CALGARY, le 14 févr. 2020
/CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui les résultats financiers du
quatrième trimestre et de l'exercice 2019 et a présenté
un compte rendu trimestriel.
POINTS SAILLANTS
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars
canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 5 322 M$ ou 2,64 $ par action
ordinaire, comparativement à 2 515 M$ ou 1,46 $ par action
ordinaire pour 2018
- Bénéfice ajusté de 5 341 M$ ou 2,65 $ par action ordinaire pour
2019, comparativement à 4 568 M$ ou 2,65 $ par action ordinaire
pour 2018
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 13 271 M$ pour 2019, comparativement à 12 849 M$ pour
2018
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 9
398 M$ pour 2019, comparativement à 10 502 M$ pour 2018
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 9 224 M$ pour
2019, comparativement à 7 618 M$ pour 2018
- Atteinte de l'extrémité supérieure de la fourchette de 4,30 $ à
4,60 $ des objectifs de FTD par action pour l'exercice
- Confirmation des objectifs de FTD par action de 4,50 $ à 4,80 $
pour 2020, ainsi que des perspectives de croissance à long terme de
5 % à 7 % des FTD par action, compte tenu d'un modèle
d'autofinancement par actions
- Majoration de 9,8 % du dividende trimestriel à 0,81 $ par
action pour 2020, laquelle reflète l'excellent rendement
opérationnel et financier et les perspectives de la société
- Livraison de 100 milliers de barils par jour (« kb/j »)
attribuable aux travaux planifiés d'optimisation du réseau
principal, qui a fourni une capacité de transport plus que
nécessaire pour les producteurs de l'Ouest canadien
- Mise en service, au quatrième trimestre, de nouveaux projets
d'une valeur de 7 G$, dont le projet d'investissement de 0,7 G$ US
dans le pipeline Gray Oak, le projet
éolien extracôtier Hohe See de 1,1 G$ en Allemagne et le projet de
remplacement de la canalisation 3 du tronçon canadien, en vertu
d'une entente prévoyant des droits supplémentaires provisoires
- Dépôt de la demande réglementaire concernant la mise sous
contrat du réseau d'oléoducs principal le 19 décembre, avec l'appui
d'expéditeurs représentant plus de 70 % du débit actuel
- Le 3 février 2020, reconfirmation, de la part de la Minnesota
Public Utilities Commission (« MPUC »), de l'attestation en ce qui
a trait à l'étude d'impact environnemental (« EIE ») définitive
portant sur le projet de remplacement de la canalisation 3, au
certificat de nécessité et à l'approbation du tracé.
- Avancement de notre stratégie d'approvisionnement de GNL, avec
l'annonce d'un contrat d'agrandissement de notre réseau en vue
d'alimenter les installations de GNL d'Annova au port de
Brownsville, au Texas, et d'ententes en vue d'acquérir le
projet de développement du pipeline Rio
Bravo et d'alimenter les installations de GNL de Rio
Grande
- Clôture de la deuxième phase de la vente dans le secteur
intermédiaire au Canada, qui
conclut avec succès le programme de vente d'actifs de 8 G$ annoncé
précédemment, et réalisation d'un ratio dette/BAIIA de 4,5 fois à
la fin de l'exercice
- Annonce de la vente, pour 0,2
G$, de l'oléoduc de raccordement Montana-Alberta, qui accroîtra davantage la souplesse
financière
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
« Enbridge a connu une année réussie en 2019, a
déclaré Al Monaco, président et chef de la
direction d'Enbridge. Notre modèle à faible risque axé sur les
pipelines et les services publics a continué de se traduire par de
solides résultats financiers et nous avons fait progresser nos
priorités stratégiques dans plusieurs domaines. »
« Chacune de nos principales activités a dégagé
d'excellents résultats en 2019, ce qui a donné lieu
à des FTD par action se situant à l'extrémité supérieure de la
fourchette prévisionnelle pour l'exercice. Le réseau
d'oléoducs principal a enregistré un débit annuel record,
nos gazoducs ont affiché un fort taux d'utilisation, et nous
tirons parti des synergies créées par la fusion de nos
activités axées sur les services publics en Ontario.
En plus de dégager un rendement élevé pour notre entreprise,
nous avons mis en service de nouveaux projets d'une valeur de
9 G$, notamment le projet de remplacement du tronçon canadien
de la canalisation 3. L'attention que nous portons à
l'optimisation de notre entreprise de base et à l'exécution de
notre programme de croissance garanti continue de dégager des
flux de trésorerie fortement prévisibles et croissants et
nous a permis d'accroître le dividende annuel pour nos actionnaires
de façon exceptionnelle, soit de 10 % en 2019 et de 9,8 % en 2020. »
« Nous avons affiché une utilisation élevée et un solide
rendement financier dans l'ensemble de nos activités, malgré
un incident majeur qui s'est produit sur notre réseau de
gaz naturel au Kentucky. La sécurité de nos réseaux
demeure une priorité absolue et nous redoublons d'efforts pour nous
assurer que nos pipelines demeurent les plus sûrs de
l'industrie. »
« Dans le secteur Oléoducs, nous avons mené à bien
notre plan d'optimisation du réseau principal en vue d'en augmenter
le débit de 100 kb/j avant la fin de 2019. Nous prévoyons
réaliser de nouveaux travaux d'optimisation du réseau principal
afin de dégager un débit supplémentaire de 50 kb/j et nous
nous préparons à l'agrandissement du pipeline Express
en vue d'accroître le débit de 50 kb/j de plus
en 2020. Ces mesures fourniront aux producteurs
du BSOC une capacité supplémentaire d'au moins
200 kb/j dont ils ont grandement besoin. »
« En ce qui a trait au tronçon américain du projet de
remplacement de la canalisation 3, la MNPUC a approuvé,
le 3 février, l'EIE ainsi que le rétablissement du certificat
de nécessité et d'approbation du tracé. Cette importante décision
de la MNPUC rend compte de l'examen le plus complet jamais
effectué à l'égard d'un projet de pipeline dans l'histoire
du Minnesota, et confirme la nécessité de remplacer le
pipeline. Nous continuerons de travailler en étroite collaboration
avec l'État et les organismes fédéraux responsables de
l'octroi des permis pour obtenir tous les permis nécessaires avant
de commencer la construction. »
« Par ailleurs, après près de deux années
d'intenses négociations avec nos expéditeurs, nous avons déposé
l'offre de contrats visant notre réseau principal de liquides
auprès de la Régie de l'énergie du Canada (la
« Régie »). L'offre de contrats d'accès prioritaire
constitue une réponse directe aux demandes de nos expéditeurs et
tient compte de leurs différents besoins. Ultimement, la conclusion
de contrats visant le réseau principal permettra à tous les
expéditeurs de disposer d'un accès prioritaire moyennant des droits
concurrentiels, et favorisera une nouvelle hausse des rentrées
nettes pour les producteurs du BSOC. Plus particulièrement, elle
permet de garantir la demande à long terme pour le pétrole brut
canadien, tout en assurant que tous les expéditeurs qui le
souhaitent peuvent participer à un processus équitable et
transparent d'appel de soumissions. Par exemple, nous avons
rendu cette offre accessible aux petits producteurs en réduisant le
volume minimum requis pour conclure un contrat et en introduisant
un contrat d'exigences à des modalités très
intéressantes. Nous nous attendons à ce que la Régie procède à
un examen minutieux de la demande d'approbation de l'offre de
contrats, ce qui nécessitera la collecte d'informations auprès
d'Enbridge et de l'ensemble du secteur. Nous avons donc inclus dans
notre demande 13 lettres provenant d'expéditeurs comptant pour
largement plus que 70 % du débit actuel du réseau principal afin
d'illustrer le soutien que nous recevons pour cette offre.»
