CALGARY,
AB, le 4 nov. 2022 /CNW/ - Enbridge Inc.
(« Enbridge » ou la « société ») (TSX :
ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats
financiers pour le troisième trimestre de 2022, fait part de
projets de croissance nouvellement garantis de 3,8 G$, y
compris l'agrandissement du tronçon T-South de B.C. Pipeline, et
confirmé ses perspectives financières pour 2022.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire. L'astérisque (*) signale une mesure financière hors
PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement
des mesures hors PCGR ».)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1,3 G$, ou 0,63 $ par action
ordinaire, pour le troisième trimestre, comparativement à un
bénéfice conforme aux PCGR de 0,7 G$, ou 0,34 $ par action
ordinaire, en 2021
- Bénéfice ajusté* de 1,4 G$, ou 0,67 $ par action ordinaire*,
comparativement à 1,2 G$, ou 0,59 $ par action ordinaire en
2021
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA »)* de 3,8 G$, comparativement à 3,3 G$ en 2021
- Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de
2,1 G$, comparativement à 2,3 G$ en 2021
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,5 G$, ou 1,24
$ par action ordinaire*, comparativement à 2,3 G$ ou 1,13 $ par
action ordinaire, en 2021
- Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 15,0 G$ à 15,6
G$ pour le BAIIA et de 5,20 $ à 5,50 $ pour les FTD par action pour
l'exercice 2022
- Mise en place de l'agrandissement du tronçon T-South du réseau
B.C. Pipeline permettant de hausser la capacité de 300 millions de
pieds cubes par jour (« Mpi3/j »), dont le coût en
capital est estimé à concurrence de 3,6 G$
- Lancement d'un appel de soumissions exécutoires dans le cadre
du second agrandissement du tronçon T-North du réseau B.C. Pipeline
permettant de hausser la capacité à environ 500
Mpi3/j
- Établissement d'un partenariat stratégique avec 23 Premières
Nations et communautés métisses par la vente d'une participation
hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines faisant partie de
notre réseau régional de sables bitumineux pour une contrepartie de
1,12 G$
- Progrès de la stratégie sur la côte américaine du golfe du
Mexique compte tenu de l'accroissement de notre participation dans
le pipeline Gray Oak, tout en
réduisant l'exposition aux marchandises grâce à la réduction de
notre participation dans DCP Midstream LP; réception d'un montant
en trésorerie de 400 M$ US
- Amélioration du portefeuille de production d'énergie
renouvelable en Amérique du Nord grâce à l'acquisition de Tri
Global Energy (« TGE ») en contrepartie de 270 M$ US
- Acquisition d'une participation supplémentaire de 10 % dans le
pipeline Cactus II dans le bassin permien, ce qui porte la
participation d'Enbridge à 30 %
- Approbation de l'investissement dans quatre autres réservoirs
de stockage du pétrole au centre énergétique Ingleside d'Enbridge (« EIEC »)
- Mise en place de deux nouveaux projets de GNR en Ontario, où Enbridge investira dans des
installations de valorisation du gaz et des raccordements de
gazoducs
- Publication du plan d'action pour la réconciliation avec les
Autochtones d'Enbridge qui s'appuie sur l'expérience de la société
quant à l'engagement envers les employés et les collectivités
autochtones
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Al Monaco, président et chef de
la direction, a formulé les commentaires suivants :
« Alors que les économies et les marchés énergétiques
mondiaux connaissent une grande volatilité, les secteurs
d'exploitation de premier ordre d'Enbridge en Amérique du Nord, la
résilience des bases commerciales et le nombre croissant de
possibilités de croissance interne nous placent dans une excellente
position pour continuer à croître dans l'avenir. Les facteurs
fondamentaux de notre entreprise demeurent positifs; il est évident
que toutes les sources d'énergie seront nécessaires à l'échelle
mondiale pour répondre à la demande future, particulièrement dans
le contexte actuel où des défis en matière de sécurité, de
fiabilité et d'abordabilité de l'énergie se posent pour tout un
chacun.
« Nous sommes ravis des solides résultats du troisième
trimestre et de notre rendement depuis le début de l'exercice, ce
qui témoigne de la qualité de l'équipe d'Enbridge au sein de nos
quatre principaux secteurs d'activité. Nos résultats sont conformes
aux prévisions, et nous prévoyons atteindre la fourchette
prévisionnelle pour le BAIIA et les FTD en 2022. Dans une
perspective future, notre modèle d'affaires à faible risque nous
permet d'entrevoir d'excellents pronostics en ce qui a trait à la
croissance des flux de trésorerie, et nos actifs s'appuient sur des
contrats à long terme ou des cadres fondés sur le coût des services
qui offrent des protections intégrées contre l'inflation.
« Le contexte actuel et les solides paramètres fondamentaux
mondiaux de l'énergie valident notre stratégie à deux volets visant
à élargir et à moderniser nos infrastructures classiques et à
accroître les investissements dans des sources d'énergie à faibles
émissions de carbone. Nous avons fait d'excellents progrès en ce
qui concerne les priorités que nous avons énoncées lors de la
journée à l'intention des investisseurs d'Enbridge en décembre
dernier, particulièrement en ce qui concerne notre stratégie
relative au gaz naturel de part et d'autre de la frontière.
« Pour ce qui est de l'infrastructure classique, nous avons
approuvé au dernier trimestre une expansion majeure de notre réseau
de transport de gaz T-North en Colombie-Britannique et nous avons
convenu d'acquérir une participation de 30 % dans
l'installation de GNL de Woodfibre dans la région de Squamish. L'agrandissement du tronçon T-North
de 535 Mpi3/j va bon train et nous prévoyons
conclure la transaction de Woodfibre sous peu.
« Aujourd'hui, nous annonçons l'agrandissement de notre
réseau T-South, qui fournira une capacité dont les clients ont
grandement besoin, appuyé par des engagements exécutoires d'achat
ferme à long terme. L'agrandissement est essentiel pour répondre à
la demande de gaz naturel et assurer la fiabilité énergétique dans
la région. Le projet illustre bien la criticité de la conduite
existante dans le sol pour réduire au minimum l'empreinte
environnementale de l'infrastructure énergétique si nécessaire. Le
projet sera élaboré en consultation et en étroite collaboration
avec les collectivités.
« Nous avons également annoncé aujourd'hui un appel de
soumissions pour un agrandissement supplémentaire de notre réseau
T-North pour un volume d'environ 500 Mpi3/j. Cet
agrandissement est nécessaire pour soutenir la croissance de la
production régionale, les exportations de GNL et
l'accroissement de la demande.
« Au sud de la frontière, nous sommes également ravis des
possibilités de plus en plus nombreuses qui s'offrent à nous sur la
côte américaine du golfe du Mexique, où nous approvisionnons déjà
cinq installations d'exportation de GNL et nous entrevoyons
d'autres projets de prolongement de gazoducs régionaux et liés au
GNL.
« Toujours dans le secteur du gaz naturel, nous exécutons
le programme de croissance garanti de 3,5 G$ de notre
entreprise de distribution de gaz en Ontario, avec des projets de 1,1 G$ en
bonne voie d'entrer en service cette année. La semaine dernière,
nous avons déposé une demande réglementaire qui établira le
prochain cadre incitatif jusqu'en 2028. Ce modèle de tarification a
bien fonctionné pour Enbridge et ses clients, et nous nous
attendons à ce que la croissance de la base tarifaire et des
bénéfices de ce secteur se poursuive.
« Dans le secteur Oléoducs, nous avons constaté une forte
reprise de l'approvisionnement et du débit dans l'Ouest canadien
sur l'ensemble de nos réseaux, y compris la canalisation
principale. Nous avons approuvé la construction de quatre nouveaux
réservoirs de stockage de pétrole à notre installation
d'exportation d'Ingleside et nous
avons acquis une participation supplémentaire de 10 % dans le
pipeline Cactus II, ce qui renforce nos stratégies d'exportation de
pétrole sur la côte américaine du golfe du Mexique.
