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

Date : 05/10/2019 @ 12:05PM
Source : PR Newswire (Canada)
Stock : Enbridge (ENB)
Quote : 36.29  0.18 (0.50%) @ 12:59AM

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

Enbridge (NYSE:ENB)
Historical Stock Chart

3 Months : From Apr 2019 to Jul 2019

Click Here for more Enbridge Charts.

CALGARY, le 10 mai 2019 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers du premier trimestre de 2019 et a présenté un compte rendu trimestriel.

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

  • Bénéfice conforme aux PCGR de 1 891 M$ ou 0,94 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2019, comparativement à 445 M$ ou 0,26 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2018; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation

  • Bénéfice ajusté de 1 640 M$ ou 0,81 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2019, comparativement à 1 375 M$ ou 0,82 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2018

  • Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3 769 M$ au premier trimestre de 2019, comparativement à 3 406 M$ au premier trimestre de 2018

  • Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2 176 M$ pour le premier trimestre de 2019, comparativement à 3 194 M$ pour le premier trimestre de 2018

  • Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 758 M$ pour le premier trimestre de 2019, comparativement à 2 312 M$ pour le premier trimestre de 2018

  • Confirmation des objectifs financiers pour 2019 visant des flux de trésorerie distribuables par action se situant entre 4,30 $ et 4,60 $

  • Avancement de l'exécution du projet de remplacement de la canalisation 3 : achèvement prévu de la construction du tronçon canadien d'ici la fin de mai 2019; rejet par la Minnesota Public Utilities Commission (« MPUC ») de toutes les requêtes en révision de ses approbations de projet; nouveau calendrier de délivrance des permis communiqué par les autorités chargées des permis environnementaux au Minnesota; selon le nouveau calendrier, mise en service du projet ciblée pour le second semestre de 2020

  • Annonce aujourd'hui d'un appel de soumissions fructueux à l'appui de l'agrandissement du réseau de transport de gaz de Dawn Parkway d'un montant de 0,2 G$

  • Annonce du lancement d'un appel de soumissions à la mi-juillet pour conclure des ententes de transport garanti sur le réseau d'oléoducs principal en prévision de l'échéance de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») en juin 2021

  • Atteinte d'un ratio dette consolidée/BAIIA de 4,7 fois pour les 12 derniers mois selon la méthode de calcul de la direction, taux qui se situe dans la fourchette d'endettement ciblée de la société de 4,5 fois à moins de 5,0 fois

  • Révision à la hausse par Moody's de la notation accordée aux titres d'emprunt de premier rang non garantis d'Enbridge, qui passe de Baa3 à Baaa2 avec perspectives positives

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

« Nous avons commencé l'année 2019 en force et nous en sommes très satisfaits, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. Sur le plan opérationnel, tous nos réseaux continuent de bien fonctionner et sont exploités presque à pleine capacité. En effet, le débit du réseau d'oléoducs principal a atteint un niveau record ce trimestre. De plus, la demande a été forte sur nos réseaux de transport de gaz en raison du temps plus froid dans nos zones de franchise cet hiver, et notre entreprise de distribution de gaz en Ontario a atteint des niveaux records de distribution en janvier et février. Notre entreprise de services énergétiques a aussi profité de marges élevées ce trimestre.

« Ce solide rendement d'exploitation, allié aux nouveaux projets entrés en service au cours de la dernière année, a contribué aux niveaux records du BAIIA au premier trimestre, mais le report jusqu'en 2020 de la mise en service de la canalisation 3, par rapport à notre budget pour l'exercice complet de 2019, atténuera la vigueur des résultats du premier trimestre. La fourchette des prévisions de FTD pour 2019 demeure inchangée, soit entre 4,30 $ et 4,60 $ par action.

« Tous nos secteurs d'activité ont réalisé des progrès ce trimestre vers la concrétisation d'initiatives clés. Notre équipe du secteur Oléoducs a poursuivi les discussions avec les clients quant aux modalités d'un nouveau cadre commercial pour le réseau d'oléoducs principal afin de remplacer l'ECT en vigueur qui vient à échéance en 2021. Nous prévoyons être en mesure de lancer un appel de soumissions à la mi-juillet,dans le but de déposer auprès de l'organisme de réglementation un nouveau barème de droits d'ici la fin de l'année.

« L'équipe de notre secteur Transport de gaz poursuit les discussions quant au dossier tarifaire pour le réseau Texas Eastern, et le groupe chargé de l'expansion d'entreprise s'emploie actuellement à évaluer les possibilités d'appuyer la mise en valeur du GNL sur la côte américaine du golfe du Mexique.

