CALGARY, AB, le
6 nov. 2020 /CNW/ - Enbridge Inc.
(« Enbridge » ou la « société »)
(TSX: ENB) (NYSE ENB) a annoncé aujourd'hui d'excellents
résultats financiers pour le troisième trimestre de 2020 et a
présenté un compte rendu trimestriel.
Points saillants des résultats du troisième trimestre
de 2020
(Tous les montants sont non audités et sont
en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 990 M$ ou 0,49 $ par action
ordinaire, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 949
M$ ou 0,47 $ par action ordinaire en 2019
- Bénéfice ajusté de 961 M$ ou 0,48 $ par action ordinaire,
comparativement à 1 124 M$ ou 0,56 $ par action ordinaire en
2019
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 2 997 M$, comparativement à 3 108 M$ en 2019
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2
302 M$, comparativement à 2 735 M$ en 2019
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 088 M$,
comparativement à 2 105 M$ en 2019
- Confirmation des objectifs financiers pour 2020 visant des FTD
par action se situant entre 4,50 $ et 4,80 $ et qui devraient être
près du milieu de la fourchette pour l'exercice complet
- Avancement du projet visant la canalisation 3 : l'audience de
contestation de l'Agence de contrôle de la pollution du
Minnesota (« ACPM ») s'est soldée
par une recommandation favorable du juge administratif, formulée
avant la date limite du 14 novembre, concernant la certification de
la qualité de l'eau 401
- Début de la construction du parc éolien extracôtier de 500 MW
de Fécamp et poursuite de la construction du parc éolien
extracôtier de 480 MW de Saint-Nazaire, qui demeure sur la bonne voie
pour une entrée en service à la fin de 2022
- Autorisation d'un capital de croissance de 0,2 G$ pour le
projet de remplacement de la canalisation de London
- Exécution du plan de financement par emprunt de 2020 et préfinancement d'une partie du service de
la dette externe pour 2021
- Annonce des cibles de réduction des émissions, notamment une
réduction de 35 % de l'intensité énergétique d'ici 2030 et une réduction à une efficacité nette zéro
d'ici 2050
- Annonce d'objectifs en matière de diversité et d'inclusion en
vue d'accroître les taux de représentation des minorités au sein de
notre effectif d'ici 2025
- Installation d'une station de compression autonome alimentée à
l'énergie solaire, la première du genre, le long du pipeline Texas
Eastern, et commencement de la construction d'une deuxième
installation le long du réseau principal d'oléoducs
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION - Al Monaco, Président et chef de
la direction
« Nous sommes satisfaits de nos résultats du troisième
trimestre, qui rendent compte de la résilience de nos activités et
de la prévisibilité de nos flux de trésorerie » a affirmé
Al Monaco, président et chef de la
direction d'Enbridge. Même si nous sommes encouragés par l'activité
économique et le rétablissement de la demande en énergie, nous
présumons que la reprise se fera à un rythme graduel pour le reste
de 2020 et en 2021. Les mesures
précoces et déterminantes que nous avons adoptées pour protéger la
santé de notre personnel et pour réduire les répercussions
opérationnelles et financières sur nos activités nous positionnent
pour l'avenir. »
« Nos principaux secteurs ont tous bien performé au
troisième trimestre. Les taux d'utilisation des secteurs Transport
de gaz, Distribution et stockage de gaz et Énergie renouvelable
sont tous demeurés élevés et leurs solides structures commerciales
continuent de dégager des flux de trésorerie fiables qui reflètent
le modèle d'entreprise à faible risque axé sur les services publics
et les pipelines dont nous avons déjà parlé. »
« Dans le secteur Oléoducs, la grande capacité du réseau
principal est maintenant pleinement utilisée et les volumes
transportés pour l'exercice complet devraient se situer dans la
fourchette prévisionnelle que nous avons publiée en mai pour le
reste de l'exercice 2020, et nous
sommes en voie de réaliser des économies de coûts de 300 M$ pour
l'exercice 2020. Notre excellente performance pour les neuf
premiers mois nous donne bon espoir de dégager des FTD par action
se situant vers le milieu de la fourchette prévisionnelle de 4,50 $
à 4,80 $. »
« Nous avons encore réalisé d'excellents progrès en vue de
concrétiser nos grandes priorités stratégiques. Dans le secteur
Transport de gaz, la majeure partie des travaux effectués sur le
pipeline Texas Eastern afin d'assurer la livraison sécuritaire et
fiable de gaz naturel est maintenant achevée et le réseau a
retrouvé sa capacité normale de service dans l'Est, à temps pour la
saison de chauffage hivernal. Les travaux de construction dans le
cadre du prolongement du pipeline T-South, du projet Spruce Ridge
et de notre programme de modernisation continuent de bien
avancer. »
« Dans le secteur Oléoducs, le processus d'octroi de permis
relatif à la canalisation 3 a progressé, l'audience de contestation
de l'ACPM s'étant soldée par une recommandation favorable du juge
administratif qui a rejeté la totalité des cinq questions à
l'étude. La prochaine étape consiste en la délivrance, par
commissaire de l'ACPM, de la certification de la qualité de l'eau
401, que nous prévoyons obtenir d'ici le 14 novembre, ce qui
contribuera à l'obtention du permis restant qui doivent encore être
délivré par les autorités étatiques et fédérales. »
« Dans le secteur Énergie renouvelable, la
construction de nos deux plus récents projets éoliens extracôtiers
en France a bien progressé.