« Nous avons aussi participé à l'avancement de notre
stratégie visant à étendre notre chaîne de valeur intégrée
de l'Ouest canadien jusqu'à la côte américaine
du golfe du Mexique. Nous poursuivons
notre projet de construction d'un terminal
à Jones Creek, au Texas,
lequel sera entièrement intégré à notre réseau
pipelinier Seaway et fournira une connectivité et des services
aux raffineries locales ainsi que des installations d'exportation.
Par ailleurs, nous avons obtenu une option visant l'achat
d'une participation directe dans un terminal d'exportation de
pétrole extracôtier pour très gros transporteurs de brut afin de
faire progresser la mise en œuvre de notre stratégie d'exportation
d'énergie sur la côte américaine
du golfe du Mexique. »
« Le secteur Transport de gaz et services
intermédiaires est en attente d'une décision de la FERC au sujet
d'une entente de règlement liée à Texas Eastern et entamera un
processus d'établissement des droits pour plusieurs autres
pipelines cette année. Il s'agit là d'étapes importantes qui nous
permettront d'ajuster les droits que nous facturons et d'établir le
mode de recouvrement des coûts de modernisation futurs. »
« Nous avons également poursuivi davantage l'avancement de
notre stratégie d'approvisionnement de GNL pour le
secteur Transport de gaz et services intermédiaires,
en tirant parti de notre position actuelle dans la région de
la côte américaine du golfe du Mexique pour annoncer la conclusion
d'ententes en vue d'alimenter les installations de GNL
d'Annova et de Rio Grande et d'acquérir le projet de
développement du pipeline Rio
Bravo. »
« Enfin, au quatrième trimestre, nous avons conclu la
deuxième phase de la cession d'actifs
du secteur intermédiaire au Canada, ce qui complète
notre programme de vente d'actifs de 8 G$. La vente de
ces actifs non essentiels a permis de renforcer notre état de la
situation financière et d'orienter nos activités sur notre modèle à
faible risque axé sur les pipelines et les services
publics. »
« Pour conclure, nous sommes satisfaits du rendement de la
société pour 2019 et de l'exécution réussie du plan triennal
que nous avions annoncé au début de 2017 après la fusion
avec Spectra. Alors que nous nous tournons vers le nouveau
plan triennal qui nous mènera à 2022, nos priorités
stratégiques demeurent centrées sur l'optimisation de notre
entreprise de base, l'exécution de notre programme de
croissance garanti et l'expansion de nos entreprises par des
investissements rentables dans les activités de concession. La
combinaison d'un solide état de la situation financière, d'une
affectation rigoureuse du capital et d'un modèle d'affaires à
faible risque nous place en excellente position pour générer des
rendements attrayants à long terme pour l'actionnaire », a conclu
M. Monaco.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre et
de l'exercice clos le 31 décembre 2019 sont
résumés dans le tableau ci‑après :
|
Trimestres
clos les
31 décembre
|
Exercices
clos les
31 décembre
|
|
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
|
746
|
1 089
|
5
322
|
2 515
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,37
|
0,60
|
2,64
|
1,46
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
1
993
|
2 503
|
9
398
|
10 502
|
BAIIA ajusté1
|
3
186
|
3 320
|
13
271
|
12 849
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
228
|
1 166
|
5
341
|
4 568
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,61
|
0,65
|
2,65
|
2,65
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
051
|
1 863
|
9
224
|
7 618
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
018
|
1 806
|
2
017
|
1 724
|
|
|
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 pour le quatrième trimestre
de 2019 a diminué de 343 M$, ou 0,23 $
par action, par rapport à la période correspondante
de 2018. La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a subi l'incidence de
certains facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation qui sont indiqués dans le tableau présentant le
rapprochement qui est joint à l'Annexe A du présent
communiqué.
Le bénéfice ajusté au quatrième trimestre de 2019
a augmenté de 62 M$. Cette hausse est principalement
attribuable aux solides résultats d'exploitation dans plusieurs
unités fonctionnelles de la société et des nouveaux projets mis en
service en 2019, contrebalancés en partie par le faible
rendement du secteur Services énergétiques par suite du
rétrécissement de certains écarts liés à l'emplacement et à la
qualité. Le bénéfice ajusté par action a diminué de
0,04 $ par rapport à celui de la période correspondante de
l'exercice précédent, ce qui reflète les mêmes facteurs
opérationnels susmentionnés, en partie contrebalancés par
l'augmentation du nombre d'actions qui s'explique par les actions
ordinaires émises par la société aux fins du rachat, au quatrième
trimestre de 2018, de participations dans ses entités détenues à
titre de promoteur qui étaient auparavant détenues dans le
public.
Le bénéfice ajusté de l'exercice 2019 a augmenté de
773 M$ par rapport à celui de l'exercice 2018. Cette
hausse est attribuable aux solides résultats d'exploitation dans
plusieurs unités fonctionnelles de la société ainsi que des
nouveaux projets mis en service en 2019 et à la fin de 2018.
Ces facteurs ont été en partie neutralisés par la cession de
certains actifs du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires, qui comprennent la partie sous réglementation
provinciale des actifs de collecte et de traitement du
gaz naturel canadien vendus le
1er octobre 2018, ainsi que
la cession de Midcoast Operating, L.P., vendue
le 1er août 2018.
Les FTD ont totalisé 2 051 M$ pour le
quatrième trimestre, en hausse de 188 M$ par rapport
à la période correspondante de 2018, tandis que
les FTD pour l'exercice 2019 se sont établis
à 9 224 M$, en hausse de 1 606 M$ par
rapport à ceux de 2018. Les hausses des FTD du
quatrième trimestre et de l'exercice 2019 par rapport
aux périodes correspondantes de 2018 sont largement
attribuables aux facteurs opérationnels susmentionnés, ainsi qu'à
la baisse des distributions aux participations ne donnant pas
le contrôle à la suite du rachat par la société des titres détenus
par le public de ses entités détenues à titre de promoteur.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur
ci‑après présente l'information financière sectorielle
détaillée ainsi qu'une analyse.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS
Au cours de l'exercice 2019, la société a mis en
service des projets de croissance garantis de 9 G$, dont
des projets d'une valeur de 7 G$ au quatrième trimestre. Ces
projets renforcent la présence d'Enbridge dans tous les secteurs
d'activités, en améliorant la sécurité du réseau principal
d'oléoducs, en renforçant la position concurrentielle du
secteur Oléoducs de la société sur
la côte américaine du golfe du Mexique, en
agrandissant et en prolongeant ses gazoducs, en achevant la
réalisation de son plus grand projet éolien extracôtier
en Europe et en effectuant des investissements dans son
secteur des services publics afin de renforcer son réseau de
distribution et de rejoindre de nouveaux clients. L'exécution
réussie du programme de croissance garanti de la société
en 2019 assure des bénéfices stables et une croissance
des flux de trésorerie et favorise l'avancement des
priorités stratégiques de la société.
