CALGARY, le 15 févr. 2019 /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 2018 et a présenté
un compte rendu trimestriel.
POINTS SAILLANTS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE
(Tous les montants sont non audités et sont en
dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1 089 M$ ou 0,60 $
par action ordinaire pour le quatrième trimestre de 2018 et de 2 515 M$ ou 1,46 $ par
action ordinaire pour l'exercice 2018; les résultats tiennent
compte dans les deux cas d'un certain nombre de facteurs
inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
- Bénéfice ajusté de 1 166 M$ ou 0,65 $ par action
ordinaire pour le quatrième trimestre de 2018 et de 4 568 M$ ou 2,65 $ par
action ordinaire pour l'exercice 2018, comparativement à
1 013 M$ ou 0,61 $ par action ordinaire pour le
quatrième trimestre de 2017 et à
2 982 M$ ou 1,96 $ par action ordinaire pour
l'exercice 2017
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
(« BAIIA ») de 3 320 M$ pour le quatrième
trimestre de 2018 et de
12 849 M$ pour l'exercice 2018, comparativement à
2 963 M$ pour le quatrième trimestre de 2017 et à 10 317 M$ pour l'exercice
2017
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
2 503 M$ pour le quatrième trimestre de 2018 et de 10 502 $ pour l'exercice
2018, comparativement à 1 341 M$ pour le quatrième
trimestre de 2017 et à
6 658 M$ pour l'exercice 2017
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de
1 863 M$ pour le quatrième trimestre 2018 et de 7 618 M$ pour l'exercice
2018, comparativement à 1 741 M$ pour le quatrième
trimestre de 2017 et à
5 614 M$ pour l'exercice 2017
- Confirmation des objectifs financiers pour 2019 et 2020, visant le milieu de la fourchette
des objectifs de FTD par action de respectivement 4,45 $ par
action et 5,00 $ par action
- Majoration du dividende de 10 % pour 2019 et confirmation d'une prévision de hausse du
dividende de 10 % en 2020, en fonction d'un TCAC des FTD par
action se situant entre 5 % et 7 % postérieurement à
2020
- Entrée en service de nouveaux projets d'une valeur de 7 G$
en 2018, notamment les projets de gazoducs NEXUS et TEAL d'une
valeur de 1,5 G$ US en octobre et le projet de gazoduc
Valley Crossing d'une valeur de 1,6 G$ US en
novembre
- Étapes importantes réalisées dans le cadre du projet de
remplacement de la canalisation 3, notamment : approbation
réglementaire de la Minnesota Public Utilities Commission
(« MPUC »), déclenchement du processus d'attribution des
permis à l'échelle fédérale et dans l'État du Minnesota et progrès marqués des travaux de
construction au Canada
- Annonce de projets de croissance
garantis de 1,8 G$ au quatrième trimestre au sein des
entreprises de transport de gaz naturel et d'oléoducs
- Annonce d'autres projets de croissance garantis de
0,3 G$ : une ligne de transport d'électricité réglementée
en Ontario et un pipeline sous
contrat à long terme voisin du pipeline Nexus
- Fusion, le 1er janvier 2019, des services
publics de gaz naturel de la société en Ontario à la suite de l'approbation d'un
modèle de réglementation à tarif d'encouragement par la Commission
de l'énergie de l'Ontario
- Simplification de la structure d'entreprise de la société à la
suite du rachat des titres détenus par le public des quatre entités
détenues à titre de promoteur de Enbridge
- Modification de la structure de financement par emprunt de la
société au moyen d'une série de mesures visant à réduire la
subordination structurelle, à rehausser le profil de crédit de la
société mère et à diminuer le coût des capitaux d'emprunt
- Annonce de la vente d'actifs non
essentiels d'une valeur de 7,8 G$, dont des transactions d'une
valeur de 5,7 G$ ont été conclues; produits affectés à
l'accélération du désendettement prévu et au renforcement du
bilan
- Suspension du régime de réinvestissement des dividendes à
compter du versement de dividendes du 1er décembre
2018 en vue d'assurer une croissance entièrement autofinancée pour
Enbridge
- Révision à la hausse, le 25 janvier 2019, de la notation
accordée par Moody's aux titres d'emprunt de premier rang non
garantis, qui passe de Baa3 à Baa2 avec perspectives positives
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
« Nous avons conclu un exercice solide, tant sur le plan
financier que stratégique », a déclaré Al Monaco,
président et chef de la direction de Enbridge.
« Sur le plan financier, le rendement d'exploitation record
de nos entreprises de gaz naturel et liquides s'est traduit par des
FTD par action pour l'exercice complet situés dans le haut de la
fourchette de nos prévisions. Nous sommes des plus satisfaits de
l'augmentation de 20 % des FTD par action par rapport à
l'exercice précédent, qui rend compte de l'apport important de
chacune de nos entreprises essentielles, obtenu grâce au rendement
d'exploitation, à l'optimisation du débit des pipelines en
exploitation, aux synergies découlant de l'acquisition de Spectra
et à la mise en service réussie en 2018 de nouveaux projets d'une
valeur de 7 G$.
« Du point de vue stratégique, nous avons concrétisé plus
tôt que prévu les objectifs prioritaires énoncés dans notre plan
d'entreprise triennal déployé à la fin de 2017. Nous avons réalisé
la vente d'actifs non essentiels importants, accéléré le
désendettement et simplifié la structure de notre entreprise tout
en générant une solide croissance des flux de trésorerie et du
bénéfice par action.
« Nous avons tiré un produit de près de 6 G$ dans le
cadre des ententes de vente d'actifs non essentiels de 7,8 G$
annoncées en 2018. Ces ventes nous ont permis de cibler davantage
nos actifs à faible risque que représentent les pipelines et les
services publics. Le produit a été affecté au remboursement de la
dette, et en fin d'exercice, notre ratio dette consolidée/BAIIA
avait diminué pour se situer à 4,7 fois, soit un résultat bien
supérieur à notre objectif initial de 5,0 fois.
« Nous avons par ailleurs réalisé le rachat des quatre
entités que nous détenions à titre de promoteur au cours du
quatrième trimestre. Tous nos actifs essentiels font désormais
partie de Enbridge, ce qui nous permet de conserver davantage de
liquidités que nous pourrions réinjecter dans notre entreprise,
favorisant ainsi notre souplesse financière, et de rehausser
sensiblement notre profil de crédit.
« Cette année encore, l'exécution de nos projets a été
couronnée de succès : nous avons mis en service des actifs
pipeliniers et de services publics d'une valeur de 7 G$,
notamment les gazoducs Nexus et Valley Crossing. Les deux gazoducs
sont appuyés par des contrats d'achat ferme à long terme conclus
avec des clients de premier ordre et illustrent parfaitement notre
modèle de pipelines et de services publics à faible risque.
« Nous avons accompli des progrès marqués dans le cadre du
programme de remplacement de la canalisation 3. La
construction est presque terminée au Canada, nous avons reçu l'approbation de la
MPUC et nous entamons l'étape d'obtention des permis dans le
cadre du projet au Minnesota. Nous
visons toujours une date de mise en service complète avant la fin
de 2019. Ce projet d'intégrité essentiel fournira un
approvisionnement d'énergie fiable aux raffineurs locaux et
régionaux et ajoutera une capacité supplémentaire de transport
pipelinier dont les producteurs de l'Ouest canadien ont tant
besoin.
« Enfin, les nouveaux projets de croissance garantis d'une
valeur de 1,8 G$ annoncés dans le cadre de notre conférence
avec les investisseurs en décembre illustrent la nature des
nouvelles occasions qui se présentent à toutes nos entreprises.
Nous prévoyons miser sur les solides données fondamentales du
secteur énergétique à l'échelle mondiale pour étendre et prolonger
nos réseaux, plus particulièrement à l'appui des exportations de
l'énergie nord-américaine. En fait, nous prévoyons être en mesure
de poursuivre, postérieurement à 2020, une croissance interne
autofinancée de l'ordre de 5 G$ à 6 G$ par an tout en
assurant le maintien de paramètres d'endettement prudents. Nous
poursuivrons néanmoins notre démarche disciplinée pour nos
décisions d'investissement, et ce, en analysant différentes options
de déploiement des capitaux afin de maximiser la valeur pour les
actionnaires.