« Nous avons annoncé un partenariat historique avec
Athabasca Indigenous Investments pour sept pipelines dans la région
d'Athabasca. Nous sommes heureux
de travailler avec nos partenaires autochtones à l'exploitation de
ces actifs, ainsi qu'à la gestion de l'environnement avoisinant.
Cette transaction démontre notre engagement à recycler le capital à
des valorisations attrayantes et fournit un cadre pour d'autres
partenariats autochtones qui, selon nous, seront un élément
essentiel du développement et de la propriété futurs
d'infrastructures énergétiques.
« Nous poursuivons les discussions avec les expéditeurs au
sujet d'une nouvelle entente commerciale pour le réseau principal.
Nous privilégions deux voies commerciales, soit la possibilité
d'une autre entente de tarification incitative, ou un modèle fondé
sur les coûts du service. Bien que nous voulions qu'une décision
visant à déterminer la solution optimale pour Enbridge et ses
clients soit prise au troisième trimestre, les discussions sont en
cours, et nous prévoyons poursuivre les négociations jusqu'à la fin
de l'exercice.
« Ce trimestre, nous avons fait de grands progrès pour ce
qui est de nos priorités de réduction des émissions de carbone.
Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, notre
acquisition de Tri Global Energy accélère de façon importante
notre stratégie nord-américaine et les occasions qui s'offrent à
nous. L'équipe de Tri Global complète fortement nos capacités
existantes et l'acquisition ajoute immédiatement un carnet
intéressant de projets d'aménagement d'une capacité de 3 GW
qui pourraient entrer en service entre 2024
et 2028 ainsi que d'autres occasions sur lesquelles nous
travaillons. En Europe,
l'exécution de nos quatre projets éoliens au large des côtes de la
France progresse, et le projet
Saint-Nazaire devrait commencer à
produire de l'électricité plus tard ce mois-ci.
« Nous avons également fait de grands progrès dans nos
activités liées au GNR grâce à deux projets nouvellement garantis
en Ontario totalisant environ
100 M$, qui permettront de fournir du gaz naturel exempt
d'émissions, aux termes de contrats d'achat ferme à long terme.
« Les annonces d'aujourd'hui confirment la mise en place de
nouveaux projets d'investissement garantis de 8 G$ depuis le
début de l'exercice et portent notre carnet de projets
d'investissement garanti à 17 G$. Ces projets seront
entièrement financés au moyen de notre modèle d'autofinancement par
capitaux propres. Notre programme d'investissement garanti est
diversifié et s'appuie sur des modèles commerciaux qui cadrent avec
notre proposition de valeur à faible risque. Nous continuerons de
préconiser une affectation disciplinée des capitaux en mettant
l'accent sur un bilan solide, en investissant judicieusement dans
l'entreprise et en remboursant du capital aux actionnaires.
« Enfin, alors que je réfléchis à mes 27 années à
Enbridge, les 11 dernières en tant que chef de la direction,
je suis fier de ce que l'équipe d'Enbridge a accompli. Nous avons
constamment fait croître les flux de trésorerie et le dividende,
tenu nos promesses à l'égard de nos priorités stratégiques et
considérablement amélioré et diversifié la composition de l'actif
en augmentant grandement notre empreinte de gaz naturel ainsi que
notre plateforme et nos capacités en matière d'énergie à faibles
émissions de carbone. Je suis particulièrement satisfait de la
position de notre entreprise et des stratégies implantées pour
mener la transition énergétique. Pour ce qui est de l'avenir, nous
continuerons à réaliser notre raison d'être, qui est d'améliorer la
qualité de vie des gens de façon sécuritaire, fiable et
durable.
« Ce fut un honneur d'être à la barre d'Enbridge et je suis
convaincu que, sous la direction de Greg
Ebel, l'équipe de direction continuera de faire croître
Enbridge, la principale entreprise d'infrastructures énergétiques
en Amérique du Nord. Je tiens à remercier sincèrement notre
personnel, nos actionnaires et les autres parties prenantes
extrêmement compétents et dévoués, ainsi que notre conseil
d'administration pour leur soutien à Enbridge. Depuis cette
annonce, Greg a mis en place un plan qui a pour but d'assurer une
transition harmonieuse et de préserver notre élan et notre cohésion
et dont l'exécution va d'ailleurs bon train. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres clos les
30 septembre 2022 et 2021 sont
résumés dans le tableau ci-après :
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, 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
|
1 279
|
682
|
|
3 656
|
3 976
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,63
|
0,34
|
|
1,80
|
1,97
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2 144
|
2 313
|
|
7 617
|
7 366
|
BAIIA
ajusté1
|
3 758
|
3 269
|
|
11 620
|
10 314
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 366
|
1 184
|
|
4 421
|
4 175
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,67
|
0,59
|
|
2,18
|
2,06
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2 501
|
2 290
|
|
8 320
|
7 554
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2 025
|
2 024
|
|
2 026
|
2 023
|
1
Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Au troisième trimestre de 2022, le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de
597 M$, ou 0,29 $ par action, par rapport à la période
correspondante de 2021, en raison surtout des facteurs
d'exploitation décrits en détail ci-après et du gain de
1 076 M$ (732 M$ après impôts) comptabilisé à la
clôture de l'opération de fusion de coentreprises conclue
avec Phillips 66 (« P66 »). Cette hausse a été
en partie annulée par l'incidence de l'évaluation à la valeur de
marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le
risque de change. Au troisième trimestre de 2022, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a
subi l'incidence défavorable des pertes latentes nettes hors
trésorerie de 1 334 M$ (1 021 M$ après impôts)
liées à la juste valeur des dérivés, alors que des pertes latentes
de 436 M$ (332 M$ après impôts) avaient été enregistrées
au troisième trimestre de 2021.
La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit
l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le
tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du
présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion
du troisième trimestre de 2022 déposé de concert avec les états
financiers du troisième trimestre pour un commentaire détaillé sur
les résultats financiers conformes aux PCGR.
Au troisième trimestre de 2022, le BAIIA ajusté a augmenté de
489 M$ comparativement à celui de la période correspondante de
2021. Cela s'explique principalement par l'apport des nouveaux
actifs mis en service, y compris le tronçon américain du projet de
remplacement de la canalisation 3 et l'acquisition de l'EIEC
ainsi que la comptabilisation de produits supérieurs compte tenu de
la mise à jour des tarifs sur Texas Eastern à la suite du dépôt
récent d'un dossier tarifaire.
Le bénéfice ajusté a augmenté de 182 M$, ou 0,08 $ par
action, au troisième trimestre de 2022, principalement en
raison de la hausse des apports au BAIIA ajusté. Cette augmentation
a été contrebalancée par l'accroissement des coûts de financement
compte tenu de la baisse des intérêts capitalisés à la suite de
l'achèvement du tronçon américain dans le cadre du programme de
remplacement de la canalisation 3, par les incidences de la
majoration des taux d'intérêt sur les titres d'emprunt à taux
variable et par la hausse de la charge d'amortissement sur les
nouveaux actifs mis en service au quatrième trimestre
de 2021.
Les FTD du troisième trimestre de 2022 ont progressé de
211 M$, ou 0,11 $ par action, principalement en raison de
la hausse des apports au BAIIA ajusté, en partie contrebalancée par
l'échéancier des décaissements au titre des investissements de
maintien, par l'augmentation des impôts en trésorerie sur un
bénéfice imposable plus élevé et par l'accroissement des coûts de
financement susmentionné.
