)
|
59
|
22
|
84
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(537)
|
416
|
(900)
|
1 905
|
BAIIA ajusté
|
3
208
|
3 165
|
6
977
|
6 571
|
Amortissement
|
(842)
|
(829)
|
(1
682)
|
(1 653)
|
Charge
d'intérêts
|
(637)
|
(690)
|
(1
322)
|
(1 346)
|
(Charge) recouvrement
d'impôts
|
(436)
|
97
|
(1
020)
|
170
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables
|
2
|
(167)
|
(35)
|
(143)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(89)
|
(191)
|
(178)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêt
|
(6)
|
13
|
11
|
47
|
Impôts sur les
bénéfices
|
157
|
(330)
|
253
|
(659)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(1)
|
(76)
|
(2)
|
(340)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
349
|
1 094
|
2
989
|
2 469
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,67
|
0,65
|
1,48
|
1,47
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA PAR
SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1
766
|
1 629
|
3
495
|
3 256
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
227
|
(275)
|
570
|
(573)
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs -
actif détenu en vue de la vente
|
--
|
(10)
|
--
|
(154)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
--
|
(2)
|
--
|
(28)
|
Autres
|
(1)
|
(20)
|
(1)
|
(23)
|
Total des
ajustements
|
226
|
(307)
|
569
|
(778)
|
BAIIA
|
1
992
|
1 322
|
4
064
|
2 478
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
936
|
1 032
|
1
976
|
2 078
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
--
|
(4)
|
--
|
2
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs -
secteur intermédiaire aux États-Unis
|
--
|
--
|
--
|
(913)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
--
|
--
|
--
|
(7)
|
Autres
|
5
|
(14)
|
(15)
|
(20)
|
Total des
ajustements
|
5
|
(18)
|
(15)
|
(938)
|
BAIIA
|
941
|
1 014
|
1
961
|
1 140
|
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
390
|
369
|
1
083
|
1 015
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
4
|
2
|
8
|
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)
|
(1)
|
(39)
|
(3)
|
Total des
ajustements
|
--
|
1
|
(31)
|
(9)
|
BAIIA
|
390
|
370
|
1
052
|
1 006
|
PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
100
|
125
|
223
|
264
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
1
|
1
|
2
|
4
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
--
|
--
|
--
|
(33)
|
Autres
|
(7)
|
--
|
(7)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(6)
|
1
|
(5)
|
(29)
|
BAIIA
|
94
|
126
|
218
|
235
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
88
|
62
|
264
|
84
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
271
|
(11)
|
107
|
136
|
Réduction de valeur
des stocks en fonction du coût
ou de la valeur de marché, selon le moins élevé
des deux montants
|
(138)
|
(16)
|
(144)
|
(16)
|
Total des
ajustements
|
133
|
(27)
|
(37)
|
120
|
BAIIA
|
221
|
35
|
227
|
204
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Perte ajustée avant
intérêts, impôts et amortissement
|
(72)
|
(52)
|
(64)
|
(126)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste
valeur d'instruments dérivés
|
192
|
5
|
444
|
(131)
|
Coûts 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
|
(17)
|
(26)
|
(26)
|
(88)
|
Autres
|
4
|
(25)
|
1
|
(32)
|
Total des
ajustements
|
179
|
(66)
|
419
|
(271)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
107
|
(118)
|
355
|
(397)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - RENTRÉES
DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
ET FTD
|
Trimestres clos
les 30 juin
|
Semestres clos
les 30 juin
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2
494
|
3 344
|
4
670
|
6 538
|
Montant ajusté pour les
variations des actifs et des
passifs d'exploitation1
|
12
|
(978)
|
679
|
(1 600)
|
|
2
506
|
2 366
|
5
349
|
4 938
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas
le contrôle rachetables
|
(54)
|
(306)
|
(100)
|
(599)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(87)
|
(191)
|
(174)
|
Investissements de
maintien2
|
(269)
|
(294)
|
(448)
|
(459)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées
dans les produits3
|
33
|
28
|
86
|
104
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
27
|
38
|
71
|
170
|
Distributions
provenant des participations dans
des satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs4
|
129
|
75
|
190
|
188
|
Autres
éléments
|
34
|
38
|
111
|
2
|
FTD
|
2
310
|
1 858
|
5
068
|
4 170
|
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.