Saint-Nazaire, un projet de 480
MW, avance bien et selon les délais prévus, et nous avons
maintenant commencé la construction du projet Fécamp de
500 MW. Nous prévoyons aussi obtenir une décision finale
d'investissement relativement à un troisième projet en 2021. Ces
projets nous permettront de développer davantage nos installations
éoliennes extracôtières en Europe
et de générer des flux de trésorerie de grande qualité et
d'excellents rendements. »
« Dans le cadre de notre stratégie d'énergie renouvelable,
nous venons tout juste de mettre en service notre première station
de compression autoalimentée à l'énergie solaire le long du
pipeline Texas Eastern, et avons amorcé la construction d'une
installation en Alberta, le long
du réseau principal d'oléoducs. Ces deux installations nous
assureront une source d'énergie renouvelable à faible coût pour nos
activités. Il s'agit des premiers d'une série de projets
autoalimentés que nous mettrons en branle au cours des prochains
mois et des années à venir afin de nous assurer de réduire notre
empreinte écologique. »
« Je suis heureux d'annoncer qu'Enbridge s'engage à réduire
davantage ses propres émissions polluantes et à accroître la
diversité et l'inclusion au sein de son effectif, et qu'elle a
élaboré des stratégies pour y parvenir. Ces objectifs sont le fruit
de l'évolution naturelle de notre approche et témoignent une fois
de plus de notre souci d'être un chef de file de l'industrie.
Enbridge est depuis longtemps un chef de file en ce qui a trait aux
facteurs environnement, société et gouvernance (ESG) et nos
pratiques ont été complètement intégrées à nos activités
d'exploitation et à nos stratégies en place en vue de la croissance
de notre entreprise. »
« Enbridge est en très bonne posture pour passer peu à peu à des
sources d'énergie favorisant davantage les carburants à faible
teneur en carbone. Nos actifs
diversifiés ont été choisis en fonction des sources d'énergie à
l'échelle mondiale et de nos perspectives quant aux fondamentaux.
Nos actifs à long terme liés aux pipelines et à la distribution
sont absolument essentiels dans le contexte de l'économie mondiale
et stratégiquement reliés aux plus grands centres de demande et
marchés d'exportation, qui font transiter d'importants volumes par
nos réseaux. De plus, chaque secteur repose sur un modèle
commercial à faible risque qui assure la pérennité de nos flux de
trésorerie à long terme. »
« À court terme, l'exécution de notre programme d'investissement
garanti et la croissance intrinsèque de chacun de nos secteurs
devraient donner lieu à une croissance des FTD par action de 5 % à
7 % jusqu'en 2022 et favoriser la
croissance des flux de trésorerie disponibles, après déduction des
dépenses en immobilisations et des dividendes à payer. À court
terme, nos priorités en matière de répartition du capital resteront
centrées sur l'exécution de notre programme de croissance garanti
et la préservation d'un solide bilan et d'une marge de manoeuvre
financière. Lorsque notre programme de croissance garanti sera
achevé, nous conserverons notre approche prudente axée sur la
croissance à faible risque et à faible intensité capitalistique
associée aux services publics et une répartition du capital
rigoureuse, incluant des remboursements de capital aux
actionnaires. »
« Nous avons hâte de présenter nos perspectives relatives
aux fondamentaux de l'énergie et notre vision de l'entreprise pour
l'avenir, ce que nous ferons au cours de notre Journée
Investisseurs virtuelle qui aura lieu le 8 décembre 2020 », a
conclu M. Monaco.
REVUE DES RÉSULTATS FINANCIERS ET PERSPECTIVES FINANCIÈRES
POUR 2020
Les résultats financiers du trimestre et de la période de neuf
mois clos le 30 septembre 2020 sont résumés dans le
tableau ci-après :
|
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action; nombre d'actions en millions)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinairesconforme aux PCGR
|
990
|
|
949
|
|
1
208
|
|
4 576
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,49
|
|
0,47
|
|
0,60
|
|
2,27
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
302
|
|
2 735
|
|
7
527
|
|
7 405
|
BAIIA ajusté1
|
2
997
|
|
3 108
|
|
10
072
|
|
10 085
|
Bénéfice
ajusté1
|
961
|
|
1 124
|
|
3
762
|
|
4 113
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,48
|
|
0,56
|
|
1,86
|
|
2,04
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
088
|
|
2 105
|
|
7
231
|
|
7 173
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
021
|
|
2 018
|
|
2
020
|
|
2 017
|
|
|
1
|
Mesures
financières non conformes aux PCGR. Les tableaux
présentant le rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du
bénéfice ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie
distribuables sont joints en annexe au présent
communiqué.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR pour le troisième trimestre de 2020 a
augmenté de 41 M$, ou 0,02 $ par action, par rapport à la
période correspondante de 2019. La comparabilité d'une période
à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
a subi l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu
fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués
dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à
l'Annexe A du présent communiqué.
Au troisième trimestre de 2020, le BAIIA ajusté a diminué de
111 M$ comparativement à celui de la période correspondante de
2019. Le bénéfice supplémentaire attribuable à un règlement
tarifaire favorable pour Texas Eastern, l'apport des nouveaux
actifs mis en service à la fin de 2019
et au premier semestre de 2020 de même que l'élargissement
de la clientèle et la réalisation de synergies dans le secteur
Distribution et stockage de gaz ont été favorables. L'excellente
performance des principaux secteurs a été plus que contrebalancée
par la diminution de l'apport du secteur Services énergétiques en
raison d'une compression marquée dans certaines régions clés, la
réduction du débit sur le réseau principal en raison de la COVID-19
et l'absence de l'apport des installations sous réglementation
fédérale de nos entreprises canadiennes de collecte et de
traitement de gaz naturel, qui ont été vendues le
31 décembre 2019.