La rubrique Résultats financiers du troisième trimestre de
2022 ci-après présente de l'information financière détaillée
ainsi qu'une analyse des résultats.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société réaffirme ses prévisions financières pour 2022, qui
comprennent un BAIIA ajusté de 15,0 G$ à 15,6 G$ et des
FTD par action de 5,20 $ à 5,50 $. Les résultats des neuf
premiers mois de 2022 sont conformes à nos attentes et la société
prévoit que ses entreprises continueront de connaître une forte
utilisation de la capacité et un débit élevé ainsi qu'un bon
rendement de l'exploitation pour le reste de l'exercice, compte
tenu du caractère saisonnier normal des activités. Les prévisions
financières prospectives reflètent une provision pour tenir compte
de l'incertitude des droits futurs du réseau principal découlant
des discussions en cours avec les expéditeurs au sujet du cadre
commercial.
La solide performance opérationnelle devrait être contrebalancée
par des conditions de marché difficiles qui continuent d'avoir une
incidence sur le secteur Services énergétiques, ainsi que par des
coûts de financement plus élevés, en raison des taux d'intérêt en
hausse sur les titres d'emprunt à taux variable non couverts, par
rapport aux prévisions financières de 2022.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT
Au cours du troisième trimestre de 2022, Enbridge Gas Inc.,
filiale entièrement détenue d'Enbridge, a émis des billets de
premier rang de dix ans d'un montant de 325 M$ et des billets
de premier rang de 30 ans d'un montant de 325 M$. De
plus, Enbridge a émis des billets subordonnés hybrides d'une durée
de 60 ans d'un montant de 1,1 G$ US qui seront
partiellement traités comme des capitaux propres par les agences
d'évaluation du crédit. Ces émissions de titres d'emprunt ont été
réalisées à des taux favorables et le produit a servi
principalement à réduire la dette, à financer des projets
d'investissement et à combler d'autres besoins généraux de
l'entreprise.
En août 2022, la société a conclu une transaction avec P66,
qui a procuré à Enbridge un produit net d'environ
400 M$ US. En octobre 2022, Enbridge a conclu la
vente à Athabasca Indigenous Investments (« Aii ») d'une
participation minoritaire hors exploitation dans certains pipelines
exploités par la société dans la région d'Athabasca dans le nord de l'Alberta en contrepartie d'un produit en
trésorerie de 1,12 G$. Ces deux transactions sont décrites
ci-après. Le produit de ces transactions rehausse la souplesse
financière et procure à Enbridge une capacité d'investissement
supplémentaire qui sera déployée conformément au cadre rigoureux
d'affectation des capitaux de la société.
La société prévoit continuer à financer son programme
d'investissement de croissance garanti conformément à son modèle
d'autofinancement par capitaux propres au moyen des flux de
trésorerie générés à l'interne, du produit des transactions
récemment conclues et des financements par emprunt futurs.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
Au cours du troisième trimestre, la société a ajouté des projets
d'investissement de croissance d'environ 3,8 G$ dans le cadre
de son programme d'investissement garanti, y compris
l'agrandissement du tronçon T-South du réseau de B.C. Pipeline
(« agrandissement T-South ») d'un coût en capital
estimatif d'un maximum de 3,6 G$, l'agrandissement de
60 M$ US des installations de stockage de l'EIEC et un
investissement d'environ 100 M$ dans deux projets de GNR en
Ontario.
Le programme de croissance garanti actuel de la société s'élève
maintenant à environ 17 G$, et la société s'attend à mettre en
service des installations représentant 4,0 G$ en 2022, alors
que les projets de la ligne de raccordement Est-Ouest et de la
phase VI de Gulfstream sont déjà en service.
Agrandissements de B.C. Pipeline
Enbridge poursuit les travaux de conception et d'ingénierie pour
l'agrandissement précédemment annoncé de 535 Mpi3/j
du tronçon T-North (point Aspen) du réseau de B.C. Pipeline d'un
coût en capital estimatif de 1,2 G$. La société compte déposer
une demande à ce titre auprès de la Régie en 2024 et prévoit une mise en service en 2026.
Au cours du troisième trimestre, Enbridge a mené à bien un appel
de soumissions exécutoires sursouscrit et va de l'avant avec le
cadre du projet d'agrandissement du tronçon T‑South de
300 Mpi3/j d'un coût en capital estimatif à
concurrence de 3,6 G$.
L'agrandissement du tronçon T-South comprendra des ajouts
d'unités de compression, des boucles de canalisations et d'autres
modifications aux stations auxiliaires. Enbridge a maintenant
entamé le processus de réglementation et d'obtention de permis et
prévoit déposer une demande auprès de la Régie de l'énergie du
Canada (la « Régie ») en
2024. Le projet devrait être mis en service en 2028 et s'appuiera sur un modèle commercial fondé
sur le coût du service.
Aujourd'hui, Enbridge a annoncé le lancement d'un appel de
soumissions exécutoires en prévision d'un nouvel agrandissement
d'environ 500 Mpi3/j du tronçon T-North de B.C.
Pipeline, d'un coût en capital estimatif à concurrence de
1,9 G$, pour répondre à la demande de capacité de transport
supplémentaire pour la production croissante de Montney et aux exportations de GNL, ainsi que
pour répondre à la demande en aval. L'appel de soumissions devrait
prendre fin au début de 2023.
ACTUALITÉS
Progrès de la stratégie pétrolière sur la côte américaine du
golfe du Mexique
Le 17 août 2022, Enbridge a réalisé une opération de fusion
de coentreprises avec P66 donnant lieu à une seule et unique
coentreprise pour détenir les participations indirectes d'Enbridge
et de P66 dans Gray Oak Pipeline, LLC (« Gray Oak ») et
DCP Midstream LP (« DCP »). Enbridge et P66 ont
également conclu une entente visant à réorganiser leurs
participations économiques et de gouvernance respectives dans les
activités d'exploitation sous-jacentes.
La participation économique indirecte d'Enbridge dans
Gray Oak est passée de 22,8 % à
58,5 % et Enbridge assumera l'exploitation de Gray Oak au cours du deuxième trimestre de 2023.
La participation économique indirecte de la société dans DCP est
passée de 28,3 % à 13,2 %. De plus, Enbridge a reçu de
l'entité fusionnée un produit en trésorerie d'environ
400 M$ US.
Gray Oak est un pipeline de
transport sur de longues distances de volumes contractuels qui
assure une connectivité essentielle et à faible coût entre le
bassin permien et les régions de Corpus Christi et
de Houston.
Le 2 novembre 2022, la société a annoncé qu'elle avait
acquis, de Western Midstream, une participation supplémentaire de
10 % dans le pipeline Cactus II
(« Cactus II ») d'une capacité de
670 000 barils par jour (« b/j ») en
contrepartie d'un montant en trésorerie de 177 M$ US.
La participation de propriétaire non exploitant d'Enbridge
dans Cactus II est maintenant de 30 %.
Cactus II est un réseau dont une forte proportion des volumes
font l'objet de contrats d'achat ferme et qui bénéficie d'options
de livraison flexibles à des emplacements clés à Corpus Christi; il
est intégré à l'EIEC. Ce pipeline affiche les coûts d'exploitation
les plus bas de tous les grands oléoducs du bassin permien et peut
offrir des tarifs concurrentiels pour utiliser la capacité
disponible de transport de volumes intermittents.
De plus, aujourd'hui, Enbridge a approuvé un agrandissement des
installations de stockage de pétrole de 60 M$ US à
l'EIEC, qui prévoit l'ajout de quatre réservoirs de stockage de
pétrole pour une capacité de stockage supplémentaire d'environ deux
millions de barils en 2024.
Compte tenu de l'EIEC et de la participation économique accrue
d'Enbridge dans Gray Oak et
Cactus II, la société est bien placée pour fournir des
solutions de transport pour l'approvisionnement croissant du bassin
permien vers la côte américaine du golfe du Mexique et les marchés
d'exportation mondiaux.