« Pour conclure, nous sommes satisfaits des réalisations
accomplies pour ce qui est de nos principales priorités
stratégiques en 2018. Nous avons simplifié notre entreprise pour la
rendre beaucoup plus solide qu'elle ne l'était au début de
l'exercice et réduit notre profil de risque. Nous sommes maintenant
bien placés pour faire progresser notre entreprise au-delà de
2020 et la faire reconnaître comme la
société de notre secteur qui présente les risques les plus faibles,
un solide bilan, des flux de trésorerie fiables et des perspectives
de croissance à long terme des plus attrayantes », a conclu
M. Monaco.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre et de l'exercice clos le
31 décembre 2018 sont résumés dans le tableau
ci‑après :
|
|
|
|
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(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
089
|
|
207
|
|
2
515
|
|
2 529
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,60
|
|
0,13
|
|
1,46
|
|
1,66
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
503
|
|
1 341
|
|
10
502
|
|
6 658
|
BAIIA
ajusté1
|
3
320
|
|
2 963
|
|
12
849
|
|
10 317
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
166
|
|
1 013
|
|
4
568
|
|
2 982
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,65
|
|
0,61
|
|
2,65
|
|
1,96
|
Flux de trésorerie
distribuables1,2
|
1
863
|
|
1 741
|
|
7
618
|
|
5 614
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
1
806
|
|
1 652
|
|
1
724
|
|
1 525
|
|
|
|
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.
|
|
2
|
Anciennement
désignés comme flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation
(« FTDLE »). La méthode de calcul demeure inchangée.
|
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR a augmenté de 882 M$, ou 0,47 $ par
action, pour le quatrième trimestre de 2018
et a diminué de 14 M$, ou 0,20 $ par action pour
l'exercice 2018 comparativement aux périodes correspondantes de
2017. Outre les facteurs dont il est question à la rubrique
« Bénéfice ajusté » ci-dessous, la comparabilité du
bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux
PCGR, sur toutes les périodes présentées, a subi l'incidence d'un
certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors
exploitation qui sont indiqués dans les tableaux présentant le
rapprochement qui sont joints à l'Annexe A du présent
communiqué.
Le bénéfice ajusté au quatrième trimestre de 2018 a augmenté de
153 M$, ou 0,04 $ par action, comparativement à la même
période en 2017. Cette hausse est principalement attribuable aux
solides résultats d'exploitation et aux réductions des coûts
d'exploitation d'un grand nombre des unités fonctionnelles de la
société, aux nouveaux projets entrés en service dans les secteurs
Oléoducs, Transport de gaz et services intermédiaires, Énergie
verte et transport et Distribution de gaz depuis le quatrième
trimestre de 2017 ainsi qu'à la concrétisation des synergies
découlant de l'acquisition de Spectra Energy.
Le bénéfice ajusté de l'exercice 2018 a augmenté de
1 586 M$, ou 0,69 $ par action, comparativement à la
même période en 2017. Cette hausse s'explique en grande partie par
le moment de la fusion avec Spectra Corp (l'« opération de
fusion »), qui s'est clôturée le
27 février 2017.
Les FTD ont totalisé 1 863 M$ pour le quatrième
trimestre de 2018 et
7 618 $ pour l'exercice 2018, soit une augmentation de
122 M$ et de 2 004 M$ par rapport aux périodes
correspondantes de 2017, 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 L'EXÉCUTION DES PROJETS
En 2018, la société a achevé des projets de croissance de
7 G$, essentiellement dans le respect du calendrier et du
budget. Il s'agit de près de 12 projets à l'échelle de toutes
les unités fonctionnelles, y compris des expansions des réseaux
existants de transport de gaz naturel au Canada et aux États-Unis, le premier projet
éolien extracôtier de la société en Europe et les investissements de capitaux
continus pour soutenir l'accroissement de la clientèle des
concessions de services publics. Plus récemment, au quatrième
trimestre, le projet de gazoduc NEXUS de 1,3 G$ US (part
de Enbridge) et le projet de gazoduc TEAL connexe de
0,2 G$ US sont entrés en service et ils procurent une
capacité à l'exportation bien nécessaire depuis les bassins
Marcellus et Utica vers les
marchés de la région septentrionale du Midwest américain et de
l'est du Canada. De plus, le
projet de gazoduc Valley Crossing de 1,6 G$ US est entré
en service le 31 octobre. Tous ces projets pipeliniers
s'appuient sur des contrats d'achat ferme à long terme.
Enbridge poursuit ses progrès quant à l'exécution du reste de
son programme de capitaux de croissance garanti. La société dispose
de projets garantis en carnet de 16 G$ à diverses étapes
d'exécution et qui devraient entrer en service entre 2019 et 2023. Les projets particuliers qui
constituent le programme garanti sont déployés sur des territoires
et des plateformes commerciales variés et sont tous 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.
Le plus important d'entre eux est le projet de remplacement de la
canalisation 3 dont il est fait état ci‑après.
MISE À JOUR SUR LE REMPLACEMENT DE LA
CANALISATION 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$ est
un projet d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la
sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal de
Enbridge, d'augmenter la capacité d'exportation des producteurs de
l'Ouest canadien et d'accroître la sécurité de l'approvisionnement
des principales installations de raffinage situées le long du
réseau principal ainsi que des marchés situés en aval.
Nombre d'étapes décisives ont été franchies en 2018. Au
Canada, les canalisations sont en
place sur toute la longueur du tracé, soit
1 100 kilomètres, et le reste des travaux de construction
pour les stations de pompage et les raccordements aux installations
terminales devraient être achevés vers le milieu de 2019. Aux
États‑Unis, les travaux de remplacement de la canalisation au
Wisconsin sont terminés et cette
dernière est entrée en service.
Au Minnesota, la MPUC a
approuvé le certificat de nécessité et d'approbation du tracé et a
rejeté les requêtes de réexamen des décisions. Toutes les
conditions rattachées au certificat ont été satisfaites ou sont en
voie de l'être. De plus, une entente a été conclue avec la bande de
Fond du Lac des Chippewas du lac
Supérieur qui accorde une nouvelle servitude de 20 ans sur
leur réserve pour la totalité du réseau principal, y compris le
projet de remplacement de la canalisation 3. Les autres
demandes de permis ont été présentées aux divers organismes
fédéraux et étatiques, 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 du Minnesota. La société prévoit que ces
organismes traiteront toutes ces demandes au cours de prochains
mois, et elle continue de prévoir la mise en service du projet
d'ici la fin de 2019 si tous les permis sont accordés en temps
opportun.
AUTRES ACTUALITÉS
Le 15 octobre, la société a annoncé qu'elle allait de
l'avant avec la fusion de Enbridge Gas Distribution Inc. et de
Union Gas Limited, ses deux services publics de distribution de gaz
naturel en Ontario. La fusion, aux
termes d'un nouveau cadre réglementaire à tarif d'encouragement
approuvé par la Commission de l'énergie de l'Ontario, est entrée en vigueur le
1er janvier 2019. Le nouveau cadre permettra une
amélioration marquée de l'efficience qui profitera tant aux usagers
qu'aux actionnaires, tout en continuant de mettre l'accent sur la
distribution de l'énergie en toute sécurité et avec fiabilité.
Le 11 décembre, la société a annoncé de nouveaux
investissements de capitaux de croissance d'une valeur de
1,8 G$ :
- Pipeline Gray Oak - Enbridge
investira 600 M$ US pour une participation de
22,75 % dans le pipeline de liquides Gray Oak, qui assurera la livraison de pétrole
brut léger depuis le Bassin
permien jusqu'à Corpus Christi et d'autres marchés. Le pipeline
Gray Oak est actuellement en
construction. Il devrait être mis en service vers la fin de 2019,
contribuer aux perspectives de croissance au-delà de 2020 et représenter un élément important de la
nouvelle stratégie de Enbridge quant aux infrastructures de
pipelines de liquides sur la côte américaine du golfe du
Mexique.
- Terminal et pipeline de Cheecham - Enbridge a fait
l'acquisition, en contrepartie de 265 M$, du pipeline de
liquides et du terminal existants reliés aux installations de
sables bitumineux de Leismer de Athabasca Oil Corporation faisant
appel à la technologie de drainage par gravité au moyen de la
vapeur (« DGMV »). Ces actifs sont en synergie puisqu'ils
sont reliés aux installations terminales et pipelinières existantes
de Enbridge dans la région.