Le bénéfice ajusté au troisième trimestre de 2020 a diminué
de 163 M$, ou 0,08 $ par action. Cette diminution
rend compte avant tout de la baisse du BAIIA ajusté ainsi que de la
réduction des intérêts capitalisés et de la hausse de
l'amortissement compte tenu des nouveaux actifs mis en service
en 2019, principalement le programme de remplacement de la
canalisation 3 au Canada.
Les FTD ont totalisé 2 088 M$ au troisième trimestre,
soit 17 M$ de moins qu'au troisième trimestre de 2019.
Cette diminution provient principalement de l'incidence nette des
facteurs d'exploitation susmentionnés, en partie contrebalancée par
la baisse des investissements de maintien en raison de l'échéancier
des décaissements dans le contexte de la COVID-19, et par la hausse
des encaissements de trésorerie relatifs aux contrats assortis de
droits de rattrapage visant certains actifs du secteur Oléoducs qui
n'ont pas été comptabilisés dans le BAIIA. Ces facteurs sont
commentés plus en détail à la rubrique Flux de trésorerie
distribuables.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après présente
l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse
des résultats du troisième trimestre de 2020.
PERSPECTIVES ET MISE À JOUR SUR LA SITUATION
FINANCIÈRE
La société s'attend à générer des FTD qui se situeront vers le
milieu de la fourchette de ses prévisions initiales de 4,50 $
à 4,80 $ par action. Ces prévisions tiennent compte de
l'excellente performance de la société pour les neuf premiers mois
de 2020 et des économies de coûts de
300 M$ qu'il sera possible de réaliser pour l'exercice
complet, ainsi que de l'incidence des difficultés attendues au
quatrième trimestre.
Les volumes augmentent à nouveau sur le réseau principal, comme
nous l'avions prévu dans nos perspectives publiées en mai, mais
devraient être inférieurs de 100 à 300 kb/j aux volumes que la
société avait pévu pour le quatrième trimestre avant la COVID-19.
En outre, les marges moins élevées du secteur Services
énergétiques, la baisse des distributions provenant de la
participation dans DCP par suite d'une réduction des distributions
précédemment mise en place par cette dernière de même que la hausse
des coûts liés à l'intégrité dans le secteur Transport de gaz
devraient avoir une incidence défavorable sur les résultats du
quatrième trimestre en ce qui a trait aux prévisions pour
l'exercice complet.
La société continue d'obtenir du financement par emprunt à des
taux favorables. Le produit de ce financement a été affecté
principalement à la réduction de la dette et au financement partiel
de nouveaux projets d'investissement. Au troisième trimestre, la
société a réalisé le placement précédemment annoncé de billets
subordonnés hybrides d'une durée de 60 ans d'un montant de 1,0 G$
US sur les marchés des capitaux d'emprunt américains. Ces billets
hybrides sont traités à 50 % comme des capitaux propres par la
plupart des agences de notation, ce qui rehausse la
solidité financière de la société.
Après le troisième trimestre, Texas Eastern Transmission, LP,
une filiale en propriété exclusive de la société, a émis des
billets de premier rang d'une durée de 20 ans d'un montant de
300 M$ US dans le cadre d'un placement privé. Le produit
du placement a servi à rembourser les billets de premier rang d'un
montant de 300 M$ US échéant en décembre 2020.
La société a exécuté son plan de financement par emprunt de
2020 et préfinancé une partie du
service de sa dette externe pour 2021. De plus, la société a
terminé le troisième trimestre en disposant de liquidités
disponibles de plus de 14 G$, ce qui est suffisant pour combler
tous ses besoins en financement jusqu'à la fin de 2021 sans
recourir davantage aux marchés financiers. Le ratio de la dette sur
le BAIIA devrait demeurer à un taux bien à l'intérieur de la
fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois pour
l'exercice complet.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DE PROJETS
La société poursuit ses projets de croissance garantis d'environ
11 G$, pour lesquels une tranche d'environ 5 G$ du
capital de croissance reste à engager d'ici la fin de 2022,
déduction faite du financement qui devrait être assuré par de
tierces parties.
La société a aussi annoncé aujourd'hui qu'elle dépoiera un
capital de croissance de 0,2 G$ pour le projet de remplacement
de la canalisation de London. Ce
projet vise le remplacement de deux conduites parallèles reliant le
carrefour de Dawn aux marchés résidentiels et commerciaux du sud de
l'Ontario qui ont atteint la fin
de leur vie utile.
Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de
9 G$, d'intégrité essentielle, renforcera l'exploitation
fiable et en toute sécurité du réseau principal pendant longtemps
et témoigne de l'importance accordée par Enbridge à la protection
de l'environnement.
Au troisième trimestre, la Minnesota Public Utilities Commission
(« MPUC ») a rendu son ordonnance définitive pour
approuver l'étude d'impact environnemental (« EIE »)
définitive et rétablir le certificat de nécessité et le tracé du
pipeline. La MPUC a par la suite rejeté toutes les requêtes en
révision. Cette étape complète pour l'essentiel le processus
réglementaire.