Au quatrième trimestre, plusieurs projets ont été
mis en service, notamment :
- Un projet d'investissement de 0,7 G$ US dans le pipeline
Gray Oak, qui fournit une capacité
pipelinière supplémentaire de transport du pétrole brut hors de la
formation d'Eagle Ford et du bassin permien et s'appuie sur des
contrats d'achat ferme à long terme.
- Le projet éolien extracôtier Hohe See de 1,1 G$ et son
extension adjacente, qui sont entièrement opérationnels, dont la
capacité combinée s'élève à 609 MW et qui sont intégralement
garantis par un mécanisme de soutien des produits de 20 ans
réglementé par le gouvernement.
- Le projet de remplacement du tronçon canadien de la
canalisation 3 de 5,0 G$ (dont il est question au paragraphe
Remplacement de la canalisation
3).
Enbridge poursuit ses progrès quant à l'exécution de son
programme de capitaux de croissance garanti de 11 G$, qui
porte notamment sur des projets à diverses étapes d'exécution
dans tous les secteurs d'activités. Ces projets sont appuyés
par des contrats d'achat ferme à long terme, des accords
fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales à faible
risque similaires, et sont déployés sur de nombreux
territoires.
Stratégie à l'égard du GNL de la côte américaine du golfe du
Mexique
Enbridge a annoncé hier qu'elle avait conclu une convention
d'achat avec NextDecade visant l'acquisition du projet de
développement du pipeline Rio
Bravo. De plus, Enbridge et NextDecade ont négocié un accord
préalable qui entrera en vigueur à la clôture de la transaction et
aux termes duquel Enbridge assurera une capacité de transport ferme
sur le pipeline Rio Bravo aux
installations d'exportation de GNL de Rio Grande de NextDecade pour
une durée minimale de vingt ans. Le coût en capital lié au pipeline
est d'environ 1,2 G$ US, et le projet comporte des possibilités
d'expansion ultérieure sous réserve de l'obtention du FID et des
spécifications de conception finale de l'installation de GNL.
La société a également annoncé qu'elle avait signé un accord
préalable visant l'approvisionnement des installations de GNL
d'Annova au port de Brownsville,
au Texas, pour une durée minimale
de vingt ans, au moyen de l'agrandissement du réseau existant de
Valley Crossing. L'agrandissement sera soumis à l'obtention du FID
pour les installations d'Annova. Le coût en capital de
l'agrandissement devrait s'élever à environ 0,5 G$ US,
sous réserve des spécifications de conception finale des
installations de GNL.
Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$
est un élément important du portefeuille de projets garantis de la
société. Il s'agit d'un projet d'intégrité essentiel qui permettra
d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs
principal d'Enbridge.
La société a mis en service le
1er décembre 2019 le tronçon canadien du
projet de remplacement de la canalisation 3, qui comporte des
droits supplémentaires provisoires de 0,20 $ US
par baril. Ce projet de maintenance orienté sur la sécurité
témoigne de l'importance accordée à la protection de
l'environnement et à la poursuite d'activités d'exploitation qui
demeureront sécuritaires et fiables sur notre réseau principal
au Canada pendant longtemps encore. Le coût en capital
du projet de remplacement du tronçon canadien de la
canalisation 3 est légèrement inférieur au
budget prévu.
Au Minnesota, le département du
Commerce a publié l'EIE le 9 décembre et la MNPUC a recueilli les
commentaires du public jusqu'au 16 janvier 2020. Le 3 février 2020,
la MNPUC a approuvé la pertinence de l'EIE et rétabli le certificat
de nécessité et d'approbation du tracé, ouvrant la voie à la
construction du pipeline qui pourrait commencer une fois les permis
requis délivrés. Les organismes responsables de délivrer les permis
pour l'État et le gouvernement fédéral ont poursuivi leurs travaux,
y compris le démarrage du processus de consultation publique,
parallèlement à la poursuite du processus de la MNPUC.
Selon la date de mise en service
définitive, il existe un risque que le projet dépasse le total des
coûts estimatifs de la société, établi à 9 G$ pour l'ensemble
du projet de remplacement de la canalisation 3. Cependant, à
l'heure actuelle, la société ne prévoit aucune incidence sur le
coût en capital qui pourrait avoir des répercussions
significatives sur la situation et les perspectives financières
d'Enbridge.
AUTRES ACTUALITÉS
Conclusion de contrats pour le réseau principal
Le 19 décembre 2019, la société a présenté à la Régie
une demande au sujet de la mise en œuvre de contrats
visant le réseau principal d'oléoducs au Canada. La
demande visant le service souscrit et le service non souscrit
comprend les modalités, conditions et droits connexes pour chaque
service qui serait offert dans le cadre d'un appel de soumissions à
la suite de l'approbation par la Régie. Les droits et services
remplaceront l'entente de tarification concurrentielle (ETC)
actuelle, qui est en vigueur jusqu'au 30 juin 2021. Si aucun accord
de remplacement n'est conclu d'ici là, les droits en vertu
de l'ETC seront maintenus provisoirement.
La demande déposée par la société est le fruit de deux
années d'intenses négociations avec un groupe diversifié
d'expéditeurs et a été conçue de façon à harmoniser les intérêts de
ses expéditeurs et ceux d'Enbridge. Ces expéditeurs, qui comptent
pour largement plus que 70 % du débit actuel du réseau
principal, ont déposé des lettres à l'appui de la demande auprès de
la Régie, démontrant ainsi qu'ils soutiennent fortement l'offre de
contrats.
La demande souligne les avantages que comporte l'offre de
contrats du réseau principal à la fois pour les expéditeurs et pour
le public, notamment en raison de ce qui suit :
- Permet d'assurer la demande à long terme pour les barils de
pétrole lourd et léger des producteurs du BSOC sur les marchés les
plus lucratifs.
- Assure de meilleurs revenus nets pour les producteurs du
BSOC.
- Tarifs concurrentiels et stables pour les clients.
- Possibilité pour les expéditeurs en tout genre et de toute
taille de participer, en offrant aussi bien des contrats
traditionnels d'achat ferme que des contrats selon les besoins des
producteurs ou des raffineurs.
Le 16 janvier 2020, la Régie a publié une lettre
invitant les personnes intéressées à formuler des commentaires en
vue de dresser la liste des questions à prendre en considération au
cours de la procédure réglementaire et de discuter de questions
procédurales comme les procédés que la Régie pourrait mettre
en place afin de passer efficacement en revue la demande. Le
7 février 2020, Enbridge a répondu à la lettre de la Régie et
s'attend à ce que le processus réglementaire se déroule presque
tout au long de 2020.
Tunnel de la canalisation 5
Le 31 octobre 2019, la Cour du Michigan a
tranché en faveur d'Enbridge, reconnaissant
la constitutionnalité de la loi sur laquelle s'appuie
l'entente de tunnel conclue avec l'État du Michigan. Aux
termes de l'entente entre Enbridge et l'État du Michigan,
la société prévoit remplacer le pipeline double de la
canalisation 5 qui traverse dans le détroit de Mackinac
par un pipeline placé dans un tunnel sous-terrain enfoui
profondément sous le détroit, ce qui rendrait le pipeline encore
plus sûr. Ce tunnel moderne comportant des caractéristiques de
sécurité améliorées témoigne de l'engagement d'Enbridge à protéger
les ressources naturelles du Michigan. Enbridge projette de
commencer à déposer les demandes de permis auprès de l'État
afin de mettre en branle les travaux de construction du tunnel
destiné à la canalisation 5 sous le détroit au
premier trimestre de 2020.