« Pour l'entreprise de distribution de gaz, il s'agissait du premier trimestre d'exploitation combinée, et nous avons commencé à gagner en efficience. De plus, nous avons garanti l'agrandissement supplémentaire du corridor de transport de Dawn à Parkway, un projet de croissance interne à faible risque visant à accroître le volume de gaz acheminé à nos zones de franchise et vers le nord-est des États‑Unis.

« Nous sommes des plus satisfaits des progrès soutenus dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3. D'une part, au Canada, nous prévoyons que la construction de ce tronçon de la canalisation sera achevée d'ici la fin de mai. D'autre part, au Minnesota, le calendrier fourni par les organismes de l'État appuie la délivrance des permis environnementaux d'ici novembre. Nous travaillons en étroite collaboration avec ces organismes et prévoyons toujours la mise en service complète du projet au cours du second semestre de 2020, sous réserve de l'obtention à temps des approbations de permis.

« Enfin, d'un point de vue stratégique, grâce aux mesures que nous avons prises au cours de la dernière année, nous sommes en position de force pour envisager l'avenir, et nous en voyons déjà les avantages. Le rendement opérationnel et la performance financière de nos principales entreprises à faible risque sont solides et fiables. Notre bilan est plus solide et nous jouissons désormais d'une grande souplesse financière qui nous a entre autres permis de suspendre notre régime de réinvestissement des dividendes et d'autofinancer entièrement notre croissance. La rationalisation de la structure de l'entreprise nous a en outre permis de réaliser des améliorations marquées de l'efficience, notamment grâce à l'élimination de nos titres d'entités détenues à titre de promoteur, à la fusion de nos deux sociétés de services publics de l'Ontario et à la restructuration de la dette.

« Pour conclure, Enbridge a encore une fois connu un solide trimestre à l'échelle de tous ses secteurs d'activité. Nous sommes des plus satisfaits du rendement d'exploitation et de la performance financière, et nous maintiendrons le cap sur nos priorités stratégiques d'ici la fin de l'année, tout en mettant davantage l'accent sur l'attribution des capitaux, la croissance et le rendement du capital investi afin de maximiser la valeur pour les actionnaires », a conclu M. Monaco.

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre clos le 31 mars 2019 sont résumés dans le tableau ci‑après :





Trimestres clos
les 31 mars


2019

2018

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



Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR

1 891

445

Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR

0,94

0,26

Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

2 176

3 194

BAIIA ajusté1

3 769

3 406

Bénéfice ajusté1

1 640

1 375

Bénéfice ajusté par action ordinaire1

0,81

0,82

Flux de trésorerie distribuables1

2 758

2 312

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation

2 016

1 685

Mesures financières non conformes aux PCGR. Les tableaux présentant le rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables sont joints en annexe au présent communiqué.

 

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 1 446 M$, ou 0,68 $ par action, pour le premier trimestre de 2019 comparativement à la période correspondante de 2018. La comparabilité du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'une période à l'autre a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels ou peu fréquents, notamment l'absence en 2019 d'une charge hors trésorerie découlant de la dépréciation des actifs détenus en vue de la vente constatée en 2018 et de la variation des gains et des pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments dérivés. L'incidence du rendement accru de l'entreprise, ainsi qu'il est mentionné ci‑après, a aussi contribué à l'augmentation du bénéfice conforme aux PCGR.

Le bénéfice ajusté au premier trimestre de 2019 a augmenté de 265 M$. 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, annulée en partie par la perte de l'apport des actifs vendus en 2018. Par action, le bénéfice ajusté a diminué de 0,01 $ comparativement à la même période en 2018, ce qui rend compte du nombre plus élevé d'actions à la suite de l'acquisition par Enbridge, financée par l'émission d'actions ordinaires, de tous les titres de participation en circulation des véhicules dont elle est le promoteur que nous ne détenions pas en propriété véritable au quatrième trimestre de 2018.

Les FTD ont totalisé 2 758 M$ pour le premier trimestre, soit une augmentation de 446 M$ par rapport à la période comparable de 2018, ce qui s'explique principalement par les facteurs énoncés précédemment.

La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci‑après présente l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse.

MISE À JOUR SUR LES PROJETS GARANTIS

La société a annoncé aujourd'hui qu'elle allait de l'avant avec un agrandissement de 0,2 G$ du réseau de transport de gaz naturel de Dawn à Parkway en Ontario. Cet agrandissement s'appuie sur un appel de soumissions réussi qui a donné lieu à des engagements de transport d'une capacité supplémentaire d'environ 75 Mpi3/j sur une période de 15 ans pour répondre à la demande croissante en Ontario et dans le nord‑est des États‑Unis. La société présentera une demande de traitement réglementaire fondé sur le coût du service aux termes du module de capitaux supplémentaires du nouveau cadre à tarif d'encouragement approuvé par la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO »). Le projet devrait entrer en service d'ici la fin de 2021.