Les organismes étatiques et fédéraux poursuivent leurs examens
relatifs aux permis environnementaux requis en parallèle. Le
processus d'audience de contestation de l'ACPM portant sur la
certification de la qualité de l'eau 401 est terminé. Le 16 octobre
2020, Enbridge a obtenu une recommandation favorable du juge
administratif en ce qui a trait aux cinq questions examinées par ce
dernier, qui confirme une fois de plus l'exhaustivité du dossier
réglementaire et l'importance de ce projet relatif à l'intégrité.
Cette recommandation servira d'appui à la décision du commissaire
de l'ACPM quant à la certification de la qualité de l'eau 401, que
la société s'attend à recevoir d'ici la date limite réglementaire
du 14 novembre 2020.
Au cours du troisième trimestre, le permis requis pour la
construction d'un bassin de retenue a été délivré par l'ACPM, et,
après la clôture du troisième trimestre, Enbridge a obtenu deux des
permis requis auprès du ministère des Ressources naturelles du
Minnesota. Les processus d'octroi
de permis de l'Army Corps of Engineers des États-Unis (« Army
Corps ») et du ministère des Ressources naturelles du
Minnesota sont en cours et se
poursuivent en parallèle.
La société prévoit qu'une fois qu'Enbridge aura obtenu tous les
permis nécessaires et l'autorisation de construction délivrée par
la MPUC, les travaux de construction au Minnesota dureront de 6 à 9 mois.
Canalisation 5 et projet de tunnel dans les Grands
Lacs
Les tronçons Est et Ouest de la canalisation 5, qui traverse le
détroit de Mackinac (le « détroit »), ont été
remis en service, après que les inspections effectuées dans les
deux conduites ont confirmé qu'elles étaient sécuritaires et en bon
état de fonctionnement, et sont maintenant pleinement
opérationnels. Les inspections ont permis de constater que la
canalisation n'a pas subi de dommage après le déplacement d'un
support d'ancrage découvert par la société en juillet de cette
année.
Aux termes de l'entente entre Enbridge et
l'État du Michigan, la société prévoit remplacer les
conduites jumelles de la canalisation 5 qui traversent le
détroit par une canalisation simple encapsulée dans un tunnel
sous-marin de pointe dans le détroit. Le projet de tunnel dans les
Grands Lacs rehaussera davantage la sécurité du pipeline et
démontre une fois de plus l'engagement continu d'Enbridge à
protéger les ressources naturelles du Michigan et des Grands Lacs tout en
assurant l'accès à une source d'énergie fiable à la population du
Michigan.
La société a réalisé une évaluation géotechnique approfondie et
a fait appel à une équipe d'ingénieurs hors pair pour la conception
du tunnel. Enbridge a déposé toutes les principales demandes de
permis réglementaires et environnementaux qu'elle doit obtenir pour
la construction du tunnel et les processus d'examen relatifs à ces
permis progressent conformément aux échéanciers.
MISES À JOUR SUR LES AUTRES ACTIVITÉS
Restrictions de débit dans le secteur Transport de gaz
et services intermédiaires
La société a levé les restrictions de débit visant le service
vers l'Est sur le réseau de Texas Eastern à temps pour la saison de
chauffage hivernal, après avoir réalisé la majeure partie des
travaux d'intégrité planifiés. Enbridge priorise toujours
l'exécution de son programme exhaustif d'intégrité du secteur
Transport de gaz, qui assurera une exploitation continue
sécuritaire et fiable de son réseau de pipelines, et elle prévoit
la reprise du service vers le Sud au cours du prochain
mois.
Dossier tarifaire du secteur Transport de gaz et
services intermédiaires
Au premier semestre de l'exercice, la société a mené à bien
trois processus tarifaires, qui visaient les réseaux Texas Eastern,
Algonquin et B.C. Pipeline, dont l'issue s'est avérée favorable à
la fois pour Enbridge et pour les expéditeurs et fait progresser la
stratégie de la société qui consiste à obtenir un recouvrement
équitable et rapide des coûts.
Des demandes portant sur trois autres processus tarifaires
visant les réseaux East Tennessee,
Alliance et Maritimes & Northeast US ont été déposées au
deuxième trimestre et progressent conformément aux échéanciers.
Contrats visant le réseau principal
La société poursuit les démarches dans le cadre de sa demande de
contrats visant le réseau principal, laquelle est actuellement
examinée par la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie »). L'offre
de contrats est l'aboutissement de deux années de négociations avec
les expéditeurs et est appuyée par des expéditeurs qui sont
responsables de plus de 75 % des volumes transportés sur le
réseau principal. Cet appui témoigne du caractère concurrentiel de
l'offre, qui permettra aux expéditeurs d'obtenir les meilleurs
revenus nets qui soient et garantira une demande à long terme pour
le pétrole brut de l'Ouest canadien.
En mai, la Régie a publié une ordonnance d'audience établissant
le calendrier du processus d'examen réglementaire qui comprend
plusieurs séries de demandes de renseignements de la part des
intervenants et de la Régie, le dépôt de la preuve écrite et les
réponses d'Enbridge, et se terminera en avril 2021. La société
prévoit que l'audience orale aura lieu après avril 2021, mais
une date d'audience n'a pas encore été déterminée. Si un
accord de remplacement n'est pas en place d'ici le
30 juin 2021, les droits aux termes de l'ETC continueront
de s'appliquer provisoirement.
Au cours du troisième trimestre, Enbridge a répondu à des
demandes de renseignements de la part de la Régie et des
intervenants. La preuve appuie par ailleurs notre opinion selon
laquelle les droits proposés sont conformes aux critères de
rendement équitable de l'organisme de réglementation et que l'offre
de contrats est dans l'intérêt du public.
RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE
DE 2020
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 troisième trimestre
de 2020.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
090
|
|
1 646
|
|
5
280
|
|
5 710
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
334
|
|
772
|
|
230
|
|
2 733
|
Distribution et
stockage de gaz
|
298
|
|
252
|
|
1
285
|
|
1 304
|
Production d'énergie
renouvelable
|
93
|
|
82
|
|
376
|
|
300
|
Services
énergétiques
|
(34)
|
|
91
|
|
(12)
|
|
318
|
Éliminations et
divers
|
207
|
|
(40)
|
|
(498)
|
|
315
|
BAIIA
|
2
988
|
|
2 803
|
|
6
661
|
|
10 680
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
990
|
|
949
|
|
1
208
|
|
4 576
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
302
|
|
2 735
|
|
7
527
|
|
7 405
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres
facteurs d'exploitation, ce qui permet à la direction et aux
investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance
de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de
la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont
présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA,
du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté,
du bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du
présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
732
|
|
1 826
|
|
5
395
|
|
5 321
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
945
|
|
944
|
|
3
017
|
|
2 920
|
Distribution et
stockage de gaz
|
315
|
|
255
|
|
1
330
|
|
1 338
|
Production d'énergie
renouvelable
|
93
|
|
82
|
|
361
|
|
305
|
Services
énergétiques
|
(110)
|
|
27
|
|
(37)
|
|
291
|
Éliminations et
divers
|
22
|
|
(26)
|
|
6
|
|
(90)
|
BAIIA ajusté1,3
|
2
997
|
|
3 108
|
|
10
072
|
|
10 085
|
Investissements de
maintien
|
(256)
|
|
(293)
|
|
(595)
|
|
(741)
|
Charge
d'intérêts1
|
(721)
|
|
(666)
|
|
(2
141)
|
|
(2 012)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(83)
|
|
(94)
|
|
(325)
|
|
(305)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(68)
|
|
(50)
|
|
(232)
|
|
(150)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des
satellites1
|
197
|
|
144
|
|
479
|
|
427
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
|
(284)
|
|
(287)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
118
|
|
53
|
|
250
|
|
139
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
(2)
|
|
(1)
|
|
7
|
|
17
|
FTD3
|
2
088
|
|
2 105
|
|
7
231
|
|
7 173
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
021
|
|
2 018
|
|
2
020
|
|
2 017
|
|
|
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
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Les FTD du troisième trimestre de 2020 ont diminué de
17 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2019, en raison surtout de ce qui suit :
- Apport supplémentaire au BAIIA attribuable aux taux
d'utilisation élevés de nos activités de transport et de
distribution de gaz naturel, au bénéfice supplémentaire découlant
des règlements tarifaires positifs pour Texas Eastern, à la baisse
des frais d'exploitation et d'administration en raison des mesures
de compression des coûts et à l'apport des nouveaux actifs mis en
service au quatrième trimestre de 2019
et au premier semestre de 2020.
- Facteur qui a été plus que contrebalancé par ce qui suit :
Baisse du BAIIA ajusté attribuable à la diminution du débit sur le
réseau principal liée à la COVID-19, l'absence de l'apport des
installations sous réglementation fédérale de nos entreprises
canadiennes de collecte et de traitement du gaz naturel, qui ont
été vendues le 31 décembre 2019, et
la diminution de l'apport du secteur Services énergétiques.
- Diminution des investissements de maintien en raison de
l'échéancier des décaissements dans le contexte des restrictions de
déplacement liées à la COVID-19.
- Augmentation de la charge d'intérêts découlant d'une
combinaison d'emprunts contractés pour financer les dépenses en
immobilisations et d'une réduction des intérêts capitalisés liés au
tronçon canadien de la canalisation 3 qui a été mis en service en
décembre 2019, contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur
la dette à court terme et les billets à long terme nouvellement
émis.
- Accroissement de l'excédent des distributions en trésorerie sur
la quote-part du bénéfice des satellites en raison des nouveaux
actifs mis en service, y compris le pipeline de pétrole brut
Gray Oak et le projet éolien
extracôtier Hohe See, annulé en partie par une réduction de 50 %
des distributions de DCP Midstream, LP (« DCP Midstream »).
- Hausse des encaissements de trésorerie non comptabilisés dans
les produits des activités ordinaires par suite de la réception
d'un montant en trésorerie d'environ 120 M$ se rapportant à
certains actifs visés par des contrats d'achat ferme contenant des
dispositions de droits de rattrapage pour les volumes prévus au
contrat mais non expédiés qui ne sont pas pris en compte dans le
BAIIA ajusté en raison des directives de comptabilisation des
produits des activités ordinaires, mais qui sont inclus dans les
FTD.
Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs
d'activité, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par
secteur.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
2
997
|
|
3 108
|
|
10
072
|
|
10 085
|
Amortissement
|
(935)
|
|
(844)
|
|
(2
766)
|
|
(2 526)
|
Charge
d'intérêts2
|
(708)
|
|
(651)
|
|
(2
099)
|
|
(1 962)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(278)
|
|
(377)
|
|
(1
133)
|
|
(1 144)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(21)
|
|
(16)
|
|
(28)
|
|
(53)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
|
(284)
|
|
(287)
|
Bénéfice
ajusté1
|
961
|
|
1 124
|
|
3
762
|
|
4 113
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,48
|
|
0,56
|
|
1,86
|
|
2,04
|
|
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté sont présentés
en annexe au présent communiqué.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a diminué de 163 M$ et le bénéfice
ajusté par action a reculé de 0,08 $ par rapport au troisième
trimestre de 2019. Le repli du BAIIA ajusté est attribuable
aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence sur le
rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, ainsi qu'il est
expliqué à la rubrique Flux de trésorerie distribuables
ci-dessus, de même que par les facteurs suivants :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison des
nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019, principalement
sur le tronçon canadien de la canalisation 3 entré en service en
décembre 2019.