Dossiers tarifaires sur le transport de gaz et les services
intermédiaires
L'une des priorités stratégiques de la société est d'assurer
des rendements opportuns et équitables sur les réseaux de
Transport de gaz naturel de la société
aux États‑Unis. À la suite de
longues négociations avec les expéditeurs au sujet du dossier
tarifaire de Texas Eastern, Enbridge a déposé auprès de
la FERC une entente de règlement le 28 octobre 2019.
Le 13 janvier 2020, le juge administratif a approuvé
cette entente de règlement incontestée auprès de la FERC, et
la société prévoit obtenir la décision de la part de cette dernière
au deuxième trimestre de 2020. La société a de plus
entamé des discussions tarifaires avec les clients du réseau
Algonquin et de East Tennessee Naturel Gas. Si les
parties ne parviennent pas à un règlement préétabli concernant ces
pipelines, Algonquin déposera un dossier tarifaire en vertu de la
section 4 du Natural Gas Act d'ici le
31 mars 2020 et East Tennessee Naturel Gas
déposera un dossier au deuxième trimestre de l'exercice en cours.
Par ailleurs, un processus de tarification est prévu en ce qui
a trait au tronçon américain du pipeline Alliance et au
pipeline des Maritimes et du nord-est des États-Unis au
deuxième trimestre de 2020.
MISE À JOUR SUR LA VENTE D'ACTIFS NON ESSENTIELS ET LE
FINANCEMENT
En décembre 2019, Enbridge a procédé à la clôture de
la vente de ses actifs canadiens du secteur intermédiaire
assujettis à la réglementation fédérale, achevant ainsi la
deuxième phase de la transaction de 4,3 G$.
Au total, la société a maintenant reçu un produit s'élevant à
environ 8 G$ tirés des ventes d'actifs non essentiels
précédemment annoncées. De plus, en janvier 2020, Enbridge a
conclu une entente visant la vente des actifs de transport de la
canalisation de raccordement Montana-Alberta pour un montant de 0,2 G$, sous
réserve de l'obtention de certaines approbations réglementaires et
du respect des conditions de clôture habituelles. La clôture de la
transaction devrait avoir lieu au premier trimestre de 2020.Ces
ventes procurent à la société une souplesse financière beaucoup
plus grande pour autofinancer son programme de croissance
garanti.
Sur le plan du financement, la société a poursuivi la mise en
œuvre de son plan de financement en procédant au
quatrième trimestre à des émissions de titres d'emprunt à
terme dépassant 3,5 G$. Ces émissions comprennent le placement
d'une tranche unique de billets à échéance de 10 ans de 1 G$
sur les marchés de capitaux d'emprunt canadiens par Enbridge
Inc. et le placement de trois tranches de billets à
taux fixe à échéance de 5 ans, de 10 ans et de
30 ans de 2 G$ US sur les marchés de
capitaux d'emprunt américains. Le produit a servi au
refinancement d'emprunts arrivant à échéance et au financement de
nouveaux projets de croissance respectant la capacité financière de
la société.
Au 31 décembre 2019, le ratio dette consolidée/BAIIA de la
société était de 4,5 fois pour les 12 derniers mois.
Ce ratio se situe dans la fourchette inférieure des 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.
PRÉVISIONS POUR 2020 ET
PERSPECTIVES DE CROISSANCE À LONG
TERME
À l'occasion de la conférence à l'intention des investisseurs de
décembre 2019, la société a fait part de ses principales
priorités stratégiques, qui sont centrées sur l'optimisation de ses
activités existantes, le maintien de sa souplesse financière et la
croissance prudente de ses principales concessions de
catégorie mondiale, soit les secteurs Oléoducs,
Transport de gaz et services intermédiaires et
Distribution et entreposage de gaz naturel. Ces priorités
comprennent ce qui suit :
- Assurer des activités sécuritaires et fiables et offrir des
solutions de transport efficaces et économiques aux clients.
- Améliorer les activités par l'optimisation des actifs, les
économies de coûts et la croissance à faible risque.
- Exécuter le programme d'investissements de croissance garanti
de 11 G$, y compris le tronçon américain du projet de remplacement
de la canalisation 3.
- Faire croître les entreprises essentielles en misant sur une
croissance interne efficiente et l'affectation rigoureuse du
capital.
La société a publié ses objectifs financiers
pour 2020, qui comprennent un BAIIA d'environ
13,7 G$ et des FTD se situant dans une fourchette de
4,50 $ à 4,80 $ par action. La société
a également annoncé la majoration en 2020 du
dividende trimestriel de 9,8 % pour le porter jusqu'à
0,81 $ par action, et ce à compter du dividende devant
être versé le 1er mars 2020
aux actionnaires inscrits le 14 février 2020. Pour les
exercices après 2020, Enbridge a confirmé ses prévisions de
croissance annuelle des FTD par action se situant entre
5 % et 7 %, du fait des efficiences opérationnelles et du
grand nombre d'occasions d'investir dans des projets de croissance
à faible risque au sein de ses principales concessions.
RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE 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
quatrième trimestre et l'exercice 2019.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres
clos les
31 décembre
|
Exercices
clos les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
971
|
978
|
7
681
|
5
331
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
638
|
1 254
|
3
371
|
2 334
|
Distribution et
entreposage de gaz
|
443
|
449
|
1
747
|
1 711
|
Production d'énergie
renouvelable
|
(189)
|
83
|
111
|
369
|
Services
énergétiques
|
(68)
|
374
|
250
|
482
|
Éliminations et
divers
|
114
|
(340)
|
429
|
(708)
|
BAIIA
|
2
909
|
2 798
|
13
589
|
9 519
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
746
|
1 089
|
5
322
|
2 515
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux
activités d'exploitation
|
1
993
|
2 503
|
9
398
|
10 502
|
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, peu fréquents ou 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.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres
clos les
31 décembre
|
Exercices
clos les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
720
|
1 728
|
7
041
|
6 617
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
948
|
952
|
3
868
|
4 068
|
Distribution et
entreposage de gaz
|
481
|
452
|
1
819
|
1 726
|
Production d'énergie
renouvelable
|
119
|
98
|
424
|
435
|
Services
énergétiques
|
(22)
|
73
|
269
|
167
|
Éliminations et
divers
|
(60)
|
17
|
(150)
|
(164)
|
BAIIA ajusté1,3
|
3
186
|
3 320
|
13
271
|
12 849
|
Investissements de
maintien
|
(342)
|
(361)
|
(1
083)
|
(1 144)
|
Charge
d'intérêts1
|
(704)
|
(675)
|
(2
716)
|
(2 735)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(81)
|
(156)
|
(386)
|
(384)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables1
|
(54)
|
(281)
|
(204)
|
(1 182)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des
satellites1
|
107
|
51
|
534
|
318
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(383)
|
(364)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans
les produits2
|
30
|
51
|
169
|
208
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
5
|
10
|
22
|
52
|
FTD3
|
2
051
|
1 863
|
9
224
|
7 618
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
018
|
1 806
|
2
017
|
1 724
|
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
|
Les tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD sont présentés
en annexe du présent communiqué.
|
Les FTD du quatrième trimestre de 2019 ont
augmenté de 188 M$ comparativement à ceux du trimestre
correspondant de 2018. Les principaux facteurs de cette
croissance d'un trimestre à l'autre comprennent
ce qui suit :
- Le BAIIA ajusté rend compte d'un solide rendement
d'exploitation, de l'utilisation accrue des actifs et de l'apport
des actifs mis en service à la fin de 2018
et en 2019, contrebalancés par la perte des apports liés aux
actifs vendus dans le secteur du Transport de gaz et services
intermédiaires en 2018 ainsi que par la diminution du BAIIA des
installations de pétrole brut du secteur des services énergétiques
par suite du rétrécissement de certains écarts liés à l'emplacement
et à la qualité au quatrième trimestre.