- Projets d'expansion du secteur Transport de gaz - Enbridge
investira environ 800 M$ dans le cadre de quatre projets
d'expansion dans le secteur Transport de gaz dont l'entrée en
service est prévue entre 2020 et
2023. Le pipeline extracôtier Vito assurera un service pour les
activités au large de la côte du golfe du Mexique de Shell. Le
projet d'expansion de la canalisation latérale de Cameron reliera
l'est du Texas aux installations
d'exportation de GNL de la côte du golfe du Mexique. De plus, les
pipelines Gulfstream et Sabal Trail desservant la Floride feront
tous deux l'objet de travaux d'expansion supplémentaires (phase VI
et phases 2 et 3 respectivement). Tous ces projets d'expansion sont
appuyés par des ententes commerciales d'achat ferme à
long terme.
En janvier 2019, la société a obtenu des projets de croissance
de services publics et de pipelines attrayants et à faible risque
pour un montant supplémentaire de 0,3 G$ :
- Projet de transport reliant l'Est et l'Ouest (EWT) - Enbridge
s'est associée à un chef de file du secteur du transport pour
construire une ligne de transport entre Wawa et Thunder
Bay qui augmentera la capacité d'approvisionnement en
électricité de la région du Nord-est de l'Ontario. Le projet EWT a récemment obtenu de
la province d'Ontario le droit
exclusif de procéder à la construction et il a aussi obtenu en
février 2019 l'autorisation de construction de la Commission de
l'énergie de l'Ontario. Enbridge
détient actuellement une participation de 25 % dans EWT et
prévoit, pour sa part du projet, investir quelque 0,2 G$. Le
projet est soutenu par un cadre de financement du coût de service
et devrait être mis en service vers la fin de 2021.
- Pipeline Generation - Enbridge a annoncé que son placement dans
Nexus lui procurait une occasion intéressante d'acquérir le
pipeline Generation d'une capacité de 355 millions de pieds
cubes par jour qui assurera une interconnexion avec Nexus. La part
de Enbridge dans l'acquisition s'élève à environ 0,1 G$ US, et
le pipeline est entièrement sous contrat prévoyant des ententes à
long terme. Cette acquisition permet à la société d'étendre son
empreinte en approvisionnement en gaz naturel des producteurs
d'énergie et des clients industriels situés dans le Nord de l'Ohio.
SIMPLIFICATION DE LA STRUCTURE DE L'ENTREPRISE
Au quatrième trimestre, la société a fait l'acquisition, au
moyen d'opérations de regroupement distinctes, de la totalité des
titres de capitaux propres en circulation de Enbridge Income Fund
Holdings Inc. (« ENF »), de Enbridge Energy
Partners L.P. (« EEP »), de Enbridge Energy
Management, L.L.C. (« EEQ ») et de Spectra Energy
Partners, LP (« SEP ») dont elle n'était pas
propriétaire véritable. Ces acquisitions sont intéressantes sur les
plans stratégique et économique pour les actionnaires de Enbridge
et elles procurent de grands avantages, notamment :
- Participation accrue dans ses entreprises essentielles et
renforcement de son profil comme un leader à faible risque dans
l'industrie.
- Progression marquée de la stratégie de Enbridge visant à
simplifier et à rationaliser sa structure organisationnelle, ce qui
rehausse la transparence de ses solides actifs générateurs de
liquidités.
- Maintien d'une plus grande proportion des liquidités générées
par les actifs pour soutenir une couverture élevée des dividendes
et une croissance autofinancée.
- Amélioration du profil de crédit de Enbridge par l'élimination
des distributions auprès du public des entités détenues à titre de
promoteur et par la réduction de la subordination structurelle des
titres d'emprunt de la société mère de Enbridge.
- Avantages marqués dans les perspectives de Enbridge
postérieurement à 2020, principalement en raison des synergies en
matière d'optimisation fiscale.
MISE À JOUR SUR LA VENTE D'ACTIFS ET LE FINANCEMENT
La société a conclu des ententes visant la vente d'actifs non
essentiels de plus de 7,8 G$ en 2018, chiffre bien supérieur à
l'objectif de 3 G$ énoncé dans le programme de financement. La
société a désormais reçu des produits de près de 5,7 G$ de la
vente d'actifs, et le solde des produits est attendu vers le milieu
de 2019. Ces fonds procureront à la société une souplesse
financière beaucoup plus grande pour raffermir davantage son bilan
et financer son programme de croissance garanti. En fin d'exercice,
le ratio dette consolidée/BAIIA de la société était de
4,7 fois pour les 12 derniers mois. Ce ratio est conforme
avec ses paramètres de crédit à long terme révisés de
4,5 fois, un taux bien inférieur au ratio dette/BAIIA de
5,0 fois.
Le 25 janvier 2019, Moody's Investors Service a annoncé la
révision à la hausse de la notation accordée aux titres d'emprunt
de premier rang non garantis de Enbridge Inc., qui passe à Baa2
avec perspectives positives. Standard & Poors, Fitch et DBRS
ont récemment réitéré la notation de respectivement BBB+, BBB+ et
BBB élevée pour les titres d'emprunt de premier rang non garantis
de Enbridge Inc.
Compte tenu des progrès au titre de la réduction de
l'endettement, la société a annoncé au quatrième trimestre qu'elle
suspendrait son programme de réinvestissement des dividendes à
compter du paiement de dividendes du 1er décembre
2018, soit plus tôt que prévu. Par conséquent, la croissance de la
société sera entièrement autofinancée et elle n'aura plus besoin de
faire appel à des capitaux externes pour appuyer son programme de
croissance à l'avenir.
Par ailleurs, le rachat des entités détenues à titre de
promoteur a permis de simplifier la structure et la stratégie de
financement de la dette de la société. La société a pris un certain
nombre de mesures à ce titre :
- Échange de titres d'emprunt le 21 décembre 2018 aux termes
duquel des titres d'emprunt à long terme de 1,6 G$ émis par
Enbridge Income Fund (le « fonds ») ont été échangés
contre des billets de Enbridge Inc. assortis de coupons et de
durées jusqu'à l'échéance identiques; la société entend mettre fin
au financement externe de la dette par le fonds.
- Modification de certaines clauses restrictives des conventions
de fiducie de EEP et de SEP et conclusion le 22 janvier 2019
d'un accord de garantie réciproque aux termes duquel les
obligations de EEP et de SEP à l'égard de l'encours de leur dette à
terme de premier rang sont garanties par Enbridge Inc. en échange
de la garantie par SEP et par EEP des obligations de Enbridge Inc.
à l'égard de sa dette à terme de premier rang; la société entend
mettre fin au financement externe de la dette par EEP et SEP.
- Rachat de billets subordonnés de rang inférieur de EEP d'un
montant de 400 M$ US, dont la réalisation devrait avoir
lieu d'ici la fin de février 2019.
La société estime que ces modifications à la structure du
financement de sa dette et à sa stratégie de financement ont
considérablement réduit la subordination structurelle, rehausseront
le profil de crédit des sociétés du groupe Enbridge sur une base
consolidée et réduiront son coût en capital à plus long terme.
PRÉVISIONS ET PERSPECTIVES DE CROISSANCE À LONG TERME
À l'occasion de la conférence à l'intention des investisseurs de
décembre 2018, Enbridge a souligné que ses principales priorités
stratégiques pour 2019 et par la
suite demeurent pour l'essentiel inchangées :
- Importance accordée à la sécurité, à la fiabilité
d'exploitation et à la performance environnementale des réseaux de
la société et services de transport efficaces et économiques pour
nos clients.
- Exécution soutenue du programme d'investissement garanti pour
alimenter la croissance des FTD par action d'ici 2020.
- Accent mis sur la croissance des entreprises essentielles par
le truchement de prolongements et d'expansions du pipeline de
liquides, du secteur de transport de gaz et des concessions de
distribution de gaz naturel afin de poursuivre la croissance
au-delà de 2020.
- Maintien d'un solide bilan et d'une grande souplesse financière
pour la mise en service des projets de croissance garantis.
- Maintien d'une démarche rigoureuse de déploiement des capitaux
afin de maximiser la valeur pour les actionnaires.