- Augmentation de la charge d'intérêts découlant des titres de
créance émis pour financer les nouvelles dépenses en
immobilisations à des fins de croissance et d'une réduction des
intérêts capitalisés liés au tronçon canadien de la canalisation 3,
qui a été contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la
dette à court terme et les billets à long terme nouvellement
émis.
- Contrebalancés par la diminution de l'impôt sur les bénéfices
attribuable à la diminution du bénéfice.
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 entre le dollar américain et le
dollar canadien au troisième trimestre de 2020
(1,33 $ CA/$ US) supérieur à celui de la période
correspondante de 2019 (1,32 $ CA/$ US).
Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert
par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à
l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
994
|
|
1 026
|
|
3
070
|
|
2 940
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
195
|
|
218
|
|
605
|
|
648
|
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
213
|
|
227
|
|
714
|
|
708
|
|
Autres1
|
330
|
|
355
|
|
1
006
|
|
1 025
|
|
BAIIA ajusté2
|
1
732
|
|
1 826
|
|
5
395
|
|
5 321
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers
de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal - volume hors Gretna3
|
2
555
|
|
2 714
|
|
2
612
|
|
2 698
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux4
|
1
399
|
|
1 839
|
|
1
549
|
|
1 803
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,21
|
$
|
4,23
|
$
|
4,17
|
$
|
|
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
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 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.
|
5
|
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 le tronçon canadien du réseau principal
pour le troisième trimestre de 2020 était de
1,20 $ CA/$ US (1,19 $ CA/$ US pour
le troisième trimestre de 2019).
|
|
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 du secteur
Éliminations et divers.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a accusé un recul de
94 M$ par rapport au troisième trimestre de 2019,
principalement en raison des facteurs suivants :
- Baisse du débit sur le réseau principal, soit une diminution de
159 kb/j du débit moyen hors Gretna, en raison de l'incidence de la
COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits
connexes. Cette baisse a été en partie compensée par la hausse des
droits repères aux termes du TIC et l'apport du programme de
remplacement de la canalisation 3 au Canada mis en service le 1er
décembre 2019 assorti de droits supplémentaires provisoires de 0,20
$ US le baril sur les volumes expédiés sur le réseau
principal.
- Légère diminution de l'apport du réseau régional des sables
bitumineux malgré la baisse accrue des volumes livrés, ce qui
reflète les obligations en matière de frais fixes des expéditeurs
en vertu des ententes contractuelles d'achat ferme visant la
plupart de ces actifs.
- Apport accru du réseau de la côte américaine du golfe du
Mexique et du milieu du continent découlant de la réduction du
débit du pipeline Flanagan Sud et
des produits des activités ordinaires tirés des volumes désignés
mais non expédiés, contrebalancés par le recul du débit de pétrole
léger sur le réseau pipelinier de pétrole brut Seaway en raison de
l'incidence de la COVID-19 sur la demande sur la côte américaine du
golfe du Mexique.
- Baisse du débit sur le réseau pipelinier Bakken, pris en compte
au poste « Autres », attribuable à l'incidence des prix moins
élevés et de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de
produits connexes.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis1
|
762
|
|
716
|
2
417
|
|
2 133
|
Transport de gaz au
Canada1
|
111
|
|
136
|
354
|
|
488
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
36
|
|
43
|
116
|
|
146
|
Autres
|
36
|
|
49
|
130
|
|
153
|
BAIIA ajusté2
|
945
|
|
944
|
3
017
|
|
2 920
|
|
|
1
|
Le poste
« Transport de gaz aux États-Unis » comprend le
tronçon canadien du pipeline Maritimes & Northeast
qui était auparavant inclus dans le poste « Transport de
gaz au Canada ». Le BAIIA ajusté de 2019 comparable a
été retraité pour tenir compte de ce changement.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué..
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 1 M$ par rapport au troisième
trimestre de 2019, principalement en raison de ce qui
suit :
- Hausse des produits du secteur Transport de gaz aux États-Unis
découlant du règlement tarifaire récent visant Texas Eastern et
Algonquin et de l'apport accru de la deuxième phase du projet
Atlantic Bridge, qui a été mise en service au quatrième trimestre
de 2019, facteurs contrebalancés par la diminution des produits
liés à Texas Eastern en raison des restrictions de débits.
- Absence de bénéfice lié à la partie des actifs de traitement et
de collecte de gaz naturel sous réglementation fédérale du secteur
Transport de gaz au Canada en 2020
vendus le 31 décembre 2019 et baisse
des prix des marchandises se répercutant sur Aux Sable.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Enbridge
Gas Inc. (« EGI »)
|
327
|
|
255
|
|
1
286
|
|
1 270
|
Autres
|
(12)
|
|
--
|
|
44
|
|
68
|
BAIIA ajusté1
|
315
|
|
255
|
|
1
330
|
|
1 338
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
297
|
|
269
|
|
1
286
|
|
1
328
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
|
|
3
760
|
|
3
731
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
90
|
|
60
|
|
2
423
|
|
2
699
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de températures normales4
|
94
|
|
97
|
|
2
533
|
|
2
535
|
|
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
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 des températures
plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes
acheminés.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a
augmenté de 60 M$ par rapport au troisième trimestre
de 2019, principalement pour les raisons suivantes :
- Hausse des charges liées à la distribution découlant de
l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la
clientèle.