- 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
dans le public des entités détenues à titre de promoteur au
quatrième trimestre de 2018.
- Hausse des distributions en trésorerie en excédent de la
quote-part du bénéfice des satellites, essentiellement attribuable
à une hausse des distributions en raison d'une solide performance
et à la mise en service de nouvelles participations dans des
satellites, notamment le pipeline Crossing Valley, le pipeline
NEXUS Gas Transmission et le pipeline Big Foot.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2019,
les FTD ont augmenté de 1 606 M$ par rapport à ceux
de l'exercice clos le 31 décembre 2018, en raison
des facteurs susmentionnés ainsi que des
facteurs suivants :
- Augmentation de l'apport au BAIIA ajusté du secteur des
services énergétiques pour l'exercice 2019 par rapport à 2018 en
raison de l'élargissement de certains écarts liés à l'emplacement
et à la qualité qui a été favorable au premier semestre de
2019.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté2
|
3
186
|
3 320
|
13
271
|
12 849
|
Amortissement
|
(865)
|
(794)
|
(3
391)
|
(3 246)
|
Charge
d'intérêts1
|
(687)
|
(656)
|
(2
649)
|
(2 637)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(237)
|
(421)
|
(1
381)
|
(1 122)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le
contrôle rachetables1
|
(73)
|
(188)
|
(126)
|
(909)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
(383)
|
(367)
|
Bénéfice
ajusté2
|
1
228
|
1 166
|
5
341
|
4 568
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,61
|
0,65
|
2,65
|
2,65
|
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 62 M$ au
quatrième trimestre de 2019 par rapport
au trimestre correspondant de 2018. La croissance du
bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont
eu une incidence sur le rendement commercial et sur le
BAIIA ajusté, lesquels sont expliqués à la rubrique
Flux de trésorerie distribuables, annulée
en partie par les facteurs suivants :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison des
nouveaux actifs mis en service, 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 au
deuxième semestre de 2018.
- Hausse de la charge d'intérêts en raison de l'absence
d'intérêts incorporés aux actifs mis en service à la fin de
2018 et en 2019.
- Baisse de l'impôt sur le résultat attribuable à la baisse du
résultat ajusté avant impôt pour le quatrième trimestre de 2019 par
rapport au quatrième trimestre de 2018.
Le bénéfice ajusté par action du
quatrième trimestre de 2019 a diminué de 0,04 $ par
rapport à celui du quatrième trimestre de 2018.
Par action, l'augmentation du bénéfice ajusté susmentionnée a
été plus que contrebalancée par l'émission, au
quatrième trimestre de 2018, 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 que la société ne
détenait pas en propriété véritable.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2019, le
bénéfice ajusté a progressé de 773 M$
comparativement à la période correspondante de 2018. Cette
progression s'explique essentiellement par la hausse du
BAIIA ajusté qui a résulté de l'excellent rendement des
actifs, ainsi qu'à la 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
dont il est question à la rubrique
Flux de trésorerie distribuable ci-dessus. La
hausse du bénéfice ajusté a été neutralisée par l'augmentation de
la charge d'impôts en partie attribuable au bénéfice avant impôt et
au taux d'imposition effectif plus élevés. 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.
Le bénéfice ajusté par action de l'exercice 2019
correspond à celui de 2018, ce qui s'explique par le fait que
la hausse du bénéfice ajusté susmentionnée a été neutralisée,
sur une base par action, par l'augmentation des actions
ordinaires émises en vue d'acquérir les titres de
capitaux propres en circulation des entités détenues à titre
de promoteur par la société, dont il est aussi question
ci-dessus.
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 au même
taux de change moyen entre le dollar américain et le
dollar canadien au quatrième trimestre de 2019
(1,32 $ CA/$ US) qu'à la période
correspondante de 2018 (1,32 $ CA/$ US).
Pour l'exercice complet, le BAIIA ajusté des activités
libellées en dollars américains de l'exercice clos le
31 décembre 2019 a été converti à un
taux de change moyen entre le dollar américain et le
dollar canadien (1,33 $ CA/$ US)
plus faible qu'à l'exercice clos le
31 décembre 2018 (1,30 $ 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
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Réseau
principal1
|
960
|
997
|
3
900
|
3 847
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
208
|
209
|
856
|
851
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
214
|
201
|
922
|
709
|
Autres2
|
338
|
321
|
1
363
|
1 210
|
BAIIA ajusté3
|
1
720
|
1 728
|
7
041
|
6 617
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers
de b/j)
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna4
|
2
728
|
2 685
|
2
705
|
2 631
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
864
|
1 856
|
1
817
|
1 830
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)6
|
4,21$
|
4,15$
|
4,18$
|
4,11$
|
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 quatrième trimestre et l'exercice complet de
2019 était de 1,19 $CA/$ US (1,26 $ CA/ $ US pour le
quatrième trimestre et l'exercice complet 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 diminué
de 8 M$ pour le quatrième trimestre de 2019 par
rapport au trimestre correspondant de 2018. Les
principaux facteurs de performance d'un trimestre à
l'autre comprennent ce qui suit :
- BAIIA ajusté 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 l'accroissement du tarif
international conjoint (TIC) d'une période à l'autre. De plus, le
projet de remplacement de la canalisation 3 a été mis en service le
1er décembre 2019, et
comporte des droits supplémentaires provisoires de 0,20 $ US par
baril sur tous les volumes acheminés sur le réseau principal. Ces
hausses du BAIIA ont toutefois été plus que compensées 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 (1,19 $ CA/$ US en 2019; 1,26 $ CA/ $ US en
2018), ainsi que par la hausse des charges d'exploitation en raison
du calendrier des dépenses.
- Croissance de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe
du Mexique et du milieu du continent découlant de la forte demande
sur la côte américaine du golfe du Mexique attribuable aux écarts
de prix favorables, ainsi que du modeste apport du projet de
pipeline Gray Oak qui est entré en
service à la fin du quatrième trimestre de 2019 et qui devrait connaître un accroissement du
volume au premier semestre de 2020.
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé
de 424 M$ pour l'exercice 2019 comparativement à
l'exercice 2018. Outre les facteurs susmentionnés, les
principaux facteurs de performance d'un exercice à l'autre
comprennent ce qui suit :
- 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 de la forte demande pour la
production du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique
attribuable aux écarts de prix favorables.