La société a réitéré ses objectifs pour 2019 et 2020, visant le milieu de la fourchette
des objectifs de FTD par action de respectivement 4,45 $ et
5,00 $. Compte tenu de ces excellentes perspectives, Enbridge
a annoncé une majoration du dividende de 10 % pour
2019 et prévoit une autre hausse de
10 % en 2020. Le dividende trimestriel de 2019, soit
0,738 $ par action, sera versé le 1er mars
2019 aux actionnaires inscrits le 15 février 2019.
Au-delà de 2020, Enbridge prévoit atteindre une croissance
annuelle des FTD par action se situant entre 5 % et 7 %,
du fait des attrayantes perspectives de croissance interne de ses
trois entreprises essentielles; cette croissance pourra être
autofinancée par les flux de trésorerie générés par ces entreprises
et en fonction d'un endettement se situant à l'intérieur des
fourchettes cibles en vue d'assurer le maintien de notations de
très bonne qualité.
RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE 2018
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société
comptabilisés conformément aux PCGR pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2018.
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
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
978
|
|
1
555
|
|
5
331
|
|
6 395
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
254
|
|
(3
532)
|
|
2
334
|
|
(1 269)
|
Distribution de
gaz
|
449
|
|
453
|
|
1
711
|
|
1 390
|
Énergie verte et
transport
|
83
|
|
102
|
|
369
|
|
372
|
Services
énergétiques
|
374
|
|
(252)
|
|
482
|
|
(263)
|
Éliminations et
divers
|
(340)
|
|
(149)
|
|
(708)
|
|
(337)
|
BAIIA
|
2
798
|
|
(1
823)
|
|
9
519
|
|
6 288
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
089
|
|
207
|
|
2
515
|
|
2 529
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
503
|
|
1
341
|
|
10
502
|
|
6 658
|
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 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
728
|
|
1 482
|
|
6
617
|
|
5 484
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
952
|
|
1 020
|
|
4
068
|
|
3 350
|
Distribution de
gaz
|
452
|
|
450
|
|
1
726
|
|
1 379
|
Énergie verte et
transport
|
98
|
|
109
|
|
435
|
|
379
|
Services
énergétiques
|
73
|
|
(21)
|
|
167
|
|
(52)
|
Éliminations et
divers
|
17
|
|
(77)
|
|
(164)
|
|
(223)
|
BAIIA
ajusté1
|
3
320
|
|
2 963
|
|
12
849
|
|
10 317
|
Investissements de
maintien
|
(361)
|
|
(345)
|
|
(1
144)
|
|
(1 261)
|
Charge
d'intérêts1
|
(675)
|
|
(665)
|
|
(2
735)
|
|
(2 421)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(156)
|
|
(49)
|
|
(384)
|
|
(154)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle
|
|
|
|
|
|
|
|
et aux participations
ne donnant pas le contrôle
|
|
|
|
|
|
|
|
rachetables
|
(281)
|
|
(272)
|
|
(1
182)
|
|
(1 042)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des
satellites1
|
51
|
|
118
|
|
318
|
|
279
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(84)
|
|
(364)
|
|
(330)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans
les produits2
|
51
|
|
25
|
|
208
|
|
196
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
10
|
|
50
|
|
52
|
|
30
|
FTD
|
1
863
|
|
1 741
|
|
7
618
|
|
5 614
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
1
806
|
|
1 652
|
|
1
724
|
|
1 525
|
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.
|
Les FTD du quatrième trimestre de 2018 ont augmenté de
122 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de
2017. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à
l'autre se résument comme suit :
- Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au
solide rendement commercial et à l'apport accru de nouveaux projets
entrés en service dans divers secteurs depuis le quatrième
trimestre de l'exercice précédent, compensés en partie par
l'absence du BAIIA des actifs vendus du secteur Transport de gaz et
services intermédiaires en 2018. Pour un complément d'information
sur le rendement des secteurs, se reporter à la rubrique BAIIA
ajusté par secteur.
Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui
suit :
- Hausse des investissements de maintien, principalement dans le
secteur Transport de gaz et services intermédiaires reflétant un
déplacement du moment des investissements de maintien au quatrième
trimestre, annulée en partie par l'absence d'investissements de
maintien pour la partie des activités des entreprises de traitement
de gaz au Canada et aux États-Unis
vendue au second semestre de 2018.
- Accroissement des impôts exigibles, en partie en raison de la
hausse du bénéfice avant impôts généré par les secteurs
en exploitation.
- Diminution des distributions en trésorerie en excédent de la
quote-part du bénéfice des satellites attribuable à une hausse de
la quote-part du bénéfice des satellites découlant d'un rendement
sous-jacent plus élevé qui ne s'est pas traduite par une
augmentation correspondante des distributions en trésorerie pour le
trimestre ainsi qu'à l'absence de distributions sur un actif vendu
en 2018.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2018, les FTD se sont
accrus de 2 004 M$ comparativement à la période
correspondante de 2017. Cette hausse est en grande partie
attribuable au moment de l'opération de fusion réalisée le
27 février 2017; les résultats de 2017 rendent compte de
l'apport des actifs de Spectra Energy sur dix mois seulement, alors
que les résultats de 2018 rendent compte de l'apport de ces actifs
sur 12 mois.
BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
3
320
|
|
2 963
|
|
12
849
|
|
10 317
|
Amortissement
|
(794)
|
|
(764)
|
|
(3
246)
|
|
(3 152)
|
Charge
d'intérêts1
|
(656)
|
|
(638)
|
|
(2
637)
|
|
(2 305)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(421)
|
|
(252)
|
|
(1
122)
|
|
(805)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le
contrôle rachetables1
|
(188)
|
|
(212)
|
|
(909)
|
|
(743)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
|
(84)
|
|
(367)
|
|
(330)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
166
|
|
1 013
|
|
4
568
|
|
2 982
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,65
|
|
0,61
|
|
2,65
|
|
1,96
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 153 M$ pour le trimestre
clos le 31 décembre 2018, comparativement à la période
correspondante de 2017. Les principaux éléments expliquant la
croissance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au
solide rendement commercial et à l'apport accru de nouveaux projets
entrés en service dans divers secteurs depuis le quatrième
trimestre de l'exercice précédent. Pour un complément d'information
sur le rendement des secteurs, se reporter à la rubrique BAIIA
ajusté par secteur.
- Baisse 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.
Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui
suit :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison de la mise
en service de nouveaux actifs, compensée en partie par la cessation
de la comptabilisation d'une charge d'amortissement pour les actifs
ayant été classés comme détenus en vue de la vente ou ayant été
vendus en 2018.
- Hausse de la charge d'impôts attribuable en partie à
l'accroissement du bénéfice avant impôts.
Pour le trimestre clos le 31 décembre 2018, le bénéfice
ajusté par action s'est accru de 0,04 $ par rapport au
quatrième trimestre de 2017. Cette augmentation rend compte des
facteurs susmentionnés, compensés en partie par le nombre moyen
d'actions en circulation plus élevé à la suite du placement
d'environ 33 millions d'actions ordinaires de la société en
décembre 2017. Par ailleurs, au quatrième trimestre de 2018, la
société a émis près de 297 millions d'actions ordinaires pour
acquérir, au moyen d'opérations distinctes, tous les titres de
capitaux propres en circulation des entités détenues à titre de
promoteur que Enbridge ne détient pas en propriété véritable.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2018, le bénéfice
ajusté a progressé de 1 586 M$ comparativement à la
période correspondante de 2017. L'augmentation est essentiellement
attribuable au moment de l'opération de fusion. Par conséquent, les
résultats de 2017 rendent compte de l'apport des actifs de Spectra
Energy pour dix mois seulement.