Acquisition de Tri Global Energy
Le 29 septembre 2022, Enbridge a annoncé l'acquisition de
TGE, un chef de file du développement de projets d'énergie
renouvelable aux États-Unis, en contrepartie d'un montant en
trésorerie de 270 M$ US et de la prise en charge de la
dette. TGE possède un important portefeuille de projets
d'aménagement, notamment des projets de production d'énergie
renouvelable d'une capacité de 3,9 GW précédemment vendus à des
exploitants qui généreront des frais d'aménagement et rehausseront
les FTD par action d'Enbridge en 2023. En outre, des projets
détenus en propriété exclusive d'une capacité de 3 GW en phase
finale d'aménagement devraient être mis en service entre
2024 et 2028, ce qui donnera lieu à
une croissance concrète des flux de trésorerie ainsi qu'à de
nombreux projets en phase préliminaire d'aménagement.
La hausse des cibles dans les normes relatives au portefeuille
d'énergie renouvelable des États et l'accroissement de la demande
du secteur privé pour de l'électricité sans carbone devraient faire
augmenter considérablement les investissements dans la production
d'énergie éolienne et solaire au cours de la prochaine décennie.
L'acquisition de TGE vient rehausser la plateforme d'énergie
renouvelable d'Enbridge et s'ajoute à l'inventaire de possibilités
de croissance nord-américaines de la société.
Partenariat avec Athabasca Indigenous Investments
Le 5 octobre 2022, Enbridge a conclu le partenariat
annoncé précédemment avec Aii, une entité nouvellement créée
représentant 23 Premières Nations et communautés métisses, dans le
cadre duquel Aii a acquis une participation hors exploitation de
11,57 % dans sept pipelines situés dans le nord de
l'Alberta faisant partie du réseau
régional des sables bitumineux exploité par Enbridge en
contrepartie de 1,12 G$. L'opération englobait les pipelines
suivants : Athabasca, Wood
Buffalo/canalisation double d'Athabasca et réservoirs connexes, réseau de
diluant Norlite, Waupisoo, Wood Buffalo, Woodland et l'expansion
de Woodland.
Le partenariat avec Aii renforce le bilan de la société en
matière d'engagement envers des communautés autochtones et de
développement de partenariats financiers. Il donne également à
Enbridge l'occasion de tirer profit de la valeur de ses actifs
existants et rehausse la capacité d'investissement de la société
dans de nouvelles occasions de croissance à valeur ajoutée.
Dossier tarifaire de Texas Eastern Transmission, LP
(« Texas Eastern »)
Le 8 septembre 2022, Texas Eastern a déposé un sommaire de
stipulation et d'entente non contesté auprès de la Federal Energy
Regulatory Commission (« FERC ») pour résoudre toutes les
questions liées à l'instance tarifaire. La période de commentaires
et de réponses a pris fin le 11 octobre 2022
et l'instance tarifaire est maintenant en attente
d'approbation de la FERC.
Cadre commercial pour le réseau principal
Actuellement, la société propose en parallèle deux cadres
commerciaux possibles pour le réseau principal au Canada, soit i) un nouvel accord de
tarification incitative qui pourrait être semblable à l'entente de
tarification concurrentielle (« ETC ») échue le
30 juin 2021 et ii) une demande de tarification fondée
sur le coût du service pour le réseau principal au Canada. Ces deux cadres proposent
d'intéressants rendements ajustés selon le risque, et la fourchette
de résultats financiers prévus ne devrait pas avoir d'incidence
importante sur les perspectives financières d'Enbridge.
Enbridge a consulté des intervenants du secteur au sujet du
réseau principal au Canada et a
fait des propositions de tarification incitative étayées par des
renseignements détaillés sur les coûts à un groupe composé d'un
échantillon représentatif d'intervenants du secteur, y compris des
producteurs, des producteurs intégrés et des raffineurs.
La société avait prévu qu'elle aurait décidé au troisième
trimestre de 2022 de déposer auprès de la Régie une proposition de
règlement de tarification incitative ou une demande fondée sur le
coût du service pour le réseau principal au Canada. Cependant, nous nous attendons à ce
que les négociations avec les parties prenantes se poursuivent
jusqu'à la fin de l'exercice.
Enbridge a déjà déposé une demande de tarification fondée sur le
coût du service auprès de la FERC, aux États-Unis, pour le réseau
de Lakehead (tronçon américain du réseau principal), et elle
négocie actuellement avec les expéditeurs à cet effet.
Enbridge perçoit des droits provisoires, sous réserve de
remboursement, relativement au dépôt du coût du service pour le
réseau de Lakehead le 1er juillet 2021. Pour le
réseau principal au Canada,
Enbridge perçoit également, conformément aux modalités de l'ETC,
des droits provisoires correspondant aux droits en vigueur le
30 juin 2021, date d'échéance de l'ETC, qui peuvent aussi être
remboursés. Les résultats financiers et les prévisions financières
prospectives de 2022 de la société reflètent une provision pour
tenir compte de l'incertitude des droits futurs pour le réseau
principal.
RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE
2022
BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation conformes aux PCGR
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1 946
|
1 673
|
|
6 093
|
5 756
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
2 251
|
884
|
|
4 384
|
2 725
|
Distribution et
stockage de gaz
|
286
|
282
|
|
1 368
|
1 374
|
Production d'énergie
renouvelable
|
105
|
91
|
|
389
|
362
|
Services
énergétiques
|
(70)
|
(204)
|
|
(348)
|
(379)
|
Éliminations et
divers
|
(935)
|
(121)
|
|
(1 284)
|
191
|
BAIIA1
|
3 583
|
2 605
|
|
10 602
|
10 029
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1 279
|
682
|
|
3 656
|
3 976
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2 144
|
2 313
|
|
7 617
|
7 366
|
1
Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction
et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la
performance de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de la
performance commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées
dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA
ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du
bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent
communiqué.
BAIIA ajusté par secteur
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a
été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen
supérieur de 1,31 $ CA/$ US au troisième trimestre
de 2022 et comparativement au
troisième trimestre de 2021 (1,26 $ CA/$ US). Le
bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert par le
programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle
de la société. Les règlements de couverture compensatoires sont
comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.
Oléoducs
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
|
2021
|
|
|
2022
|
|
2021
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1 271
|
|
1 083
|
|
|
3 778
|
|
3 264
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
236
|
|
225
|
|
|
694
|
|
693
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique et
du milieu du continent
|
375
|
|
252
|
|
|
1 006
|
|
702
|
|
Autres
réseaux1
|
387
|
|
338
|
|
|
1 103
|
|
964
|
|
BAIIA
ajusté2
|
2 269
|
|
1 898
|
|
|
6 581
|
|
5 623
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna3
|
2 966
|
|
2 673
|
|
|
2 917
|
|
2 680
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)4
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
Droits supplémentaires
au titre de l'entente de tarification
concurrentielle4
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
Droits supplémentaires
au titre du remplacement de
la canalisation 3 4, 5, 6
|
0,85
|
$
|
0,20
|
$
|
|
0,91
|
$
|
0,20
|
$
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
2
|
Mesure financière hors
PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des
mesures hors PCGR ».
|
3
|
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.
|
4
|
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 de la société est couvert en majeure partie. Le
tronçon canadien du réseau principal représente environ 55 % du
total des produits du réseau principal et le taux de change
effectif moyen réalisé pour le tronçon canadien du réseau principal
était de 1,23 $ CA/$ US pour le troisième trimestre de
2022 (1,26 $ CA/$ US pour le troisième trimestre
de 2021). 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. La société
constate actuellement une provision au titre du TIC pour tenir
compte de l'incertitude quant aux droits définitifs pour le réseau
principal à l'issue des négociations relatives au cadre commercial
pour ce réseau.