- Augmentation du BAIIA sous le poste « Autres » attribuable au
débit de volume accru sur le réseau pipelinier Bakken du fait de la
production élevée dans la région.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
US Gas
Transmission
|
678
|
646
|
2
730
|
2 625
|
Transport de gaz au
Canada1
|
191
|
208
|
760
|
983
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
48
|
54
|
194
|
319
|
Autres
|
31
|
44
|
184
|
141
|
BAIIA ajusté2
|
948
|
952
|
3
868
|
4 068
|
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 4 M$ au
quatrième trimestre de 2019 par rapport au trimestre
correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance
d'un trimestre à l'autre comprennent
ce qui suit :
- BAIIA ajusté de US Gas Transmission qui rend compte des apports
pour un trimestre complet des nouveaux actifs entrés en service à
la fin de 2018, y compris le pipeline Valley Crossing et le
pipeline NEXUS Gas Transmission. L'accroissement du BAIIA a été en
partie annulé par les dépenses plus élevées prévues au titre de
l'intégrité, par la diminution de la provision pour les fonds
utilisés pendant la construction en raison des dépenses
d'immobilisations moins élevées, ainsi que par le recul des
produits d'exploitation et la hausse des frais d'exploitation liés
à l'incident survenu au troisième trimestre de 2019 sur le pipeline
de gaz naturel Texas Eastern dans le comté de Lincoln, au Kentucky.
- Diminution du BAIIA ajusté de Transport de gaz au Canada d'une période à l'autre en raison d'une
diminution des produits liés aux services interruptibles en 2019
par suite de la diminution des différentiels AECO-Chicago.
- BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États-Unis qui rend
compte de l'incidence du recul des prix des marchandises sur les
marges de fractionnement aux installations de Aux Sable, en partie compensée par la hausse des
volumes et des marges plus favorables pour DCP Midstream.
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz
et services intermédiaires a diminué de 200 M$ pour
l'exercice 2019 comparativement à l'exercice 2018. En
plus des facteurs susmentionnés, les facteurs ci‑dessous ont
contribué à la performance d'un exercice à l'autre :
- BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz au Canada d'une période à l'autre rendant compte
principalement 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 clôture de la vente du reste des actifs canadiens
de collecte et de traitement de gaz naturel réglementés par le
gouvernement fédéral a eu lieu le 31 décembre 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 sous le poste « Autres » en 2019
principalement attribuable aux apports du pipeline Big Foot, mis en
service au quatrième trimestre de 2018.
DISTRIBUTION ET ENTREPOSAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
444
|
407
|
1
714
|
1 598
|
Autres
|
37
|
45
|
105
|
128
|
BAIIA ajusté1
|
481
|
452
|
1
819
|
1 726
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
532
|
531
|
1
860
|
1
821
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
|
|
3
755
|
3
713
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
383
|
1
406
|
4
082
|
3
932
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de température
normale4
|
1
314
|
1
310
|
3
849
|
3
843
|
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 (EGD) 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 et entreposage
de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est
généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestre
en raison de la demande de gros volumes durant la saison de
chauffage et moins élevé au troisième trimestre puisque la demande
est généralement plus faible 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.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et entreposage
de gaz a augmenté de 29 M$ au quatrième trimestre
de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018.
Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre
comprennent ce qui suit :
- BAIIA ajusté d'EGI accru en raison de l'augmentation des
charges de distribution découlant principalement de la hausse des
tarifs de distribution et de la clientèle, des synergies réalisées
dans le cadre de la fusion d'EGD et d'Union Gas, ainsi que de
l'absence, en 2019, du partage du bénéfice qui a été comptabilisé
en 2018 en vertu de l'ancienne structure tarifaire incitative
d'EGD.
- Ces apports ont été en partie contrebalancés par le temps plus
doux dans les zones de concession d'EGI au quatrième trimestre, qui
se sont traduites par une diminution de l'utilisation, ainsi que
par l'incidence des déductions pour amortissement accélérées
reflétées dans les coûts transférés aux clients, conformément au
traitement des comptes de report prescrit par la Commission de
l'énergie de l'Ontario.
- Diminution du BAIIA du secteur Distribution et entreposage de
gaz sous le poste « Autres » en raison de la clôture de la vente de
Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick, le 1er octobre
2019, et de St. Lawrence Gas Company
Inc., le 1er novembre 2019.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a
progressé de 93 M$ pour l'exercice 2019
comparativement à l'exercice 2018. Les principaux facteurs de
performance d'un exercice à l'autre tiennent compte des mêmes
facteurs que ceux énumérés ci-dessus dans l'analyse des résultats
du quatrième trimestre ainsi que de l'incidence du temps plus
froid en 2019 qu'en 2018 dans les zones de concession de
la société, lesquelles ont donné lieu à une demande accrue.
Pour l'exercice le 31 décembre 2019, le
BAIIA ajusté de EGI a affiché une augmentation de 67 M$
en raison du temps plus froid que la normale dans la zone de
concession par rapport aux hypothèses servant à établir les
tarifs facturés aux consommateurs qui sont fondées sur des
températures normales.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
119
|
98
|
424
|
435
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie
renouvelable a augmenté de 21 M$ au quatrième trimestre
de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018.
Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre
comprennent ce qui suit :
- Hausse du BAIIA ajusté attribuable à l'apport du projet éolien
extracôtier Hohe See, qui est devenu pleinement opérationnel en
octobre 2019. Le projet d'extension adjacente Albatros est entré en
service en janvier 2020.
- Ressources éoliennes plus fortes pour l'ensemble des centrales
éoliennes de la société au Canada.
Le BAIIA ajusté secteur Production d'énergie
renouvelable a diminué de 11 M$ pour l'exercice 2019
par rapport à 2018. En plus des facteurs susmentionnés, les
facteurs ci-dessous ont contribué à la performance d'un exercice à
l'autre :
- Absence du règlement d'arbitrage favorable de 11 M$ découlant
d'une demande d'indemnisation dont le montant avait été
comptabilisé au premier trimestre de 2018.
- Ressources éoliennes moins fortes, disponibilité limitée et
hausse des coûts de réparations visant principalement les
installations éoliennes aux États‑Unis au premier trimestre de
2019, après déduction des indemnités d'assurance.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
ajusté1
|
(22)
|
73
|
269
|
167
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a
diminué de 95 M$ au quatrième trimestre de 2019 par
rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux
facteurs de performance d'un trimestre à l'autre comprennent
ce qui suit :
- Diminution de l'apport au BAIIA des installations de pétrole
brut du secteur Services énergétiques attribuable au rétrécissement
de certains écarts liés à l'emplacement et à la qualité au
quatrième trimestre.
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques pour
l'exercice 2019 a augmenté de 102 M$ par rapport à celui
de l'exercice 2018, en raison surtout de l'accroissement de
l'apport au BAIIA des installations de pétrole brut du secteur
Services énergétiques par suite de l'élargissement de certains
écarts liés à l'emplacement et à la qualité au
deuxième semestre de 2018 et au premier semestre
de 2019, ce qui a accru les possibilités de dégager les marges
bénéficiaires rentables qui ont été réalisées en 2019.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
(Frais)/recouvrement
de frais d'exploitation et d'administration
|
(10)
|
82
|
66
|
55
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(50)
|
(65)
|
(216)
|
(219)
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
ajusté1
|
(60)
|
17
|
(150)
|
(164)
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Les frais d'exploitation et d'administration attribuables à
cette unité englobent le coût des services centralisés
(y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte
tenu des montants recouvrés auprès d'unités fonctionnelles pour la
prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été
précisé, le bénéfice libellé en dollars américains de ce
secteur est converti aux taux de change moyens du trimestre.