Au premier trimestre, la société a de plus annoncé de nouveaux projets de croissance de services publics et de pipelines garantis d'une valeur de 0,3 G$, notamment le projet de transport reliant l'Est et l'Ouest (« EWT ») et l'acquisition de Pipeline Generation.

Le projet de transport EWT, entre Wawa et Thunder Bay, augmentera la capacité d'approvisionnement en électricité de la région du nord‑est 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 du service et devrait être mis en service vers la fin de 2021. Tous les principaux permis sont maintenant en place. La construction est en cours et les travaux le long de l'emprise devraient commencer en juin.

Pipeline Generation est un pipeline d'une capacité de 355 millions de pieds cubes par jour alimentera les producteurs d'électricité et les clients industriels dans le nord de l'Ohio et il assurera une interconnexion avec le pipeline Nexus. La part d'Enbridge de l'acquisition s'élève à environ 0,1 G$ US, et le pipeline est entièrement sous contrat prévoyant des ententes à long terme. L'opération devrait se conclure au second semestre de 2019.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS

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.

Dans le cadre de ce programme, des projets d'une valeur de près de 3 G$ devraient être mis en service d'ici la fin de 2019, notamment le pipeline Gray Oak, dans lequel Enbridge détient une participation de 22,8 %. Les prévisions quant à l'exécution des projets ont été mises à jour pour tenir compte des estimations révisées des coûts de construction et de l'échéancier. Il est prévu que le projet Gray Oak sera mis en service au cours du quatrième trimestre de 2019, et la part revenant à Enbridge du coût en capital devrait s'élever à 0,7 G$ US. Ce projet présente toujours un profil attrayant de risque-rendement et représente un élément de la stratégie d'Enbridge de renforcer davantage son réseau pipelinier sur la côte américaine du golfe du Mexique.

MISE À JOUR SUR LE REMPLACEMENT DE LA CANALISATION 3

Le projet de remplacement de la canalisation 3 est un projet d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal d'Enbridge.

La construction du tronçon canadien du pipeline devrait être achevée d'ici la fin de mai. Les travaux de remplacement de la canalisation au Wisconsin sont terminés, ce tronçon a été mis en service en 2018. Les approbations réglementaires et les permis au Dakota du Nord ont été obtenus et la construction devrait débuter en 2020, parallèlement à la construction des tronçons adjacents.

Au Minnesota, la MPUC a mis la dernière main à toutes les ordonnances écrites et a rejeté toutes les requêtes sollicitant le réexamen de ses décisions réglementaires. Le processus d'obtention des permis est en cours auprès de tous les organismes fédéraux et étatiques pertinents, y compris l'U.S. Army Corps of Engineers, le département des Ressources naturelles du Minnesota (« DRN »), l'Agence de contrôle de la pollution (« ACP ») du Minnesota et d'autres organismes d'État locaux au Minnesota. Au cours du trimestre visé, le DRN et l'ACP ont publié des processus et calendriers pour leur délivrance des permis environnementaux d'ici novembre 2019. Enbridge prévoit que les derniers détails pour le reste des permis fédéraux seront mis au point environ 30 à 60 jours plus tard. Ce nouveau calendrier redéfinit les attentes de la société quant à l'obtention définitive des permis de l'État, qu'elle s'attendait à recevoir au deuxième trimestre de 2019 en prévision d'une date de mise en service prévue d'ici la fin de 2019. À la lumière de ce nouveau calendrier, la société procède à la révision du calendrier de construction et des coûts de construction estimatifs connexes dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3. Cependant, à la lumière du nouveau calendrier de délivrance des permis, la société prévoit que la mise en service aura lieu pendant le second semestre de 2020, ainsi qu'elle l'a communiqué précédemment.

Les coûts de construction pour le programme de remplacement de la canalisation 3 sont inférieurs au budget au Canada et supérieurs au budget aux États‑Unis en raison des retards dans la délivrance des permis au Minnesota. 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$. Cependant, 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

Enbridge a fait avancer les discussions avec l'industrie quant aux modalités d'un nouveau cadre commercial pour le réseau d'oléoducs principal afin de remplacer l'entente de tarification concurrentielle qui vient à échéance en juin 2021. La société prévoit lancer un appel de soumissions à la mi-juillet dans le but de déposer une demande de droits de péage auprès de l'organisme de réglementation, soit l'Office national de l'énergie (l'« Office »), d'ici la fin de l'année.