Le bénéfice ajusté par action de l'exercice clos le
31 décembre 2018 a augmenté de 0,69 $ par rapport à celui
de 2017. Cette augmentation rend compte des facteurs susmentionnés,
annulés en partie par la hausse du nombre moyen d'actions en
circulation. Les résultats de 2018 reflètent l'incidence sur un
exercice complet des actions émises dans le cadre de l'opération de
fusion et de l'émission de 33 millions d'actions dans le cadre
d'un placement subséquent en décembre 2017. Par ailleurs,
l'émission d'actions additionnelles en décembre 2018 dans le cadre
des opérations d'acquisition des entités détenues à titre de
promoteur a influé sur l'augmentation du nombre moyen pondéré
d'actions.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau principal au
Canada
|
572
|
|
367
|
|
2
105
|
|
1 342
|
|
Réseau de
Lakehead
|
425
|
|
441
|
|
1
742
|
|
1 786
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
209
|
|
182
|
|
851
|
|
600
|
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
201
|
|
200
|
|
709
|
|
681
|
|
Autres1
|
321
|
|
292
|
|
1
210
|
|
1 075
|
|
BAIIA
ajusté2
|
1
728
|
|
1 482
|
|
6
617
|
|
5 484
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers
de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau principal au
Canada3
|
2
685
|
|
2 586
|
|
2
631
|
|
2 530
|
|
Réseau de
Lakehead4
|
2
833
|
|
2 724
|
|
2
775
|
|
2 673
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
856
|
|
1 392
|
|
1
830
|
|
1 301
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)
|
4,15
|
$
|
4,07
|
$
|
4,11
|
$
|
4,06
|
$
|
Droits locaux sur le
réseau de Lakehead
|
2,23
|
$
|
2,43
|
$
|
2,27
|
$
|
2,47
|
$
|
Droits repères
résiduels aux termes du TIC sur le réseau
|
|
|
|
|
|
|
|
|
principal au
Canada
|
1,92
|
$
|
1,64
|
$
|
1,84
|
$
|
1,59
|
$
|
Répartition sur le
réseau principal au Canada6
|
45
|
%
|
10
|
%
|
45
|
%
|
20
|
%
|
Taux de change
effectif du réseau principal au Canada
|
1,27
|
$
|
1,07
|
$
|
1,26
|
$
|
1,06
|
$
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
2
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
3
|
Le débit du réseau
principal au Canada 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.
|
4
|
Le débit du réseau
de Lakehead correspond aux livraisons sur le réseau principal dans
le Midwest des États-Unis et dans l'est
du Canada.
|
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
|
Répartition
importante sur le réseau principal au Canada.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 246 M$ au
quatrième trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant
de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à
l'autre se résument comme suit :
- Apport accru du réseau principal au Canada principalement attribuable au débit
soutenu, en partie favorisé par le maintien des initiatives
d'optimisation du réseau à l'appui de la croissance de la
production des sables bitumineux. Hausse des droits repères
résiduels moyens du réseau principal au Canada aux termes du TIC ainsi que majoration
des taux de couverture du change utilisés pour comptabiliser les
produits du réseau principal au Canada libellés en dollars américains.
- Débit accru du réseau de Lakehead qui a été plus que neutralisé
par une baisse des droits locaux sur ce réseau découlant
principalement d'une réduction du taux d'imposition fédéral des
sociétés aux États-Unis, ce qui a réduit le coût du service intégré
dans les droits s'appliquant aux expansions d'installations
entreprises par le passé.
- Croissance du réseau régional des sables bitumineux stimulée
par les apports des nouveaux projets mis en service vers la fin de
2017, plus particulièrement le prolongement du pipeline de Wood
Buffalo.
- Croissance dans l'unité Autres attribuable au débit accru sur
le réseau pipelinier Bakken.
- Constatation en dollars canadiens du BAIIA ajusté du secteur
Oléoducs. Conversion du BAIIA ajusté des activités libellées en
dollars américains à un taux de change supérieur entre le dollar
américain et le dollar canadien au quatrième trimestre de 2018
(1,32 $ CA/$ US) comparativement à la période
correspondante de 2017 (1,27 $ 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.
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoduc a progressé de
1 133 M$ pour l'exercice 2018 comparativement à
l'exercice 2017. 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 ceux qui suivent :
- Apport sur un exercice complet des nouveaux actifs mis en
service en 2017, dont le projet d'agrandissement de Wood Buffalo,
le doublement du pipeline d'Athabasca et le réseau pipelinier Norlite, et
l'acquisition d'une participation minoritaire dans le réseau
pipelinier Bakken.
- Hausse des produits tirés du transport découlant de
l'augmentation des volumes d'achats fermes et des volumes au
comptant du pipeline Flanagan Sud imputable à la forte demande
de la côte américaine du golfe du Mexique.
- Apport pour l'exercice complet du réseau Express-Platte, dont
l'acquisition a eu lieu dans le cadre de l'opération de
fusion.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
US Gas
Transmission
|
646
|
|
650
|
|
2
625
|
|
2 215
|
Transport de gaz et
services intermédiaires au Canada
|
149
|
|
196
|
|
755
|
|
575
|
Alliance
Pipeline
|
59
|
|
56
|
|
228
|
|
205
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
54
|
|
69
|
|
319
|
|
218
|
Autres
|
44
|
|
49
|
|
141
|
|
137
|
BAIIA
ajusté1
|
952
|
|
1 020
|
|
4
068
|
|
3 350
|
1
|
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 68 M$ au quatrième trimestre de
2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux
facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- BAIIA ajusté de US Gas Transmission qui rend compte des apports
accrus des nouveaux projets d'investissement entrés en service en
2018, y compris NEXUS et Valley Crossing, mis en service au milieu
du quatrième trimestre, annulés en partie par le moment des coûts
de transaction dont la pondération a été plus lourde au quatrième
trimestre de 2018 qu'en 2017.
- Activités de transport de gaz au Canada qui rendent compte de l'absence de
BAIIA 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 devrait se conclure au milieu de
2019. Le recul du BAIIA a été en partie contré par les nouveaux
actifs mis en service en 2018, notamment l'agrandissement des
réseaux pipeliniers High Pine et Wyndwood et une gestion plus
efficace des coûts d'exploitation.
- BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États-Unis reflétant
l'absence de BAIIA de Midcoast Operating, L.P., dont la vente a eu
lieu le 1er août 2018.
- Constatation en dollars canadiens du BAIIA ajusté du secteur
Transport de gaz et services intermédiaires. Conversion du BAIIA
ajusté des activités libellées en dollars américains à un taux de
change supérieur entre le dollar américain et le dollar canadien au
quatrième trimestre de 2018 (1,32 $ CA/$ US)
comparativement à la période correspondante de 2017
(1,27 $ 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.
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 718 M$ pour l'exercice 2018
comparativement à l'exercice 2017. 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 ceux qui suivent :
- Apport pour l'exercice complet des actifs de transport de gaz
acquis dans le cadre de l'opération de fusion.
- Bénéfice ajusté de US Gas Transmission qui rend compte des
apports accrus des nouveaux projets d'investissement mis en service
en 2017 et en 2018, y compris Sabal
Trail, le prolongement de l'accès vers le sud, Adair Southwest, les
projets d'expansion des marchés de la côte américaine du golfe du
Mexique et Atlantic Bridge, annulés en partie par la hausse des
frais d'exploitation.
- Alliance Pipeline ayant tiré profit de la hausse des produits
saisonniers garantis et des produits du service interruptible
résultant de l'élargissement des différentiels de base.
- Secteur intermédiaire aux États-Unis ayant profité d'un débit
plus élevé, d'une augmentation du prix des marchandises et de
marges de fractionnement supérieures aux installations de
Aux Sable et de DCP
Midstream, LLC (« DCP Midstream »).
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
2017
|
|
2018
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas
Distribution Inc. (« EGD »)
|
191
|
|
201
|
|
803
|
|
701
|
Union Gas Limited
(« Union Gas »)
|
217
|
|
208
|
|
782
|
|
551
|
Autres
|
44
|
|
41
|
|
141
|
|
127
|
BAIIA
ajusté1
|
452
|
|
450
|
|
1
726
|
|
1 379
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGD
|
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
141
|
|
135
|
|
449
|
|
421
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)3
|
2
216
|
|
2 190
|
|
2
216
|
|
2 190
|
Degrés-jours de
chauffage4
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
332
|
|
1 285
|
|
3
728
|
|
3 499
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de température normale
|
1
246
|
|
1 226
|
|
3
642
|
|
3 639
|
Union
Gas2
|
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
391
|
|
370
|
|
1
372
|
|
944
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)3
|
1
497
|
|
1 475
|
|
1
497
|
|
1 475
|
Degrés-jours de
chauffage4
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
463
|
|
1 433
|
|
4
147
|
|
2 688
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de température normale
|
1
376
|
|
1 377
|
|
4
064
|
|
2 636
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
2
|
Sont prises en
compte les données postérieures à l'opération de
fusion.
|
3
|
Nombre de clients
actifs à la fin de la période de présentation.
|
4
|
Les degrés-jours
de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une
idée du volume de gaz naturel requis à des
fins de chauffage dans les zones de concession de EGD et de Union
Gas. Elle correspond à la somme, durant la période visée,
des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée
est inférieure à 18 degrés Celsius.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus
élevé aux premier et quatrième trimestres en raison de
l'utilisation de volumes supérieurs durant la saison de chauffage
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
2 M$ au quatrième trimestre de 2018 par rapport au trimestre
correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un
trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :
- Hausse du bénéfice attribuable aux projets d'expansion et
charges de distribution supérieures découlant d'augmentations de la
base tarifaire ainsi que de l'accroissement de la clientèle,
atténuée par la hausse du partage du bénéfice de EGD en raison du
bénéfice supérieur réalisé en 2018.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a progressé de
347 M$ pour l'exercice 2018 comparativement à l'exercice 2017.
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 ceux
qui suivent :
- Apport pour l'exercice complet des actifs de Union Gas acquis
dans le cadre de l'opération de fusion.