L'effet de compensation des règlements effectués aux termes du
programme de couverture du risque de change de la société est
constaté dans les résultats de ce secteur.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a diminué de
77 M$ au quatrième trimestre de 2019 par rapport
au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de
performance d'un trimestre à l'autre comprennent
ce qui suit :
- Moment du recouvrement de certains frais d'exploitation et
d'administration attribuées aux secteurs d'activité, en partie
compensé par une diminution des frais d'exploitation et
d'administration.
- Pertes réalisées moins élevées sur les règlements de contrats
de change au quatrième trimestre de 2019 attribuables surtout au
rétrécissement de l'écart entre le taux de change moyen de 1,32 $
au quatrième trimestre de 2019 (1,32 $ au quatrième trimestre de
2018) et le taux de couverture de
1,24 $ au quatrième trimestre de 2019 (1,20 $ au quatrième
trimestre de 2018).
Le BAIIA de l'unité Éliminations et divers a augmenté de
14 M$ pour l'exercice 2019 par rapport à l'exercice 2018.
Cette augmentation est attribuable aux facteurs ci-après :
- Baisse des frais d'exploitation et d'administration.
- Baisse des pertes réalisées sur les règlements de contrats du
change en 2019 principalement attribuables au rétrécissement de
l'écart entre le taux de change moyen de 1,33 $ en 2019 (1,30 $ en
2018) et le taux de couverture en
2019 de 1,24 $ (1,16 $ en 2018).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 14 février 2020 à 9 h, heure de l'Est (7 h,
heure des Rocheuses), pour faire le point sur la
situation globale de la société et passer en revue les résultats
financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 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 7174457#. La conférence sera
diffusée en direct
sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/nkzon3c7. 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 7174457#).
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 de Enbridge pourront répondre à toute autre
question.
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 9 décembre 2019, notre conseil d'administration a
déclaré les dividendes trimestriels ci‑après. Tous les
dividendes sont payables le 1er mars 2020 aux
actionnaires inscrits le 14 février 2020.
|
|
|
Actions
ordinaires1
|
0,81000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,25305
|
$
|
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 P3
|
0,27369
|
$
|
Actions privilégiées,
série R4
|
0,25456
|
$
|
Actions privilégiées,
série 1
|
0,37182
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 35
|
0,23356
|
$
|
Actions privilégiées,
série 56
|
0,33596
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 77
|
0,27806
|
$
|
Actions privilégiées,
série 98
|
0,25606
|
$
|
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 ordinaire a été majoré de
9,8 % et passera de 0,73800 $ à 0,81000 $ à compter
du 1er mars 2020.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été réduit pour passer de 0,25459 $ à 0,25395 $
le 1er mars 2019, majoré pour passer de
0,25395 $ à 0,25647 $ le 1er juin 2019, ramené
de 0,25647 $ à 0,25243 $ le 1er septembre
2019, puis majoré de 0,25243 $ à 0,25305 $ le
1er décembre 2019, en raison de la refixation du taux de
dividende trimestriel après la date d'émission des actions
privilégiées de série C.
|
3
|
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.
|
4
|
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.
|
5
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 3 a
été réduit pour passer de 0,25000 $ à 0,23356 $
le 1er septembre 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er septembre 2019 et tous les cinq ans par
la suite.
|
6
|
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.
|
7
|
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.
|
8
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 9 a
été réduit pour passer de 0,27500 $ à 0,25606 $
le 1er décembre 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er décembre 2019 et tous les cinq ans par
la suite.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué
renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui
visent à fournir des renseignements sur la société, ses
filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de
l'analyse par la direction des projets et activités à venir
d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas
être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés
prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme
« entrevoir », « s'attendre à »,
« projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté
prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice
(la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e)
ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action;
les FTD ou les FTD par action prévus; les
flux de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des
entreprises de la société; la vigueur et la souplesse financières;
les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des
ressources financières; les paramètres de crédit et le niveau de la
dette par rapport au BAIIA prévus; le coût du capital prévu et les
coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction;
les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des
projets en construction; les dépenses d'investissement prévues; les
exigences de financement par capitaux propres prévues à l'égard du
programme de croissance garanti sur le plan commercial de la
société; les possibilités de croissance et d'expansion futures
prévues, y compris les plans d'optimisation; la capacité
prévue des coentreprises de la société et de ses partenaires à
terminer et à financer les projets annoncés et ceux déjà 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; le lancement envisagé d'appels de soumissions,
y compris les conditions et les échéances de ceux-ci; les
discussions et les dépôts de dossiers de droits de péage et de
tarifs, y compris les contrats conclus pour le réseau
principal et les avantages qui devraient en découler; 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 la politique de versement de
dividendes de la société sur ses flux de trésorerie
futurs; les notations; le financement des projets d'investissement;
le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice
(la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte)
ajusté(e) prévu(e) par action; les
flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD
par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs.
Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de
pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie
renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes
pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base,
puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et
futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs,
les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une
incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires
dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les
niveaux de la demande pour les services de la société et le coût
des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les
énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la
corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible
de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une
ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en
particulier en ce qui concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté
prévu, le bénéfice (la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte)
ajusté(e) prévu(e), les FTD prévus et les montants connexes
par action ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les
hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs
se rapportant aux projets annoncés et aux projets en construction,
y compris les dates estimatives d'achèvement et les dépenses
d'investissement estimatives : la disponibilité et le
prix de la main-d'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 la politique de la société en
matière de versement de dividendes, des paramètres de la
réglementation, des modifications de la réglementation régissant
l'entreprise de la société, des acquisitions et des cessions, des
litiges, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces
derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des taux de change, des taux d'intérêt, des
prix des marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la
demande des marchandises, notamment les risques et incertitudes
dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres
documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs
mobilières au Canada et aux
États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence
de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un
énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et
que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par
la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment
ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes,
Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un
énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc.
est l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures
énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et
avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens.
Nos principales entreprises englobent le secteur
Oléoducs, qui transporte près de 25 % du
pétrole brut produit en
Amérique du Nord, le secteur
Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine
environ 20 % du gaz naturel consommé
aux États‑Unis ainsi que le secteur Distribution
et entreposage de gaz, qui dessert près
de 3,8 millions de clients du marché de
détail en Ontario et au Québec, et le
secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit
environ 1 750 MW
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT
D'INFORMATION
|
|
|
Enbridge Inc.
- Médias
|
|
Enbridge Inc.