L'une des priorités stratégiques de la société est d'assurer des rendements opportuns et équitables pour les immobilisations existantes et nouvelles sur les réseaux de transport de gaz naturel de la société aux États‑Unis. Enbridge continue de travailler activement avec la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») et avec les clients pour faire avancer tous les dossiers tarifaires en cours. Les discussions se poursuivent dans le cadre du dossier tarifaire en vertu de l'article 4 présenté pour le réseau Texas Eastern et il est prévu qu'un règlement négocié sera en place d'ici la fin de l'année. Enbridge est sur la bonne voie pour conclure avec ses clients un accord de principe quant au règlement pour le réseau d'East Tennessee en vertu de l'article 5 qui donne lieu à une réduction négligeable des produits. Une audience sur le dossier tarifaire en vertu de l'article 4 est prévue pour le premier semestre de la prochaine année. La société se prépare à entamer, au cours des mois qui viennent, des discussions préliminaires avec les clients relativement au réseau Algonquin. Les dossiers tarifaires déposés sur formulaire 501‑G auprès de la FERC pour tous les autres pipelines de la société ont été fermés ou réglés sans incidence importante sur les produits.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

La société a conclu des ententes visant la vente d'actifs non essentiels de plus de 7,8 G$ en 2018. 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. Au 31 mars 2019, le ratio dette consolidée/BAIIA de la société était de 4,7 fois pour les 12 derniers mois. Ce ratio est conforme à ses paramètres de crédit à long terme révisés, soit un ratio dette/BAIIA de 4,5 fois à moins de 5,0 fois.

Par ailleurs, le rachat des entités détenues à titre de promoteur au quatrième trimestre de 2018 a permis de simplifier la structure et la stratégie de financement de la dette de la société. Les mesures prises par la suite comprennent notamment :

  • Réalisation d'un échange de titres de créance à terme de 1,6 G$ émis par Enbridge Income Fund contre des billets d'Enbridge Inc.
  • Modification de certaines clauses restrictives des conventions de fiducie d'Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») et de Spectra Energy Partners LP (« SEP ») et conclusion d'un accord de garantie réciproque avec Enbridge Inc.
  • Rachat de billets subordonnés de rang inférieur d'EEP d'un montant de 400 M$ US.
  • Retrait ou rachat d'actions privilégiées et de titres de créance de Weatcoast Energy Inc.

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.

Le 25 janvier 2019, Moody's Investors Service a annoncé la révision à la hausse de la notation accordée aux titres de créance de premier rang non garantis d'Enbridge Inc., qui passe à Baa2 avec perspectives positives. Standard & Poor's, Fitch et DBRS ont récemment réitéré la notation de respectivement BBB+, BBB+ et BBB élevée pour les titres de créance de premier rang non garantis d'Enbridge Inc.

Compte tenu des progrès au titre de la réduction de l'endettement, la société a annoncé au quatrième trimestre de 2018 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 est entièrement autofinancée et elle n'aura plus besoin de faire appel à des capitaux externes pour appuyer son programme de croissance dans l'avenir.

CHANGEMENTS AU SEIN DE LA HAUTE DIRECTION

Enbridge a annoncé aujourd'hui les changements suivants au sein de son équipe de direction, qui entrent en vigueur le 1er juin 2019.

Colin Gruending est nommé vice-président directeur et chef des finances. À ce titre, M. Gruending sera responsable des fonctions des finances et de la comptabilité d'Enbridge, notamment : la comptabilité d'entreprise, la planification et l'analyse financière, la trésorerie, la fiscalité, les risques et assurances, l'audit et les relations avec les investisseurs. Il occupait auparavant le poste de premier vice-président, Expansion de l'entreprise et Examen des investissements. Au cours de sa carrière de plus de 20 ans chez Enbridge, M. Gruending a occupé plusieurs postes de direction en finances et comptabilité. Titulaire d'un baccalauréat en commerce, il est comptable professionnel agréé et analyste financier agréé.

John Whelen est nommé vice-président directeur et chef de l'expansion des affaires. À ce titre, il assumera la responsabilité de l'expansion de l'entreprise, de la planification stratégique et de l'examen des investissements.  De plus, il assurera la supervision de nos unités fonctionnelles Production et transport d'énergie renouvelable et Services énergétiques. M. Whelen occupait auparavant le poste de vice-président directeur et chef des finances, et ce, depuis 2014. Au cours de sa carrière de plus de 26 ans chez Enbridge, M. Whelen a occupé plusieurs postes de direction en finances et en expansion de l'entreprise. Il est titulaire d'une maîtrise en administration des affaires et d'un baccalauréat ès science (économie).