- Synergies réalisées dans le cadre de la fusion d'Enbridge Gas
Distribution Inc. et d'Union Gas Limited.
- En partie contrebalancées par l'absence de bénéfice d'Enbridge
Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas Company, Inc. en 2020,
ces sociétés ayant été vendues le 1er octobre
2019 et le 1er novembre
2019, respectivement.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
93
|
|
82
|
361
|
|
305
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
augmenté de 11 M$ comparativement au troisième trimestre
de 2019, ce qui s'explique avant tout par ce qui
suit :
- Apport du projet éolien extracôtier Hohe See, qui est devenu
entièrement opérationnel en octobre 2019,
et de l'agrandissement d'Albatros, dont l'entrée en service
a eu lieu en janvier 2020.
- En partie contrebalancé par la hausse des coûts de réparation à
certains parcs éoliens aux États-Unis.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(110)
|
|
27
|
(37)
|
|
291
|
|
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de
137 M$ comparativement au troisième trimestre de 2019 en
raison de l'importante compression des différentiels d'emplacement
et de qualité sur certains marchés, ce qui a entraîné de moindres
possibilités de dégager des marges bénéficiaires sur les
obligations de capacité.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Recouvrement de
frais d'exploitation et d'administration
|
58
|
|
24
|
166
|
|
76
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(36)
|
|
(50)
|
(160)
|
|
(166)
|
BAIIA
ajusté1
|
22
|
|
(26)
|
6
|
|
(90)
|
|
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour
cette unité reflète le coût 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. 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
48 M$ comparativement au troisième trimestre de 2019, en
raison de ce qui suit :
- Baisse des frais d'exploitation et d'administration en raison
des mesures de compression des coûts ainsi que du calendrier de
recouvrement de certains frais d'exploitation et d'administration
attribuables à un secteur d'exploitation donné.
- Baisse des pertes réalisées sur les règlements des contrats de
change principalement en raison du resserrement de l'écart entre le
taux de change moyen de 1,33 $ au troisième trimestre de 2020 (1,32
$ au troisième trimestre de 2019) et
le taux de couverture de 1,29 $ au troisième trimestre de 2020
(1,24 $ au troisième trimestre de 2019).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 6 novembre 2020 à 9 h, heure de l'Est (7 h,
heure des Rocheuses), pour faire le point sur la
situation globale de la société et passer en revue les résultats
financiers du troisième trimestre de 2020. 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 9737258#. La
conférence sera diffusée en direct
sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/youisrgo. 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 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 9737258#).
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 3 novembre 2020, le conseil d'administration de la société a
déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les
dividendes sont payables le 1er décembre 2020
aux actionnaires inscrits le 13 novembre 2020.
|
|
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
0,81000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,15975
|
$
|
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 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 113
|
0,24613
|
$
|
Actions privilégiées,
série 134
|
0,19019
|
$
|
Actions privilégiées,
série 155
|
0,18644
|
$
|
Actions privilégiées,
série 17
|
0,32188
|
$
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,30625
|
$
|
|
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action ordinaire a été majoré de
9,8 % et est passé de 0,738 $ à 0,81 $ à compter du
1er mars 2020.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été majoré pour passer de 0,25305 $ à 0,25458 $
le 1er mars 2020, a été réduit pour
passer de 0,25458 $ à 0,16779 $ le 1er juin
2020 et a été réduit pour passer de 0,16779 $ à 0,15975 $
le 1er septembre 2020, en raison de la refixation du
taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions
privilégiées de série C.
|
3
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 11 a
été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,24613 $
le 1er mars 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er mars 2020 et tous les cinq ans par
la suite.
|
4
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 13 a
été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,19019 $
le 1er juin 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er juin 2020 et tous les cinq ans par
la suite.
|
5
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 15 a
été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,18644 $
le 1er septembre 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er septembre 2020 et tous les cinq ans par
la suite.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives,
ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des
renseignements sur 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 : la vision et la stratégie
d'entreprise d'Enbridge, y compris les priorités et les
instruments stratégiques; les prévisions financières
pour 2020; la pandémie de COVID-19, y compris sa durée et
son incidence; les réductions prévues des frais d'exploitation et
les reports des dépenses en immobilisations au titre de programme
de croissance garanti; les cibles de réduction des émissions; les
objectifs en matière de diversité et d'inclusion; l'offre et la
demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz
naturel, de gaz naturel liquéfié et d'énergie renouvelable et les
prix prévus pour ces derniers; l'utilisation prévue de nos actifs
existants, y compris le débit sur le réseau principal;
le BAIIA prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la
perte) prévu(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e);
le bénéfice (la perte) prévu(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e) par action; les FTD et les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; le ratio
dette/BAIIA prévu; la vigueur et la souplesse financières; les
attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des
ressources financières; les coûts prévus des projets annoncés et en
construction ainsi que les coûts prévus d'entretien; les dates
prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en
construction; les dépenses d'investissement prévues et les
priorités en matière de répartition du capital; les possibilités de
croissance et d'expansion futures prévues, y compris les projets
autoalimentés; la capacité prévue des coentreprises de la société
et de ses partenaires à terminer et à financer les projets annoncés
et ceux déjà en construction; la conclusion prévue et le moment
prévu des acquisitions et des cessions; les avantages prévus des
opérations conclues, y compris la concrétisation d'efficiences
et de synergies; les futures mesures prévues que prendront les
organismes de réglementation et les tribunaux; les
discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts
à ce titre, y compris les contrats conclus pour le réseau
principal et les avantages qui devraient en découler; le programme
de remplacement de la canalisation 3; les conduites jumelles
de la canalisation 5, le projet de tunnel dans les Grands Lacs
et les questions connexes; la canalisation 10 du réseau
Texas Eastern; les taux d'intérêt et les taux de
change.