|
5
|
Les droits
supplémentaires provisoires de 0,20 $ US pour le tronçon canadien
du projet de remplacement de la canalisation 3, mis en service le
1er décembre 2019, ont été perçus jusqu'au
1er octobre 2021. Les droits supplémentaires
provisoires ont été remplacés par les droits supplémentaires totaux
sur le remplacement de la canalisation 3 à compter du
1er octobre 2021 à la suite de l'achèvement du
tronçon américain du projet de remplacement de la
canalisation 3.
|
6
|
Depuis le
1er juillet 2022, les droits supplémentaires au
titre du remplacement de la canalisation 3, exclusion faite du
supplément de réception au terminal, sont déterminés mensuellement
et ajustés en fonction de la moyenne mobile sur neuf mois des
volumes ex-Gretna. Chaque hausse de volume de 50 kb/j en sus
de 2 835 kb/j (à concurrence de 3 085 kb/j) se
traduit par une remise de 0,035 $ US le baril, alors que
chaque baisse de volume de 50 kb/j en dessous de
2 350 kb/j (jusqu' à un minimum de 2 050 kb/j) se
traduit par un supplément de 0,04 $ US le baril.
Consulter la demande d'Enbridge pour une ordonnance sur les tarifs
au sujet de la mise en application des droits supplémentaires au
titre du remplacement de la canalisation 3 et l'Ordonnance
TO-003-2021 de la Régie pour un complément
d'information.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 371 M$ par
rapport au troisième trimestre de 2021, principalement en
raison des facteurs suivants :
- Augmentation du débit du réseau principal attribuable à
l'accroissement de la capacité de la canalisation 3 mise en service
le 1er octobre 2021, à la hausse des droits en raison de
l'application de droits supplémentaires totaux sur le remplacement
de la canalisation 3, comparativement aux droits supplémentaires
moins élevés pour le tronçon canadien en vigueur avant octobre
2021, facteurs contrebalancés en partie par la constatation d'une
provision au titre du TIC provisoire pour les volumes expédiés sur
le réseau principal en 2022 et la
hausse des coûts de l'électricité en raison de l'augmentation des
volumes et des prix de l'électricité.
- Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout de
l'acquisition de l'EIEC et des actifs connexes au quatrième
trimestre de 2021, de la hausse des volumes du pipeline
Flanagan Sud et de l'accroissement
de la participation économique dans le pipeline Gray Oak en raison de l'opération de fusion de
coentreprises conclue avec P66, contrebalancée en partie par la
diminution des apports du réseau de pétrole brut Seaway et des
actifs de stockage de Cushing en
raison de la baisse de la demande; comptabilisation, dans les FTD,
d'encaissements de trésorerie non inscrits dans les produits au
titre de volumes contractuels non acheminés à l'EIEC assortis de
droits contractuels d'acheminement à une date ultérieure.
- Hausse de l'apport du réseau Bakken principalement en raison de
l'accroissement des volumes.
- Incidence favorable de la conversion en dollars canadiens du
BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change supérieur,
partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le
cadre du programme de gestion du risque financier à l'échelle de la
société.
Transport de gaz et services intermédiaires
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis
|
853
|
732
|
|
2 372
|
2 235
|
Transport de gaz au
Canada
|
157
|
130
|
|
485
|
412
|
Services intermédiaires
aux États-Unis
|
114
|
85
|
|
334
|
169
|
Autres
|
34
|
39
|
|
109
|
112
|
BAIIA
ajusté1
|
1 158
|
986
|
|
3 300
|
2 928
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 172 M$ par rapport au troisième
trimestre de 2021, principalement en raison de ce qui
suit :
- Accroissement de l'apport du secteur Transport de gaz aux
États-Unis découlant de la mise en service des projets de
prolongement de Cameron et de Middlesex et du projet Appalachia to Market au
quatrième trimestre de 2021 et de la
comptabilisation des produits attribuables au dossier tarifaire de
Texas Eastern ayant donné lieu à un sommaire de stipulation et
d'entente non contesté.
- Augmentation de l'apport du secteur Transport de gaz au
Canada découlant du projet
d'agrandissement du tronçon T-South et du projet Spruce Ridge, mis
en service au quatrième trimestre de 2021,
et hausse de l'apport de l'investissement d'Enbridge dans
Alliance Pipeline en raison de l'augmentation du différentiel de
base AECO-Chicago.
- Augmentation de l'apport des services intermédiaires aux
États-Unis découlant de la hausse des prix des marchandises pour
les coentreprises DCP Midstream et Aux
Sable d'Enbridge; ces facteurs ont été en partie
contrebalancés par la réduction de la participation économique dans
DCP Midstream en raison de l'opération de fusion de coentreprises
avec P66.
- Incidence favorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus élevé entre le
dollar américain et le dollar canadien au sein du secteur Transport
de gaz et services intermédiaires aux États-Unis, qui a été
partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le
cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à
l'échelle de la société.
Distribution et stockage de gaz
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
285
|
294
|
|
1 358
|
1 317
|
Autres
|
8
|
2
|
|
31
|
86
|
BAIIA
ajusté1
|
293
|
296
|
|
1 389
|
1 403
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
349
|
302
|
|
1 556
|
1 383
|
Nombre de clients
actifs2 (en millions)
|
|
|
|
3,8
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
79
|
61
|
|
2 602
|
2 350
|
Prévisions fondées sur
les volumes en présence
de températures normales4
|
91
|
94
|
|
2 535
|
2 538
|
1
|
Mesure financière hors
PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des
mesures hors PCGR ».
|
2
|
Le nombre de clients
actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à
la fin de la période visée.
|
3
|
Les degrés-jours de
chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus
élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la demande
de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des
fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre
puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes acheminés des
températures plus chaudes ou plus froides que la normale.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz est
demeuré constant par rapport au troisième trimestre de 2021, en
raison de la hausse des charges de distribution d'EGI découlant de
la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle,
annulée en partie par l'accroissement des frais d'entretien et des
coûts liés à l'intégrité.
Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises
en compte dans les tarifs, les conditions météorologiques aux
troisièmes trimestres de 2022 et de
2021 n'ont eu aucune incidence sur le BAIIA.
Production d'énergie renouvelable
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
113
|
89
|
|
400
|
356
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
augmenté de 24 M$ comparativement à celui du troisième
trimestre de 2021 en raison principalement de la hausse des prix de
l'énergie aux centrales éoliennes extracôtières en Europe.
Services énergétiques
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(132)
|
(116)
|
|
(302)
|
(277)
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de 16 M$
comparativement au troisième trimestre de 2021. Ce repli
s'explique par le recul plus marqué de la structure de marché qu'à
la période correspondante de 2021, limitant les occasions de
stockage, et par la compression importante des différentiels
d'emplacement et de qualité sur certains marchés.
Éliminations et divers
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
|
22
|
66
|
|
107
|
153
|
Gains réalisés sur le
règlement de couvertures de change
|
35
|
50
|
|
145
|
128
|
BAIIA
ajusté1
|
57
|
116
|
|
252
|
281
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour
cette unité reflète les coûts des services centralisés (y compris
l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des
montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour la
prestation de ces services. Le bénéfice libellé en dollars
américains de cette unité d'exploitation est converti aux taux de
change moyens du trimestre, et l'effet de compensation des
règlements effectués aux termes du programme de couverture de
change de la société est constaté dans les résultats de cette
unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a diminué de
59 M$ comparativement au troisième trimestre de 2021, en
raison des facteurs suivants :
- Moment du recouvrement des charges d'exploitation et
d'administration auprès des secteurs d'activités.
- Baisse des gains de change réalisés sur le dénouement de
couvertures.