M. Vern Yu est nommé président et chef de l'exploitation, Oléoducs et relèvera de M. Guy Jarvis, vice-président directeur, Oléoducs. À ce titre, M. Yu sera responsable de l'exploitation (États-Unis et Canada), de l'ingénierie et de la gestion des actifs, ainsi que du contrôle des pipelines de l'unité fonctionnelle Oléoducs. Avant d'accéder à ce poste, M. Yu était vice-président directeur et chef du développement. Au cours de sa carrière de plus de 25 ans chez Enbridge, M. Yu a occupé des postes de direction en finances et en expansion de l'entreprise, en plus de diriger les activités de développement des affaires et des marchés pour le secteur Oléoducs. M. Yu est titulaire d'une maîtrise en administration des affaires, d'un baccalauréat en sciences appliquées (génie) et d'un diplôme d'ingénieur.

Ces nominations internes clés renforcent l'efficacité de la relève de la haute direction et consolident la stratégie d'Enbridge en matière de développement et de promotion des talents à l'interne.

RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2019

Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société comptabilisés conformément aux PCGR pour le premier trimestre de 2019.

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


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



Oléoducs

2 072

1 156

Transport de gaz et services intermédiaires

1 020

126

Distribution de gaz

662

636

Production et transport d'énergie renouvelable

124

109

Services énergétiques

6

169

Éliminations et divers

248

(279)

BAIIA

4 132

1 917




Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires

1 891

445




Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

2 176

3 194

 

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 mars


2019

2018

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



Oléoducs

1 729

1 627

Transport de gaz et services intermédiaires

1 040

1 046

Distribution de gaz

693

646

Production et transport d'énergie renouvelable

123

139

Services énergétiques

176

22

Éliminations et divers

8

(74)

BAIIA ajusté1,3

3 769

3 406

Investissements de maintien

(179)

(165)

Charge d'intérêts1

(684)

(652)

Impôts sur les bénéfices exigibles1

(158)

(75)

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

(46)

(293)

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

94

63

Dividendes sur les actions privilégiées

(95)

(87)

Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits2

53

76

Autres ajustements hors trésorerie

4

39

FTD3

2 758

2 312

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation

2 016

1 685

1

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

2

Comprend la trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes similaires donnant lieu à des produits reportés.

3

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

 

Les FTD du premier trimestre de 2019 ont augmenté de 446 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

  • Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au solide rendement commercial dans la plupart des secteurs d'activité et à l'apport accru des nouveaux projets mis en service. Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après.
  • Baisse des distributions 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.
  • Hausse des distributions sur les titres de participation des satellites en raison de la solide performance ainsi que de la mise en service de nouvelles participations dans des satellites.

Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui suit :

  • Hausse des coûts de financement attribuable à l'augmentation de la dette ainsi qu'à l'émission d'actions privilégiées et de titres hybrides depuis le premier trimestre de 2018, annulée en partie par la diminution de la charge d'intérêts sur les remboursements de la dette effectués 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.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

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



BAIIA ajusté2

3 769

3 406

Amortissement

(840)

(824)

Charge d'intérêts1

(668)

(622)

Impôts sur les bénéfices1

(488)

(256)

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

(38)

(240)

Dividendes sur les actions privilégiées

(95)

(89)

Bénéfice ajusté2

1 640

1 375

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,81

0,82

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 265 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. La croissance du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, lesquels sont expliqués à la rubrique Flux de trésorerie distribuables. D'autres facteurs de variation notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

  • 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, déduction faite de la charge d'amortissement qui n'est plus comptabilisée pour les actifs ayant été classés comme détenus en vue de la vente ou ayant été vendus en 2018.
  • Hausse de la charge d'impôts attribuable en partie à l'accroissement du bénéfice avant impôts et à l'augmentation du taux d'imposition effectif. L'augmentation d'une période à l'autre du taux d'imposition effectif s'explique en partie par le rachat des sociétés en commandite principales aux États‑Unis, Enbridge Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP, ce qui a donné lieu à l'imposition de la société sur la totalité plutôt que sur sa quote‑part de leurs bénéfices.