- Températures plus froides que la normale dans la zone de
concession de la société en 2018 donnant lieu à une utilisation
accrue comparativement à 2017.
Pour la période de 12 mois close le 31 décembre 2018,
le BAIIA ajusté de EGD et de Union Gas a affiché une augmentation
de 35 M$ en raison des températures plus froides 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.
EGD et Union Gas ont fusionné le 1er janvier
2019. La société issue de la fusion poursuit depuis ses activités
sous le nom de Enbridge Gas Inc. (« Enbridge Gas »). Les
résultats financiers de Enbridge Gas après la fusion refléteront la
performance combinée des deux anciennes sociétés de services
publics.
La société a conclu une entente visant la vente de Enbridge Gaz
Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas Company Inc., sous
réserve de l'obtention des approbations réglementaires et du
respect d'autres conditions de clôture habituelles, les
transactions devant avoir lieu en 2019.
ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
98
|
|
109
|
|
435
|
|
379
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Énergie verte et transport a diminué
de 11 M$ au quatrième trimestre de 2018 par rapport au
trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de
performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- Baisse du régime des vents pour l'ensemble des installations
éoliennes terrestres.
- Problèmes d'exploitation mineurs à certains parcs éoliens ayant
donné lieu à une production inférieure aux prévisions.
- Recul du BAIIA en partie annulé par l'apport du projet
extracôtier Rampion devenu pleinement opérationnel au deuxième
trimestre de 2018.
Le BAIIA ajusté du secteur Énergie verte et transport a augmenté
de 56 M$ pour l'exercice 2018 par rapport à 2017. Les
principaux facteurs de performance d'un exercice à l'autre sont
résumés ci‑après :
- Hausse du régime des vents et baisse des charges d'exploitation
pour l'ensemble des parcs éoliens, principalement au cours des neuf
premiers mois de 2018.
- Apport du projet extracôtier Rampion devenu pleinement
opérationnel au deuxième trimestre de 2018.
- Règlement d'arbitrage favorable de 11 M$ découlant d'une
demande d'indemnisation.
Le 1er août 2018, la société a conclu une
opération visant la vente d'une participation de 49 % dans
certains actifs terrestres d'énergie renouvelable situés en
Amérique du Nord et d'une participation de 49 % dans deux
projets d'énergie éolienne extracôtiers en cours d'aménagement en
Allemagne (collectivement, les « actifs d'énergie renouvelable
JV »). Enbridge maintient une participation de contrôle de
51 % dans les actifs d'énergie renouvelable JV et
continue d'assurer la gestion et l'exploitation des actifs et de
fournir des services administratifs connexes. Les résultats
consolidés générés par ces actifs continueront d'être comptabilisés
dans les résultats du secteur Énergie verte et transport. Le
bénéfice et les flux de trésorerie attribuables à de tiers
investisseurs dans ces actifs seront comptabilisés en tant que
participations ne donnant pas le contrôle aux états consolidés des
résultats et des flux de trésorerie distribuables de la
société.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
73
|
|
(21)
|
|
167
|
|
(52)
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de
respectivement 94 M$ et 219 M$ pour le quatrième
trimestre et l'exercice 2018 par rapport aux périodes
correspondantes respectives de 2017, surtout en raison de
l'élargissement des différentiels liés à l'emplacement du pétrole
brut et du gaz naturel, ce qui a accru les possibilités de dégager
des marges bénéficiaires.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Exploitation et
administration
|
82
|
|
(52)
|
|
|
55
|
|
(39)
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(65)
|
|
(25)
|
|
|
(219)
|
|
(184)
|
BAIIA
ajusté1
|
17
|
|
(77)
|
|
|
(164)
|
|
(223)
|
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), 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 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 augmenté de
94 M$ au quatrième trimestre de 2018 par rapport au trimestre
correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un
trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :
- Moment du recouvrement de certaines charges d'exploitation et
d'administration attribuées aux secteurs d'activité, dont la
pondération a été plus lourde au quatrième trimestre.
- Pertes réalisées plus élevées sur les règlements de couverture
du change au quatrième trimestre de 2018 attribuables au taux de
couverture du change moins favorable cumulé au raffermissement du
dollar américain comparativement au quatrième trimestre
de 2017.
La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement de
l'unité Éliminations et divers a augmenté de 59 M$ pour
l'exercice 2018 par rapport à l'exercice 2017. Les principaux
facteurs de performance d'un exercice à l'autre sont résumés
ci‑après :
- Synergies réalisées du fait de l'intégration des fonctions
administratives, annulées en partie par la hausse des pertes
réalisées sur les règlements de couverture du risque de change;
perte accrue au moment du règlement découlant principalement d'un
montant nominal moyen supérieur sur les couvertures de change en
raison de la couverture du montant plus élevé du bénéfice et des
flux de trésorerie libellés en dollars US à la suite de
l'opération de fusion.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 15 février 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
quatrième trimestre et de l'exercice 2018. Analystes, membres
des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister
doivent composer sans frais le (877) 930-8043, ou le (253) 336-7522
en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi
que le code d'accès 3577747#. La conférence sera diffusée en
direct sur Internet à l'adresse
https://edge.media-server.com/m6/p/wxannnzi. 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 3577747#).
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.
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 de Enbridge et de ses
filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à
d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se
reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir »,
« s'attendre à », « projeter »,
« estimer », « prévoir »,
« planifier », « viser », « cibler »,
« croire » et autres termes du genre qui laissent
entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines
perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par
renvoi contiennent de l'information ou des déclarations
prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAIIA
prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou
le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte)
prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action;
les FTD ou les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la
vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources
de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les
paramètres de crédit et le niveau de la dette par rapport au BAIIA
prévus; les coûts prévus des projets annoncés et des projets en
construction; les dates prévues de mise en service des projets
annoncés et des projets en construction; les dépenses en
immobilisations prévues; l'incidence prévue sur les flux de
trésorerie du programme de croissance garanti sur le plan
commercial de la société; les possibilités de croissance et
d'expansion futures prévues; la capacité prévue des coentrepreneurs
de la société à terminer et à financer les projets en construction;
la conclusion prévue des acquisitions et des cessions;
les futures mesures que prendront les organismes de
réglementation; les coûts prévus de correction des fuites et les
indemnités d'assurance potentielles; les prévisions en matière de
prix des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les
attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion; les
opérations de rachat et les autres mesures de simplification de la
structure de l'entreprise; les dividendes futurs estimatifs; la
politique de versement des dividendes; la croissance des dividendes
et les versements prévus de dividendes; les attentes concernant
l'incidence de notre programme de couverture; et les attentes
découlant de l'exécution de notre plan stratégique de
2018-2020.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis de
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 cessions; la
concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant
de l'opération de fusion; les opérations de rachat et les autres
mesures de simplification de la structure de l'entreprise; les lois
gouvernementales; les acquisitions et le calendrier s'y rapportant;
la réussite des plans d'intégration; l'incidence de l'exécution des
projets d'investissement sur les flux de trésorerie futurs de la
société; les notations; le financement des projets
d'investissement; le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le
bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte)
ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice
(la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie
futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; et
les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à
l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de
LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces
marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs
dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une
incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les
services de la société. Par ailleurs, les taux de change,
l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte
économique et le contexte des affaires dans lesquels la société
évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour
les services de la société et le coût des intrants et sont par
conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En
raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs
macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude
l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses
sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne
l'incidence de l'opération de fusion sur la société, les opérations
de rachat et les autres mesures de simplification de la structure
de l'entreprise, les FTD et les FTD futurs par action et les
dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus
pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux
projets annoncés et aux projets en construction, y compris les
dates estimatives d'achèvement et les dépenses en immobilisations
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 de Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de l'opération de fusion, des
opérations de rachat et des autres mesures de simplification de la
structure de l'entreprise, du rendement de l'exploitation, des
paramètres de la réglementation, des modifications à la
réglementation applicable à notre entreprise, des acquisitions et
des cessions, de la politique en matière de versement de
dividendes, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des taux de change, des taux d'intérêt, des
prix des marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la
demande des marchandises, et d'autres facteurs, 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 de Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de
l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre.
Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est
pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé
prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou verbal,
attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la
société, doit être expressément considéré comme visé par la
présente mise en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est la
première société nord-américaine d'infrastructures énergétiques
dotée de plateformes commerciales stratégiques comprenant un réseau
étendu de pipelines de pétrole brut, de liquides et de gaz naturel,
des services publics réglementés de distribution de gaz naturel
ainsi que des installations de production d'énergie renouvelable.
La société livre en toute sécurité plus de 3 millions de
barils de pétrole brut par l'entremise de son réseau principal et
de son pipeline Express. Ce volume représente environ 62 % des
exportations de pétrole brut canadien aux États‑Unis. De plus, en
desservant les principaux bassins d'approvisionnement et marchés,
la société livre quelque 18 % de tout le gaz naturel consommé
aux États-Unis. Les services publics réglementés de la société
comptent environ 3,7 millions de clients de détail en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick. De
plus, Enbridge détient des participations dans des installations
d'énergie renouvelable d'une capacité de production nette de plus
de 1 700 MW 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.
La raison d'être de Enbridge, qui a pour slogan
« L'énergie, pour la vie », est d'alimenter la
qualité de vie des Nord-Américains. Pour un complément
d'information, consulter www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le site Web de 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
Gould
|
Sans frais :
(888) 992-0997
|
|
Sans frais :
(800) 481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Notre conseil d'administration a déclaré les dividendes
trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le
1er mars 2019 aux actionnaires inscrits le
15 février 2019.
Actions
ordinaires1
|
0,73800
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,25459
|
$
|
Actions privilégiées,
série D3
|
0,27875
|
$
|
Actions privilégiées,
série F4
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H5
|
0,27350
|
$
|
Actions privilégiées,
série J
|
0,30540
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série L
|
0,30993
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série N6
|
0,31788
|
$
|
Actions privilégiées,
série P
|
0,25000
|
$
|
Actions privilégiées,
série R
|
0,25000
|
$
|
Actions privilégiées,
série 17
|
0,37182
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,25000
|
$
|
Actions privilégiées,
série 5
|
0,27500
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
0,27500
|
$
|
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 198
|
0,30625
|
$
|
1
|
Le
1er mars 2019, le taux du dividende trimestriel sur
les actions ordinaires a été majoré de 10 % pour passer de
0,67100 $ à 0,73800 $.
|
2
|
Le taux du
dividende variable sur les actions privilégiées de série C est
ajusté chaque trimestre. Le montant des dividendes trimestriels de
la série C a été majoré pour passer de 0,20342 $ à
0,22685 $ le 1er mars 2018, de 0,22685 $
à 0,22748 $ le 1er juin 2018, de
0,22748 $ à 0,23934 $ le 1er septembre
2018 et de 0,23934 $ à 0,25459 $ le
1er décembre 2018.
|
3
|
Le
1er mars 2018, le montant du dividende trimestriel
de la série D a été relevé et fixé à 0,27875 $, par rapport à
0,25000 $, en raison de la refixation du taux de dividende
annuel tous les cinq ans suivant l'émission de ces actions
privilégiées, à la date anniversaire.
|
4
|
Le
1er juin 2018, le taux du dividende trimestriel de
la série F a été relevé et fixé à 0,29306 $, par rapport à
0,25000 $, en raison de la refixation du taux de dividende
annuel tous les cinq ans suivant l'émission de ces actions
privilégiées, à la date anniversaire.
|
5
|
Le
1er septembre 2018, le taux du dividende
trimestriel de la série H a été relevé et fixé à 0,27350 $,
par rapport à 0,25000 $, en raison de la refixation du taux de
dividende annuel tous les cinq ans suivant l'émission de ces
actions privilégiées, à la date anniversaire.
|
6
|
Le
1er décembre 2018, le taux du dividende trimestriel
de la série N a été relevé et fixé à 0,31788 $, par rapport à
0,25000 $, en raison de la refixation du taux de dividende
annuel tous les cinq ans suivant l'émission de ces actions
privilégiées, à la date anniversaire.
|
7
|
Le
1er juin 2018, le taux du dividende trimestriel de
la série 1 a été relevé et fixé à 0,37182 $ US, par
rapport à 0,25000 $ US, en raison de la refixation du
taux de dividende annuel tous les cinq ans suivant l'émission de
ces actions privilégiées, à la date anniversaire.
|
8
|
Le
1er juin 2018, le taux du dividende trimestriel de
la série 19 a été majoré par rapport au premier dividende de
0,26850 $ payable le 1er mars 2018 pour passer
au taux de dividende trimestriel régulier de
0,30625 $.
|
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 avec les mesures
conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté et de
l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus
particulièrement en ce qui a trait à certains passifs éventuels et
aux gains et pertes hors trésorerie liés à la juste valeur
d'instruments financiers dérivés non réalisés, de même qu'à
l'évaluation de l'inefficacité des couvertures touchées par les
variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de
fournir un rapprochement 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
RAPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
978
|
|
1 555
|
|
5
331
|
|
6 395
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
254
|
|
(3 532)
|
|
2
334
|
|
(1 269)
|
Distribution de
gaz
|
449
|
|
453
|
|
1
711
|
|
1 390
|
Énergie verte et
transport
|
83
|
|
102
|
|
369
|
|
372
|
Services
énergétiques
|
374
|
|
(252)
|
|
482
|
|
(263)
|
Éliminations et
divers
|
(340)
|
|
(149)
|
|
(708)
|
|
(337)
|
BAIIA
|
2
798
|
|
(1 823)
|
|
9
519
|
|
6 288
|
Amortissement
|
(794)
|
|
(775)
|
|
(3
246)
|
|
(3 163)
|
Charge
d'intérêts
|
(661)
|
|
(852)
|
|
(2
703)
|
|
(2 556)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(60)
|
|
3 515
|
|
(237)
|
|
2 697
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations
ne donnant pas le
contrôle rachetables
|
(99)
|
|
226
|
|
(451)
|
|
(407)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
|
(84)
|
|
(367)
|
|
(330)
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
089
|
|
207
|
|
2
515
|
|
2 529
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
728
|
|
1 482
|
|
6
617
|
|
5 484
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
952
|
|
1 020
|
|
4
068
|
|
3 350
|
Distribution de
gaz
|
452
|
|
450
|
|
1
726
|
|
1 379
|
Énergie verte et
transport
|
98
|
|
109
|
|
435
|
|
379
|
Services
énergétiques
|
73
|
|
(21)
|
|
167
|
|
(52)
|
Éliminations et
divers
|
17
|
|
(77)
|
|
(164)
|
|
(223)
|
BAIIA
ajusté
|
3
320
|
|
2 963
|
|
12
849
|
|
10 317
|
Amortissement
|
(794)
|
|
(764)
|
|
(3
246)
|
|
(3 152)
|
Charge
d'intérêts
|
(656)
|
|
(638)
|
|
(2
637)
|
|
(2 305)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(421)
|
|
(252)
|
|
(1
122)
|
|
(805)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le
contrôle rachetables
|
(188)
|
|
(212)
|
|
(909)
|
|
(743)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
|
(84)
|
|
(367)
|
|
(330)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
166
|
|
1 013
|
|
4
568
|
|
2 982
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,65
|
|
0,61
|
|
2,65
|
|
1,96
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
|
2
798
|
|
(1 823)
|
|
9
519
|
|
6 288
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à
la juste valeur d'instruments
dérivés
|
576
|
|
130