Flux de trésorerie distribuables
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, nombre d'actions
en millions)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 269
|
1 898
|
|
6 581
|
5 623
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 158
|
986
|
|
3 300
|
2 928
|
Distribution et
stockage de gaz
|
293
|
296
|
|
1 389
|
1 403
|
Production d'énergie
renouvelable
|
113
|
89
|
|
400
|
356
|
Services
énergétiques
|
(132)
|
(116)
|
|
(302)
|
(277)
|
Éliminations et
divers
|
57
|
116
|
|
252
|
281
|
BAIIA ajusté1,
3
|
3 758
|
3 269
|
|
11 620
|
10 314
|
Investissements de
maintien
|
(215)
|
(142)
|
|
(466)
|
(412)
|
Charge
d'intérêts1
|
(837)
|
(665)
|
|
(2 357)
|
(1 977)
|
Impôts
exigibles1
|
(129)
|
(89)
|
|
(391)
|
(210)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(60)
|
(66)
|
|
(184)
|
(207)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice1
|
9
|
52
|
|
153
|
248
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(81)
|
(92)
|
|
(254)
|
(274)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans
les produits2
|
48
|
23
|
|
173
|
74
|
Autres ajustements hors
trésorerie
|
8
|
--
|
|
26
|
(2)
|
FTD3
|
2 501
|
2 290
|
|
8 320
|
7 554
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
|
2 025
|
2 024
|
|
2 026
|
2 023
|
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
|
Mesures financières
hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Au troisième trimestre de 2022, les FTD ont augmenté de 211 M$
comparativement au troisième trimestre de 2021, principalement en
raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à
l'accroissement du BAIIA ajusté, ainsi que des facteurs
suivants :
- Augmentation des encaissements de trésorerie non inscrits dans
les produits au titre de volumes contractuels non acheminés à
l'EIEC assortis de droits contractuels d'acheminement à une date
ultérieure, ce facteur ayant été contrebalancé par ce qui suit
:
- Échéancier des décaissements au titre des investissements de
maintien.
- Accroissement de la charge d'intérêts découlant de
l'augmentation des taux d'intérêt ayant une incidence sur les
titres d'emprunt à taux variable, de la réduction des intérêts
capitalisés associés au tronçon américain du programme de
remplacement de la canalisation 3 mis en service au quatrième
trimestre de 2021 ainsi que de la hausse du solde de la dette lié à
la progression du programme d'investissement de croissance garanti
de la société en 2021.
- Hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice imposable
plus élevé et de l'augmentation du taux d'imposition minimum aux
États-Unis.
- Diminution des distributions en trésorerie supérieures à la
quote-part du bénéfice des satellites en raison de l'opération de
fusion de coentreprises avec P66 qui a réduit la participation
économique d'Enbridge dans DCP Midstream.
Bénéfice ajusté
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1,2
|
3 758
|
3 269
|
|
11 620
|
10 314
|
Amortissement
|
(1 104)
|
(944)
|
|
(3 272)
|
(2 805)
|
Charge
d'intérêts2
|
(826)
|
(654)
|
|
(2 324)
|
(1 941)
|
Charge
d'impôts2
|
(360)
|
(355)
|
|
(1 274)
|
(1 023)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(20)
|
(34)
|
|
(58)
|
(90)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(82)
|
(98)
|
|
(271)
|
(280)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 366
|
1 184
|
|
4 421
|
4 175
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,67
|
0,59
|
|
2,18
|
2,06
|
1
Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
2
Ces montants sont présentés déduction faite des éléments
d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 182 M$ et le bénéfice ajusté
par action est resté stable par rapport au troisième trimestre de
2021, principalement en raison des facteurs d'exploitation
susmentionnés ayant également contribué à la hausse du BAIIA
ajusté, annulés en partie par ce qui suit :
- Hausse de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis
en service en 2021, notamment le tronçon américain du programme de
remplacement de la canalisation 3, qui est entré en service au
quatrième trimestre, et l'EIEC acquis en octobre 2021.
- Accroissement de la charge d'intérêts découlant de
l'augmentation des taux d'intérêt ayant une incidence sur les
titres d'emprunt à taux variable, de la réduction des intérêts
capitalisés associés au tronçon américain du programme de
remplacement de la canalisation 3 mis en service au quatrième
trimestre de 2021 ainsi que de la hausse du solde de la dette lié à
la progression du programme d'investissement de croissance garanti
de la société en 2021.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 4 novembre 2022 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des
Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la
société et passer en revue les résultats financiers du troisième
trimestre de 2022. Analystes, membres des médias et autres parties
intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais
le 1-800-606-3040. La conférence sera diffusée en direct sur
Internet à l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/326327152.
Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se
joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle
sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa
transcription pourra être consultée sur le site Web. On pourra
entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa
diffusion en composant sans frais le (800) 770-2030 (code
d'identification : 9581867).
Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de
direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de
questions et réponses à l'intention exclusive des analystes
financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique,
les équipes des médias et des relations avec les investisseurs
d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 2 novembre 2022, notre conseil d'administration a
déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes
sont payables le 1er décembre 2022 aux actionnaires
inscrits le 15 novembre 2022.
|
Dividende par
action
|
|
Actions
ordinaires1
|
0,86000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B2
|
0,32513
|
$
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,27875
|
$
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350
|
$
|
Actions privilégiées,
série L3
|
0,36612
|
$
US
|
Actions privilégiées,
série N
|
0,31788
|
$
|
Actions privilégiées,
série P
|
0,27369
|
$
|
Actions privilégiées,
série R
|
0,25456
|
$
|
Actions privilégiées,
série 1
|
0,37182
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,23356
|
$
|
Actions privilégiées,
série 5
|
0,33596
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
0,27806
|
$
|
Actions privilégiées,
série 9
|
0,25606
|
$
|
Actions privilégiées,
série 11
|
0,24613
|
$
|
Actions privilégiées,
série 13
|
0,19019
|
$
|
Actions privilégiées,
série 15
|
0,18644
|
$
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,30625
|
$
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3 %, passant de
0,835 $ à 0,86 $ le 1er mars 2022.
|
2
|
Le montant des
dividendes par action trimestriels versés sur les actions
privilégiées de la série B a augmenté, passant de 0,21340 $ à
0,32513 $ le 1er juin 2022, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le 1er juin
2022. Le 1er juin 2022, toutes les actions
privilégiées de la série C en circulation avaient été
converties en actions privilégiées de la série B.
|
3
|
Le montant des
dividendes par action trimestriels versés sur les actions
privilégiées de la série L a augmenté, passant de 0,30993 $ US à
0,36612 $ US le 1er septembre 2022, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er septembre 2022.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives,
ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des
renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés
affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction
des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins.
Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi
de verbes comme « entrevoir », « s'attendre
à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : le plan stratégique, les
priorités et les perspectives d'Enbridge; les prévisions
financières pour 2022, y compris les FTD par action et le BAIIA
ajusté projetés ainsi que la croissance prévue de ces derniers; les
dividendes, la croissance des dividendes et la politique en matière
de dividendes prévus; l'offre et la demande prévues pour le pétrole
brut, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel (LGN), le gaz
naturel liquéfié (GNL) et l'énergie renouvelable et les
exportations et les prix prévus pour ces derniers; la transition
énergétique et l'énergie à faible émission de carbone et notre
approche en la matière; les objectifs et plans en matière de
critères environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG);
l'utilisation prévue de nos actifs; le BAIIA prévu et le
BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le
bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; les rendements prévus pour les actionnaires et les
rendements des actifs; le rendement prévu des entreprises de la
société, y compris la croissance de la clientèle et les occasions
de croissance interne; la vigueur, la capacité et la souplesse
financières; les coûts de financement1; les attentes
quant à l'endettement, aux sources de liquidités et à la suffisance
des ressources financières; les dates de mise en service et les
coûts prévus des projets annoncés et en construction et de
l'expansion, de l'optimisation et de la modernisation du réseau; le
cadre et les priorités d'affectation du capital; l'incidence des
conditions météorologiques et du caractère saisonnier; la capacité
d'investissement; les possibilités de croissance et d'expansion
futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les
occasions de développement et les occasions et la stratégie liées
aux énergies à faible émission de carbone et aux nouvelles
énergies, y compris en ce qui a trait à l'investissement dans le
projet de GNL de Woodfibre, à l'agrandissement des réseaux T-North
et T-South ainsi qu'aux appels de soumissions et à l'EIEC; les
acquisitions, les cessions et les autres transactions prévues,
ainsi que le moment et les avantages qui devraient en être tirés;
les mesures et les décisions futures attendues des organismes de
réglementation et des tribunaux et le moment et les répercussions
de celles-ci, y compris en ce qui concerne le partenariat avec Aii,
le pipeline Gray Oak, le pipeline
Cactus II et TGE; les futures mesures et décisions prévues que
prendront les organismes de réglementation et les tribunaux,
de même que leur moment et leur incidence; et les discussions sur
les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce
titre, y compris en ce qui a trait au réseau principal et
à Texas Eastern, ainsi que le calendrier prévu et l'incidence de
ceux‑ci.
1Au 30 septembre 2022, une
tranche d'environ 10 % du total de la dette d'Enbridge était
exposée aux taux d'intérêt variables et assujettie à des arrivées à
échéance en 2023 nécessitant des refinancements qui, compte tenu de
la hausse des taux d'intérêt ont eu, et pourraient continuer
d'avoir, une incidence sur les coûts de financement.
|
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge,
raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à
laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les
formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et
les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant
pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés
s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de
risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que
d'autres facteurs pouvant faire en sorte
que les résultats réels, les niveaux d'activité et les
réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou
sous‑entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses
importantes visent notamment : la transition énergétique,
y compris ses moteurs et le rythme auquel elle s'effectue; la
croissance économique et le commerce à l'échelle mondiale; l'offre
et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, des LGN, du
GNL et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz
naturel, des LGN, du GNL et de l'énergie renouvelable;
l'utilisation prévue de nos actifs; les économies de coûts prévues;
les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la pandémie de
COVID‑19 ainsi que sa durée et son incidence; la disponibilité et
le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction;
la stabilité de notre chaîne d'approvisionnement; la fiabilité et
le rendement d'exploitation; le soutien et les approbations par les
clients, les organismes de réglementation et les parties prenantes;
les dates prévues de construction et de mise en service;
les conditions météorologiques; l'acquisition annoncée et
éventuelle; les cessions et autres transactions d'affaires et le
moment et l'incidence de ces dernières; les lois gouvernementales;
les litiges; les notations; le programme de couverture; le BAIIA
prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la
perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu
par action; les flux de trésorerie futurs prévus et
les FTD et les FTD par action futurs prévus; les dividendes
futurs estimatifs; la vigueur et la souplesse financières; la
conjoncture des marchés d'emprunt et des capitaux propres et la
conjoncture économique et le contexte concurrentiel. Les hypothèses
relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz
naturel, de LGN, de GNL et d'énergie renouvelable, et aux prix de
ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés
prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent
avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande
pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change,
l'inflation, les taux d'intérêt et la pandémie de COVID‑19 ont une
incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires
dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les
niveaux de la demande pour les services de la société et le coût
des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les
énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la
corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible
de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une
ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en
particulier en ce qui concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté
prévu, le bénéfice (la perte) prévu, le bénéfice
(la perte) ajusté prévu, les FTD prévus et les montants
connexes par action et les dividendes futurs estimatifs. Voici
les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés
prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en
construction, y compris les dates estimatives
d'achèvement et les dépenses d'investissement
estimatives : la disponibilité et le prix de la
main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de
l'inflation et des taux de change sur les coûts de la
main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur
les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques; le
moment et la clôture des acquisitions, des cessions et des autres
transactions et la réalisation des avantages prévus qui devraient
en être tirés; l'approbation par les clients, le gouvernement et
les organismes de réglementation des calendriers de construction et
de mise en service et les régimes de recouvrement des coûts;
et la pandémie de COVID‑19 ainsi que sa durée et
son incidence.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de
l'exécution réussie de ses priorités stratégiques, du rendement de
l'exploitation, de la politique de la société en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la
société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres
opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change,
des taux d'intérêt, de l'incidence de l'inflation sur les prix des
marchandises, de l'offre et la demande de marchandises et de la
pandémie de COVID‑19, notamment les risques et incertitudes dont il
est question dans le présent document et dans d'autres documents
déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières
au Canada et aux États‑Unis. Il
est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou
l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé
prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le
plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la
direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à
un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes,
Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un
énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge relie en toute sécurité des millions de personnes à
l'énergie dont elles dépendent chaque jour, alimentant la qualité
de vie grâce à ses réseaux nord-américains de gaz naturel, de
pétrole ou d'énergie renouvelable et à son portefeuille européen de
parcs éoliens extracôtiers en pleine croissance. Nous investissons
dans des infrastructures modernes de distribution d'énergie afin de
maintenir l'accès à une énergie sûre et abordable et nous nous
appuyons sur deux décennies d'expérience en énergie renouvelable
pour faire progresser les nouvelles technologies, y compris
l'énergie éolienne et solaire, l'hydrogène, le gaz naturel
renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone. Nous
sommes déterminés à réduire l'empreinte carbone de l'énergie que
nous livrons et à atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Les
actions ordinaires d'Enbridge, dont le siège social est situé à
Calgary, en Alberta, sont négociées sous le symbole ENB
aux bourses de Toronto (TSX) et de
New York (NYSE). Pour en savoir
plus, visitez le site enbridge.com.
Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou
y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni
n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES
POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION
|
|
|
|
|
|
Enbridge Inc. -
Médias
|
|
Enbridge Inc. -
Investisseurs
|
Jesse Semko
|
|
Rebecca
Morley
|
Sans frais : (888)
992-0997
|
|
Sans frais : (800)
481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR
Le présent communiqué renferme des références au BAIIA, au BAIIA
ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire
et aux FTD. La direction est d'avis que ces mesures
constituent des informations utiles pour les investisseurs et les
actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la
transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la
société.
Le BAIIA représente le bénéfice avant intérêts, impôts et
amortissement.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation des données sectorielles et consolidées. La
direction se sert du BAIIA et du BAIIA ajusté pour établir ses
cibles et évaluer la performance de la société et de ses secteurs
d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la charge
d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux participations ne
donnant pas le contrôle sur une base consolidée. La direction se
sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de la capacité de la
société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation avant l'incidence des
variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les
variations des passifs environnementaux), déduction faite des
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle, des
dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de
maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels,
peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation. La direction se
sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour
établir ses cibles de versement de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures
financières hors PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs avec les
mesures conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté
et de l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus
particulièrement en ce qui a trait à certains passifs éventuels et
aux gains et pertes hors trésorerie latents liés à la juste valeur
d'instruments financiers dérivés touchés par les variations du
marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un
rapprochement des mesures financières hors PCGR et des ratios hors
PCGR prospectifs sans effort déraisonnable.