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

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change moyen plus élevé entre le dollar américain et le dollar canadien au premier trimestre de 2019 (1,33 $ CA/$ US) comparativement à la période correspondante de 2018 (1,26 $ CA/$ US). Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

OLÉODUCS


Trimestres clos les
31 mars


2019


2018


(non audités, en millions de dollars canadiens)





Réseau principal1

964


942


Réseau régional des sables bitumineux

227


222


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

216


178


Autres2

322


285


BAIIA ajusté3

1 729


1 627







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





Réseau principal - volume hors Gretna4

2 717


2 625


Réseau régional des sables bitumineux5

1 751


1 629


Tarif international conjoint (« TIC »)6

4,15

$

4,07

$

1

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

2

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

3

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

4

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

5

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

6

Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ 45 % du total des produits du réseau principal et le taux de change effectif moyen pour les résultats du tronçon canadien du réseau principal pour le premier trimestre de 2019 était de 1,19 $ US (1,25 $ US au premier trimestre de 2018).


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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 102 M$ pour le premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

  • Apport accru du réseau principal au BAIIA principalement en raison de la hausse du débit, découlant de l'offre élevée et du maintien des initiatives d'optimisation du réseau. La hausse du tarif international conjoint d'une période à l'autre a également contribué à faire augmenter le BAIIA. Cette augmentation a été annulée en partie 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.
  • Apport accru du réseau régional des sables bitumineux principalement en raison du BAIIA supplémentaire découlant de l'acquisition de la canalisation latérale d'AOC au début de 2019.
  • 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 au comptant pour les pipelines de Flanagan Sud et Seaway en raison du réacheminement de volumes vers la côte américaine du golfe du Mexique à la suite d'arrêts d'exploitation de raffineries.
  • Augmentation dans l'unité Autres principalement attribuable au débit élevé sur le réseau pipelinier Bakken.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



US Gas Transmission

718

650

Transport de gaz au Canada1

215

281

Secteur intermédiaire aux États-Unis

52

82

Autres

55

33

BAIIA ajusté2

1 040

1 046

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 6 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

  • BAIIA ajusté d'US Gas Transmission qui rend compte des apports accrus des nouveaux pipelines mis en service vers la fin de 2018, y compris Valley Crossing.
  • Activités de transport de gaz au Canada qui rendent compte de l'absence du 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.
  • BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États‑Unis reflétant l'absence du BAIIA de Midcoast Operating, L.P., dont la vente a eu lieu le 1er août 2018.
  • Croissance du BAIIA ajusté du poste « Autres » attribuable aux apports de Big Foot Oil et des gazoducs extracôtiers.

DISTRIBUTION DE GAZ


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



Enbridge Gas Inc. (« EGI »)

642

573

Autres

51

73

BAIIA ajusté1

693

646




Données d'exploitation



EGI



Volumes (en milliards de pieds cubes)

719

669

Nombre de clients actifs (en milliers)2

3 722

3 677

Degrés-jours de chauffage3



Chiffres réels

2 046

1 900

Prévisions fondées sur le volume en présence
de température normale4

1 922

1 920

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 situées dans la franchise de distribution d'EGI.

4

Conformément à la méthodologie approuvée par la CÉO.

 

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

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé aux premier et quatrième trimestres en raison de la consommation de volumes supérieurs durant la saison de chauffage et moins élevé au troisième trimestre puisque les volumes sont généralement inférieurs pendant l'été. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés au cours d'un trimestre donné.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a augmenté de 47 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

  • Températures plus froides dans les zones de franchise d'EGI au premier trimestre de 2019 donnant lieu à une consommation accrue comparativement à 2018, ainsi que charges de distribution accrues découlant d'augmentations des tarifs de distribution et de l'accroissement de la clientèle, et absence du partage des bénéfices qui avait été constaté au premier trimestre de 2018 aux termes de l'ancienne structure de tarification en fonction du rendement d'EGD.
  • BAIIA ayant été avantagé d'environ 33 M$ par les températures plus froides que la normale au premier trimestre de 2019 comparativement aux prévisions prises en compte dans les tarifs.

PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté1

123

139

1

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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Production et transport d'énergie renouvelable a diminué de 16 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

  • Ressources éoliennes plus faibles, principalement aux parcs éoliens aux États‑Unis.
  • Absence d'un règlement d'arbitrage favorable de 11 M$ découlant d'une demande d'indemnisation au premier trimestre de 2018.
  • Ces incidences ont été en partie annulées par l'apport au BAIIA pour un trimestre complet du projet éolien extracôtier Rampion et par le meilleur rendement d'exploitation de certains parcs éoliens au Canada.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté1

176

22

1

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

 

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 154 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

  • Augmentation de l'apport au BAIIA des installations de pétrole brut du secteur Services énergétiques attribuable à l'élargissement de certains différentiels d'emplacement et de qualité au second semestre de 2018, ce qui a rehaussé les possibilités de dégager les marges bénéficiaires réalisées au premier trimestre de 2019.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



Exploitation et administration

63

(32)