|
|
894
|
|
(1 109)
|
(Gain) perte à la
vente d'actifs
|
(72)
|
|
9
|
|
35
|
|
9
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
125
|
|
4 552
|
|
2
211
|
|
4 552
|
(Gain) perte à la
vente d'un pipeline et coûts de liquidation du projet
|
1
|
|
(6)
|
|
(27)
|
|
(99)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés
et coûts de transition et de restructuration
|
60
|
|
70
|
|
203
|
|
354
|
Coûts de
transaction
|
--
|
|
--
|
|
--
|
|
180
|
Coûts liés à la
monétisation d'actifs
|
23
|
|
--
|
|
88
|
|
--
|
Ajustement des passifs
réglementaires
|
(223)
|
|
--
|
|
(223)
|
|
--
|
Autres
|
32
|
|
31
|
|
149
|
|
142
|
Total des éléments
d'ajustement
|
522
|
|
4 786
|
|
3
330
|
|
4 029
|
BAIIA
ajusté
|
3
320
|
|
2 963
|
|
12
849
|
|
10 317
|
Amortissement
|
(794)
|
|
(775)
|
|
(3
246)
|
|
(3 163)
|
Charge
d'intérêts
|
(661)
|
|
(852)
|
|
(2
703)
|
|
(2 556)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(60)
|
|
3 515
|
|
(237)
|
|
2 697
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
et aux participations ne donnant pas le
contrôle rachetables
|
(99)
|
|
226
|
|
(451)
|
|
(407)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
|
(84)
|
|
(367)
|
|
(330)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement
|
--
|
|
11
|
|
--
|
|
11
|
Charge
d'intérêts
|
5
|
|
214
|
|
66
|
|
251
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(361)
|
|
(3 767)
|
|
(885)
|
|
(3 502)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(89)
|
|
(438)
|
|
(458)
|
|
(336)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
166
|
|
1 013
|
|
4
568
|
|
2 982
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,65
|
|
0,61
|
|
2,65
|
|
1,96
|
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
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
728
|
|
1 482
|
|
6
617
|
|
5 484
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(715)
|
|
94
|
|
(1
077)
|
|
875
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
(32)
|
|
--
|
|
(186)
|
|
--
|
Gain (perte) à la
vente d'un pipeline et coûts de liquidation du projet
|
(1)
|
|
6
|
|
27
|
|
99
|
Coûts de correction de
fuites, déduction faite des règlements de compagnies
d'assurance
|
--
|
|
(1)
|
|
--
|
|
(10)
|
Coûts liés à
l'expansion des projets
|
(1)
|
|
2
|
|
(4)
|
|
(4)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(1)
|
|
(9)
|
|
(26)
|
|
(30)
|
Ajustement des passifs
réglementaires
|
--
|
|
--
|
|
(20)
|
|
--
|
Autres
|
--
|
|
(19)
|
|
--
|
|
(19)
|
Total des
ajustements
|
(750)
|
|
73
|
|
(1
286)
|
|
911
|
BAIIA
|
978
|
|
1 555
|
|
5
331
|
|
6 395
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
952
|
|
1 020
|
|
4
068
|
|
3 350
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(1)
|
|
(8)
|
|
24
|
|
(1)
|
(Gain) perte à la
vente d'actifs
|
72
|
|
--
|
|
(2)
|
|
--
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
--
|
|
(4 552)
|
|
(1
932)
|
|
(4 552)
|
Inspection de
pipelines et autres
|
--
|
|
26
|
|
(2)
|
|
(8)
|
Ajustement des
passifs réglementaires
|
223
|
|
--
|
|
223
|
|
--
|
Ajustement à la
quote-part du bénéfice des satellites de DCP Midstream
|
11
|
|
(7)
|
|
(12)
|
|
(28)
|
Coûts de
transaction
|
--
|
|
--
|
|
--
|
|
(6)
|
Coûts liés à la
monétisation d'actifs
|
--
|
|
--
|
|
(20)
|
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(3)
|
|
(11)
|
|
(13)
|
|
(24)
|
Total des
ajustements
|
302
|
|
(4 552)
|
|
(1
734)
|
|
(4 619)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
1
254
|
|
(3 532)
|
|
2
334
|
|
(1 269)
|
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
452
|
|
450
|
|
1
726
|
|
1 379
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
3
|
|
3
|
|
6
|
|
16
|
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
|
(6)
|
|
--
|
|
(12)
|
|
(5)
|
Total des
ajustements
|
(3)
|
|
3
|
|
(15)
|
|
11
|
BAIIA
|
449
|
|
453
|
|
1
711
|
|
1 390
|
ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
98
|
|
109
|
|
435
|
|
379
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(1)
|
|
2
|
|
1
|
|
2
|
Perte à la vente
d'actifs
|
--
|
|
(9)
|
|
(20)
|
|
(9)
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
(14)
|
|
--
|
|
(47)
|
|
--
|
Total des
ajustements
|
(15)
|
|
(7)
|
|
(66)
|
|
(7)
|
BAIIA
|
83
|
|
102
|
|
369
|
|
372
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
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Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
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2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
73
|
|
(21)
|
|
167
|
|
(52)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
394
|
|
(222)
|
|
408
|
|
(200)
|
Réduction de valeur
des stocks
|
(93)
|
|
--
|
|
(93)
|
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
--
|
|
(1)
|
|
--
|
|
(3)
|
Autres
|
--
|
|
(8)
|
|
--
|
|
(8)
|
Total des
ajustements
|
301
|
|
(231)
|
|
315
|
|
(211)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
374
|
|
(252)
|
|
482
|
|
(263)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
17
|
|
(77)
|
|
(164)
|
|
(223)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(256)
|
|
1
|
|
(256)
|
|
417
|
Perte de change
intersociétés non réalisée
|
(12)
|
|
(9)
|
|
(23)
|
|
(29)
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
|
(13)
|
|
(6)
|
|
(13)
|
Perte à la vente
d'actifs
|
--
|
|
--
|
|
(13)
|
|
--
|
Coûts liés à la
monétisation d'actifs
|
(23)
|
|
--
|
|
(68)
|
|
--
|
Coûts liés à
l'expansion des projets
|
(6)
|
|
(2)
|
|
(11)
|
|
(23)
|
Coûts de
transaction
|
--
|
|
--
|
|
--
|
|
(174)
|
Coûts de rachat des
entités détenues à titre de promoteur
|
(10)
|
|
--
|
|
(15)
|
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(50)
|
|
(49)
|
|
(152)
|
|
(292)
|
Total des
ajustements
|
(357)
|
|
(72)
|
|
(544)
|
|
(114)
|
Perte avant
intérêts, impôts et amortissement
|
(340)
|
|
(149)
|
|
(708)
|
|
(337)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS
D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos
les 31 décembre
|
|
Exercices clos
les 31 décembre
|
|
2018
|
|
2017
|
|
2018
|
|
2017
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
503
|
|
1 341
|
|
10
502
|
|
6 658
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des
passifs d'exploitation1
|
28
|
|
461
|
|
(915)
|
|
338
|
|
2
531
|
|
1 802
|
|
9
587
|
|
6 996
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables2
|
(281)
|
|
(272)
|
|
(1
182)
|
|
(1 042)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(84)
|
|
(364)
|
|
(330)
|
Investissements de
maintien3
|
(361)
|
|
(345)
|
|
(1
144)
|
|
(1 261)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
|
|
Règlement
d'instruments de couverture préalablement à
l'émission4
|
--
|
|
431
|
|
--
|
|
431
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits5
|
51
|
|
25
|
|
208
|
|
196
|
Coûts de
transaction
|
--
|
|
--
|
|
--
|
|
178
|
Ajustement des
passifs réglementaires
|
(223)
|
|
--
|
|
(223)
|
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
59
|
|
81
|
|
248
|
|
359
|
Coûts liés à la
monétisation d'actifs
|
23
|
|
--
|
|
107
|
|
--
|
Distributions de la
quote-part du bénéfice des satellites en excédent du bénéfice
cumulé
|
35
|
|
63
|
|
326
|
|
125
|
Autres éléments
|
125
|
|
40
|
|
55
|
|
(38)
|
FTD
|
1
863
|
|
1 741
|
|
7
618
|
|
5 614
|
1
|
Les variations des
actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des
passifs environnementaux, déduction faite des
recouvrements.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
3
|
Les
investissements de maintien représentent les dépenses en
immobilisations 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.
|
4
|
Se rapporte à la
résiliation de swaps de taux d'intérêt en raison de la moins grande
probabilité d'émission de titres d'emprunt à long
terme.
|
5
|
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 différés.
|
SOURCE Enbridge Inc.