- Investisseurs
|
Jesse
Semko
|
|
Jonathan
Morgan
|
Sans frais :
(888) 992-0997
|
|
Sans frais :
(800) 481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au
BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté
par action ordinaire et aux FTD. La direction est
d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les
investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent
à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la
performance de la société.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
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, 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, 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, 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 non conformes aux PCGR prospectives
avec les mesures conformes aux PCGR comparables en raison de
la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de
certains éléments, plus particulièrement en ce qui a
trait à certains passifs éventuels et aux gains et pertes hors
trésorerie liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés
non réalisés touchés 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 avec les mesures conformes
aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
971
|
978
|
7
681
|
5 331
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
638
|
1 254
|
3
371
|
2 334
|
Distribution et
entreposage de gaz
|
443
|
449
|
1
747
|
1 711
|
Production d'énergie
renouvelable
|
(189)
|
83
|
111
|
369
|
Services
énergétiques
|
(68)
|
374
|
250
|
482
|
Éliminations et
divers
|
114
|
(340)
|
429
|
(708)
|
BAIIA
|
2
909
|
2 798
|
13
589
|
9 519
|
Amortissement
|
(865)
|
(794)
|
(3
391)
|
(3 246)
|
Charge
d'intérêts
|
(697)
|
(661)
|
(2
663)
|
(2 703)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(433)
|
(60)
|
(1
708)
|
(237)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations
ne donnant pas le
contrôle rachetables
|
(72)
|
(99)
|
(122)
|
(451)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
(383)
|
(367)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
746
|
1 089
|
5
322
|
2 515
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
720
|
1 728
|
7
041
|
6 617
|
Transport de gaz
services intermédiaires
|
948
|
952
|
3
868
|
4 068
|
Distribution et
entreposage de gaz
|
481
|
452
|
1
819
|
1 726
|
Production d'énergie
renouvelable
|
119
|
98
|
424
|
435
|
Services
énergétiques
|
(22)
|
73
|
269
|
167
|
Éliminations et
divers
|
(60)
|
17
|
(150)
|
(164)
|
BAIIA ajusté
|
3
186
|
3 320
|
13
271
|
12 849
|
Amortissement
|
(865)
|
(794)
|
(3
391)
|
(3 246)
|
Charge
d'intérêts
|
(687)
|
(656)
|
(2
649)
|
(2 637)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(237)
|
(421)
|
(1
381)
|
(1 122)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations
ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(73)
|
(188)
|
(126)
|
(909)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
(383)
|
(367)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
228
|
1 166
|
5
341
|
4 568
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,61
|
0,65
|
2,65
|
2,65
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
|
2
909
|
2 798
|
13
589
|
9 519
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(754)
|
378
|
(1
806)
|
660
|
Paiement préalable au
règlement du programme de couverture
|
310
|
--
|
310
|
--
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
318
|
32
|
423
|
2 118
|
(Gain) perte à la
vente d'actifs
|
278
|
(72)
|
278
|
22
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
52
|
60
|
140
|
203
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
23
|
--
|
88
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
34
|
14
|
96
|
47
|
Réduction de valeur
des stocks au moindre du coût et de la valeur de marché
|
17
|
291
|
188
|
327
|
Ajustement des passifs
réglementaires
|
--
|
(223)
|
--
|
(223)
|
Autres
|
22
|
19
|
53
|
88
|
Total des éléments
d'ajustement
|
277
|
522
|
(318)
|
3 330
|
BAIIA ajusté
|
3
186
|
3 320
|
13
271
|
12 849
|
Amortissement
|
(865)
|
(794)
|
(3
391)
|
(3 246)
|
Charge
d'intérêts
|
(697)
|
(661)
|
(2
663)
|
(2 703)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(433)
|
(60)
|
(1
708)
|
(237)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations
ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(72)
|
(99)
|
(122)
|
(451)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
(383)
|
(367)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
10
|
5
|
14
|
66
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
196
|
(361)
|
327
|
(885)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations
ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(1)
|
(89)
|
(4)
|
(458)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
228
|
1 166
|
5
341
|
4 568
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,61
|
0,65
|
2,65
|
2,65
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1
720
|
1 728
|
7
041
|
6 617
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
586
|
(715)
|
976
|
(1 077)
|
Paiement préalable au
règlement du programme de couverture
|
(310)
|
--
|
(310)
|
--
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
(21)
|
(32)
|
(21)
|
(186)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
--
|
(1)
|
--
|
(26)
|
Autres
|
(4)
|
(2)
|
(5)
|
3
|
Total des
ajustements
|
251
|
(750)
|
640
|
(1 286)
|
BAIIA
|
1
971
|
978
|
7
681
|
5 331
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
948
|
952
|
3
868
|
4 068
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
--
|
(1)
|
--
|
24
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs - secteur intermédiaire aux
États-Unis
|
--
|
--
|
--
|
(1 932)
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs - US Gas Transmission
|
--
|
--
|
(105)
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
(24)
|
--
|
(86)
|
--
|
Gain (perte) à la
vente d'actifs
|
(268)
|
72
|
(268)
|
(2)
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
--
|
--
|
(20)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(5)
|
(3)
|
(5)
|
(13)
|
Ajustement des
passifs réglementaires
|
--
|
223
|
--
|
223
|
Autres
|
(13)
|
11
|
(33)
|
(14)
|
Total des
ajustements
|
(310)
|
302
|
(497)
|
(1 734)
|
BAIIA
|
638
|
1 254
|
3
371
|
2 334
|
DISTRIBUTION ET ENTREPOSAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
481
|
452
|
1
819
|
1 726
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(21)
|
3
|
(12)
|
6
|
Perte à la vente
d'actifs
|
(10)
|
--
|
(10)
|
--
|
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
|
(8)
|
(6)
|
(51)
|
(12)
|
Autres
|
1
|
--
|
1
|
--
|
Total des
ajustements
|
(38)
|
(3)
|
(72)
|
(15)
|
BAIIA
|
443
|
449
|
1
747
|
1 711
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
119
|
98
|
424
|
435
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
--
|
(1)
|
2
|
1
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
(297)
|
--
|
(297)
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
(10)
|
(14)
|
(10)
|
(47)
|
Perte à la vente
d'actifs
|
--
|
--
|
--
|
(20)
|
Autres
|
(1)
|
--
|
(8)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(308)
|
(15)
|
(313)
|
(66)
|
BAIIA
|
(189)
|
83
|
111
|
369
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
(22)
|
73
|
269
|
167
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(29)
|
592
|
169
|
642
|
Réduction de valeur
des stocks en fonction du coût ou de la valeur de marché, selon le
moins élevé des deux montants
|
(17)
|
(291)
|
(188)
|
(327)
|
Total des
ajustements
|
(46)
|
301
|
(19)
|
315
|
BAIIA
|
(68)
|
374
|
250
|
482
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
(60)
|
17
|
(150)
|
(164)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
218
|
(256)
|
671
|
(256)
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
(23)
|
--
|
(68)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(39)
|
(50)
|
(84)
|
(152)
|
Autres
|
(5)
|
(28)
|
(8)
|
(68)
|
Total des
ajustements
|
174
|
(357)
|
579
|
(544)
|
BAIIA
|
114
|
(340)
|
429
|
(708)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS
D'EXPLOITATION ET DES FTD
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2019
|
2018
|
2019
|
2018
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
1
993
|
2 503
|
9
398
|
10 502
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des
passifs d'exploitation1
|
(192)
|
28
|
259
|
(915)
|
|
1
801
|
2 531
|
9
657
|
9 587
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables4
|
(54)
|
(281)
|
(204)
|
(1 182)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(383)
|
(364)
|
Investissements de
maintien2
|
(342)
|
(361)
|
(1
083)
|
(1 144)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
30
|
51
|
169
|
208
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
52
|
59
|
143
|
248
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
23
|
--
|
107
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des
bénéfices cumulatifs4
|
154
|
35
|
361
|
326
|
Ajustement au titre
du passif réglementaire
|
--
|
(223)
|
--
|
(223)
|
Paiement préalable au
règlement du programme de couverture
|
310
|
--
|
310
|
--
|
Autres éléments
|
196
|
125
|
254
|
55
|
FTD
|
2
051
|
1 863
|
9
224
|
7 618
|
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.