Règlements de couvertures de change réalisés

(55)

(42)

Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement1

8

(74)

1

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

 

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

Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de 82 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

  • Recul des charges d'administration et d'exploitation en 2019, accentué par le moment du recouvrement de certaines charges d'administration et d'exploitation attribuées aux secteurs d'activité en 2018, dont la pondération a été plus lourde au second semestre.
  • Pertes plus élevées sur les règlements de couverture du change attribuables aux montants couverts supérieurs et au raffermissement du dollar américain au premier trimestre de 2019 (1,33 $) comparativement au premier trimestre de 2018 (1,26 $), ce qui a plus qu'annulé le taux de couverture favorable au premier trimestre de 2019 (1,24 $) par rapport au premier trimestre de 2018 (1,16 $).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 10 mai 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 premier trimestre de 2019. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le (877) 930-8043, ou le (253) 336-7522 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 4987355#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/m6/p/u7by2zc5. 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 4987355#).

Dans Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de questions et réponses à l'intention exclusive des analystes financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique, les équipes des médias et des relations avec les investisseurs d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.

INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les FTD ou les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les paramètres de crédit et le niveau de la dette par rapport au BAIIA prévus; le coût du capital prévu et les coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en construction; les dépenses en immobilisations prévues; les exigences de financement par capitaux propres prévues à l'égard de notre programme de croissance garanti sur le plan commercial; notre programme de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis; 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 et le moment prévu des acquisitions et des cessions; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les attentes quant à l'incidence du regroupement d'Enbridge et de Spectra Energy Corp par voie de fusion avec échange d'actions (l'« opération de fusion »), y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives commerciales futures ainsi que la performance de la société et les occasions de rationalisation dans l'avenir de l'entreprise issue de la fusion; les opérations réalisées en vue de simplifier notre structure organisationnelle; le lancement envisagé d'un appel de soumissions visant le réseau d'oléoducs principal; les discussions et les dépôts de dossiers de droits de péage et de tarifs; la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes; et les attentes à l'égard de la concrétisation de notre plan stratégique de 2018-2020.

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 cessions; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant de l'opération de fusion; les lois gouvernementales; les acquisitions et le calendrier s'y rapportant; la réussite des plans d'intégration; l'incidence de notre politique de versement de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations; le financement des projets d'investissement; le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne l'incidence de l'opération de fusion sur la société, le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice (la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) 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 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 d'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, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, des modifications aux règlements régissant notre entreprise, des acquisitions et des cessions, des opérations réalisées en vue de simplifier notre structure organisationnelle, de notre 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, 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. (la « société ») 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 une moyenne quotidienne de 2,9 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 20 % 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 1 750 MW en Amérique du Nord et en Europe. La société est inscrite à l'édition des neuf dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. 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 d'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 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 Gould

Sans frais :(888) 992-0997


Sans frais :(800) 481-2804

Courriel : media@enbridge.com


Courriel : investor.relations@enbridge.com

 

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 23 avril 2019, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1er juin 2019 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2019.


Dividende
par action


Actions ordinaires

0,73800 $


Actions privilégiées, série A

0,34375 $


Actions privilégiées, série B

0,21340 $


Actions privilégiées, série C1

0,25395 $


Actions privilégiées, série D

0,27875 $


Actions privilégiées, série F

0,29306 $


Actions privilégiées, série H

0,27350 $


Actions privilégiées, série J

0,30540 $

 US

Actions privilégiées, série L

0,30993 $

 US

Actions privilégiées, série N

0,31788 $


Actions privilégiées, série P2

0,27369 $


Actions privilégiées, série R

0,25000 $


Actions privilégiées, série 1

0,37182 $

 US

Actions privilégiées, série 3

0,25000 $


Actions privilégiées, série 53

0,33596 $

 US

Actions privilégiées, série 74

0,27806 $


Actions privilégiées, série 9

0,27500 $


Actions privilégiées, série 11

0,27500 $


Actions privilégiées, série 13

0,27500 $


Actions privilégiées, série 15

0,27500 $


Actions privilégiées, série 17

0,32188 $


Actions privilégiées, série 19

0,30625 $


1

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

2

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

3

Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 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.

4

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

 

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire et aux FTD. La direction est d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la société.

Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation des données sectorielles et consolidées. La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir ses cibles et évaluer la performance de la société et de ses secteurs d'exploitation.

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

Les FTD sont définis comme étant les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation avant l'incidence des variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation. La direction se sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour établir ses cibles de versement de dividendes.

Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières non conformes aux PCGR prospectives et des mesures conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus particulièrement en ce qui a trait à certains passifs éventuels et aux gains et pertes hors trésorerie non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés touchée par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières prospectives non conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.

Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures non conformes aux PCGR et des mesures conformes aux PCGR comparables.

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



Oléoducs

2 072

1 156

Transport de gaz et services intermédiaires

1 020

126

Distribution de gaz

662

636

Production et transport d'énergie renouvelable

124

109

Services énergétiques

6

169

Éliminations et divers

248

(279)

BAIIA

4 132

1 917

Amortissement

(840)

(824)

Charge d'intérêts

(685)

(656)

(Charge) recouvrement d'impôts

(584)

73

(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables

(37)

24

Dividendes sur les actions privilégiées

(95)

(89)

Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires

1 891

445

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

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



Oléoducs

1 729

1 627

Transport de gaz et services intermédiaires

1 040

1 046

Distribution de gaz

693

646

Production et transport d'énergie renouvelable

123

139

Services énergétiques

176

22

Éliminations et divers

8

(74)

BAIIA ajusté

3 769

3 406

Amortissement

(840)

(824)

Charge d'intérêts

(668)

(622)

Impôts sur les bénéfices

(488)

(256)

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

(38)

(240)

Dividendes sur les actions privilégiées

(95)

(89)

Bénéfice ajusté

1 640

1 375

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,81

0,82

 

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

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



BAIIA

4 132

1 917

Éléments d'ajustement :



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

(436)

277

Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs

-

1 057

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

44

97

Perte de valeur d'actifs de satellites

-

33

Autres

29

25

Total des éléments d'ajustement

(363)

1 489

BAIIA ajusté

3 769

3 406

Amortissement

(840)

(824)

Charge d'intérêts

(685)

(656)

(Charge) recouvrement d'impôts

(584)

73

(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables

(37)

24

Dividendes sur les actions privilégiées

(95)

(89)

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



Charge d'intérêt

17

34

Impôts sur les bénéfices

96

(329)

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

(1)

(264)

Bénéfice ajusté

1 640

1 375

Bénéfice ajusté par action ordinaire

0,81

0,82

 

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

OLÉODUCS


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté

1 729

1 627

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

343

(298)

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

-

(144)

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

-

(26)

Autres

-

(3)

Total des ajustements

343

(471)

BAIIA

2 072

1 156

 

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté

1 040

1 046

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

-

6

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

-

(913)

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

-

(7)

Autres

(20)

(6)

Total des ajustements

(20)

(920)

BAIIA

1 020

126

 

DISTRIBUTION DE GAZ


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté

693

646

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

4

1

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

(35)

(2)

Total des ajustements

(31)

(10)

BAIIA

662

636

 

PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté

123

139

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

1

3

Perte de valeur d'actifs de satellites

-

(33)

Total des ajustements

1

(30)

BAIIA

124

109

 

SERVICES ÉNERGÉTIQUES


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



BAIIA ajusté

176

22

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

(164)

147

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

(6)

-

Total des ajustements

(170)

147

BAIIA

6

169

 

ÉLIMINATIONS ET DIVERS


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement

8

(74)

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

252

(136)

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

(9)

(62)

Autres

(3)

(7)

Total des ajustements

240

(205)

Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement

248

(279)

 

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


Trimestres clos les
31 mars


2019

2018

(non audités, en millions de dollars canadiens)



Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation

2 176

3 194

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

667

(622)


2 843

2 572

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

(46)

(293)

Dividendes sur les actions privilégiées

(95)

(87)

Investissements de maintien2

(179)

(165)

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



Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits3

53

76

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

44

132

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

61

57

Autres éléments

77

20

FTD

2 758

2 312

1

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

2

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.

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.

Copyright 2019 Canada NewsWire

Latest ENB Messages

{{bbMessage.M_Alias}} {{bbMessage.MSG_Date}} {{bbMessage.HowLongAgo}} {{bbMessage.MSG_ID}} {{bbMessage.MSG_Subject}}

Loading Messages....


No posts yet, be the first! No {{symbol}} Message Board. Create One! See More Posts on {{symbol}} Message Board See More Message Board Posts


Your Recent History
LSE
GKP
Gulf Keyst..
LSE
QPP
Quindell
FTSE
UKX
FTSE 100
LSE
IOF
Iofina
FX
GBPUSD
UK Sterlin..
Stocks you've viewed will appear in this box, letting you easily return to quotes you've seen previously.

Register now to create your own custom streaming stock watchlist.


NYSE, AMEX, and ASX quotes are delayed by at least 20 minutes.
All other quotes are delayed by at least 15 minutes unless otherwise stated.