Nos mesures financières hors PCGR et nos ratios hors PCGR
décrits ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification
normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et ne sont pas
considérés comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par
conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de
même nature présentées par d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
hors PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR -
BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1 946
|
1 673
|
|
6 093
|
5 756
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
2 251
|
884
|
|
4 384
|
2 725
|
Distribution et
stockage de gaz
|
286
|
282
|
|
1 368
|
1 374
|
Production d'énergie
renouvelable
|
105
|
91
|
|
389
|
362
|
Services
énergétiques
|
(70)
|
(204)
|
|
(348)
|
(379)
|
Éliminations et
divers
|
(935)
|
(121)
|
|
(1 284)
|
191
|
BAIIA
|
3 583
|
2 605
|
|
10 602
|
10 029
|
Amortissement
|
(1 076)
|
(944)
|
|
(3 195)
|
(2 805)
|
Charge
d'intérêts
|
(806)
|
(648)
|
|
(2 316)
|
(1 923)
|
Charge d'impôts sur les
bénéfices
|
(318)
|
(199)
|
|
(1 044)
|
(952)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle
|
(21)
|
(34)
|
|
(61)
|
(93)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(83)
|
(98)
|
|
(330)
|
(280)
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1 279
|
682
|
|
3 656
|
3 976
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 269
|
1 898
|
|
6 581
|
5 623
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 158
|
986
|
|
3 300
|
2 928
|
Distribution et
stockage de gaz
|
293
|
296
|
|
1 389
|
1 403
|
Production d'énergie
renouvelable
|
113
|
89
|
|
400
|
356
|
Services
énergétiques
|
(132)
|
(116)
|
|
(302)
|
(277)
|
Éliminations et
divers
|
57
|
116
|
|
252
|
281
|
BAIIA ajusté
|
3 758
|
3 269
|
|
11 620
|
10 314
|
Amortissement
|
(1 104)
|
(944)
|
|
(3 272)
|
(2 805)
|
Charge
d'intérêts
|
(826)
|
(654)
|
|
(2 324)
|
(1 941)
|
Charge d'impôts sur les
bénéfices
|
(360)
|
(355)
|
|
(1 274)
|
(1 023)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle
|
(20)
|
(34)
|
|
(58)
|
(90)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(82)
|
(98)
|
|
(271)
|
(280)
|
Bénéfice
ajusté
|
1 366
|
1 184
|
|
4 421
|
4 175
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,67
|
0,59
|
|
2,18
|
2,06
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
|
3 583
|
2 605
|
|
10 602
|
10 029
|
Éléments d'ajustement
:
|
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
1 334
|
436
|
|
1 751
|
(91)
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
(58)
|
88
|
|
(22)
|
102
|
Gain sur opération de
fusion de coentreprises
|
(1 076)
|
--
|
|
(1 076)
|
--
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
111
|
|
--
|
111
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
--
|
38
|
|
26
|
104
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
(4)
|
--
|
|
68
|
--
|
Restructuration liée à
la stratégie d'assurance d'entreprise
|
(85)
|
--
|
|
15
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs
|
15
|
--
|
|
106
|
--
|
Autres
|
49
|
(9)
|
|
150
|
59
|
Total des éléments
d'ajustement
|
175
|
664
|
|
1 018
|
285
|
BAIIA ajusté
|
3 758
|
3 269
|
|
11 620
|
10 314
|
Amortissement
|
(1 076)
|
(944)
|
|
(3 195)
|
(2 805)
|
Charge
d'intérêts
|
(806)
|
(648)
|
|
(2 316)
|
(1 923)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(318)
|
(199)
|
|
(1 044)
|
(952)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle
|
(21)
|
(34)
|
|
(61)
|
(93)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(83)
|
(98)
|
|
(330)
|
(280)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Amortissement
|
(28)
|
--
|
|
(77)
|
--
|
Charge
d'intérêts
|
(20)
|
(6)
|
|
(8)
|
(18)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(42)
|
(156)
|
|
(230)
|
(71)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle
|
1
|
--
|
|
3
|
3
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
1
|
--
|
|
59
|
--
|
Bénéfice
ajusté
|
1 366
|
1 184
|
|
4 421
|
4 175
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,67
|
0,59
|
|
2,18
|
2,06
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA
AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf mois
c
loses les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
2 269
|
1 898
|
|
6 581
|
5 623
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
(290)
|
(222)
|
|
(364)
|
84
|
Perte de valeur
d'actifs
|
(8)
|
--
|
|
(55)
|
--
|
Règlement d'impôts
fonciers
|
--
|
--
|
|
--
|
57
|
Autres
|
(25)
|
(3)
|
|
(69)
|
(8)
|
Total des
ajustements
|
(323)
|
(225)
|
|
(488)
|
133
|
BAIIA
|
1 946
|
1 673
|
|
6 093
|
5 756
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1 158
|
986
|
|
3 300
|
2 928
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
(111)
|
|
--
|
(111)
|
Gain sur opération de
fusion de coentreprises
|
1 076
|
--
|
|
1 076
|
--
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
--
|
(38)
|
|
(26)
|
(104)
|
Autres
|
17
|
47
|
|
34
|
12
|
Total des
ajustements
|
1 093
|
(102)
|
|
1 084
|
(203)
|
BAIIA
|
2 251
|
884
|
|
4 384
|
2 725
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
293
|
296
|
|
1 389
|
1 403
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
--
|
(2)
|
|
--
|
12
|
Autres
|
(7)
|
(12)
|
|
(21)
|
(41)
|
Total des
ajustements
|
(7)
|
(14)
|
|
(21)
|
(29)
|
BAIIA
|
286
|
282
|
|
1 368
|
1 374
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
113
|
89
|
|
400
|
356
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
2
|
2
|
|
6
|
12
|
Autres
|
(10)
|
--
|
|
(17)
|
(6)
|
Total des
ajustements
|
(8)
|
2
|
|
(11)
|
6
|
BAIIA
|
105
|
91
|
|
389
|
362
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
(132)
|
(116)
|
|
(302)
|
(277)
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
58
|
(88)
|
|
22
|
(102)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
4
|
--
|
|
(68)
|
--
|
Total des
ajustements
|
62
|
(88)
|
|
(46)
|
(102)
|
BAIIA
|
(70)
|
(204)
|
|
(348)
|
(379)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
57
|
116
|
|
252
|
281
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
(1 046)
|
(214)
|
|
(1 393)
|
(17)
|
Restructuration liée à
la stratégie d'assurance d'entreprise
|
85
|
--
|
|
(15)
|
--
|
Perte de valeur des
actifs locatifs
|
(7)
|
--
|
|
(51)
|
--
|
Autres
|
(24)
|
(23)
|
|
(77)
|
(73)
|
Total des
ajustements
|
(992)
|
(237)
|
|
(1 536)
|
(90)
|
BAIIA
|
(935)
|
(121)
|
|
(1 284)
|
191
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - RENTRÉES
DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2 144
|
2 313
|
|
7 617
|
7 366
|
Montant ajusté pour les
variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
464
|
293
|
|
602
|
656
|
|
2 608
|
2 606
|
|
8 219
|
8 022
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle2
|
(60)
|
(66)
|
|
(184)
|
(207)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(81)
|
(92)
|
|
(254)
|
(274)
|
Investissements de
maintien3
|
(215)
|
(142)
|
|
(466)
|
(412)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits4
|
48
|
23
|
|
173
|
74
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des
bénéfices cumulatifs2
|
148
|
52
|
|
474
|
297
|
Charges de
restructuration liées à la stratégie d'assurance
d'entreprise
|
--
|
--
|
|
100
|
--
|
Autres éléments
|
53
|
(91)
|
|
258
|
54
|
FTD
|
2 501
|
2 290
|
|
8 320
|
7 554
|
1
|
Variations des
actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des
recouvrements.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
3
|
Les investissements
de maintien représentent les dépenses d'investissement requises
pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou
qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des
biens existants (y compris le remplacement de composants usés,
désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTD, les
investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la
durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service
par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour
rehausser les produits ou les fonctions de service des biens
existants.
|
4
|
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.
|
SOURCE Enbridge Inc.