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 pandémie de COVID-19
ainsi que sa durée et son incidence; les réductions prévues des
frais d'exploitation et les reports au titre du programme de
croissance garanti; 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, y compris la faiblesse
et la volatilité actuelles de ces prix; l'utilisation prévue de nos
actifs existants; les taux de change; l'inflation; les taux
d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et
des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les
approbations par les clients et les organismes de réglementation;
le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de
réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de
mise en service; les conditions météorologiques; la clôture et
le moment des acquisitions et des cessions; la concrétisation des
avantages et des synergies anticipés découlant d'opérations; les
lois gouvernementales; les litiges; l'incidence de la politique de
versement de dividendes de la société sur ses
flux de trésorerie futurs; les notations; le financement
des projets d'investissement; le programme de couverture; le BAIIA
prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice
(la perte) prévu(e) et 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, 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(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e), 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
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; 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 nos 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, des 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 Inc.
est l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures
énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et
avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens.
Nos principales entreprises englobent le secteur
Oléoducs, qui transporte près de 25 % du pétrole
brut produit en
Amérique du Nord, le secteur
Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine
environ 20 % du gaz naturel consommé
aux États-Unis ainsi que le secteur Distribution
et stockage de gaz, qui dessert près
de 3,8 millions de clients du marché de
détail en Ontario et au Québec, et
le secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit
environ 1 750 MW
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN
COMPLÉMENT D'INFORMATION
|
|
|
Enbridge Inc. - Médias
|
|
Enbridge Inc. -
Investisseurs
|
Jesse
Semko
|
|
Jonathan
Morgan
|
Sans frais :
(888) 992-0997
|
|
Sans frais :
(800) 481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au
BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté
par action ordinaire et aux FTD. La direction est
d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les
investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent
à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la
performance de la société.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation des données sectorielles et consolidées.
La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir
ses cibles et évaluer la performance de la société et de ses
secteurs d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que
les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la
charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices 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
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, des dividendes sur les
actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi
que des ajustements pour les facteurs inhabituels, peu
fréquents ou autres facteurs hors exploitation. La direction
se sert des FTD pour évaluer la performance de la société et
pour établir ses cibles de versement de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières non conformes aux PCGR prospectives
avec les mesures conformes aux PCGR comparables en raison de
la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de
certains éléments, plus particulièrement en ce qui a
trait à certains passifs éventuels et aux gains et pertes hors
trésorerie liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés
non réalisés touchés par les variations du marché.
Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un
rapprochement des mesures financières prospectives non
conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.
Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont
des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux
termes des principes comptables généralement reconnus
des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne
sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR
des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient
être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres
émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR avec les mesures conformes
aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
090
|
|
1 646
|
5
280
|
|
5 710
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
334
|
|
772
|
230
|
|
2 733
|
Distribution et
stockage de gaz
|
298
|
|
252
|
1
285
|
|
1 304
|
Production d'énergie
renouvelable
|
93
|
|
82
|
376
|
|
300
|
Services
énergétiques
|
(34)
|
|
91
|
(12)
|
|
318
|
Éliminations et
divers
|
207
|
|
(40)
|
(498)
|
|
315
|
BAIIA
|
2
988
|
|
2 803
|
6
661
|
|
10 680
|
Amortissement
|
(935)
|
|
(844)
|
(2
766)
|
|
(2 526)
|
Charge
d'intérêts
|
(718)
|
|
(644)
|
(2
105)
|
|
(1 966)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(231)
|
|
(255)
|
(273)
|
|
(1 275)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(20)
|
|
(15)
|
(25)
|
|
(50)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
(284)
|
|
(287)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
990
|
|
949
|
1
208
|
|
4 576
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
732
|
|
1 826
|
5
395
|
|
5 321
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
945
|
|
944
|
3
017
|
|
2 920
|
Distribution et
stockage de gaz
|
315
|
|
255
|
1
330
|
|
1 338
|
Production d'énergie
renouvelable
|
93
|
|
82
|
361
|
|
305
|
Services
énergétiques
|
(110)
|
|
27
|
(37)
|
|
291
|
Éliminations et
divers
|
22
|
|
(26)
|
6
|
|
(90)
|
BAIIA ajusté
|
2
997
|
|
3 108
|
10
072
|
|
10 085
|
Amortissement
|
(935)
|
|
(844)
|
(2
766)
|
|
(2 526)
|
Charge
d'intérêts
|
(708)
|
|
(651)
|
(2
099)
|
|
(1 962)
|
Charge
d'impôts
|
(278)
|
|
(377)
|
(1
133)
|
|
(1 144)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(21)
|
|
(16)
|
(28)
|
|
(53)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
(284)
|
|
(287)
|
Bénéfice
ajusté
|
961
|
|
1 124
|
3
762
|
|
4 113
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,48
|
|
0,56
|
1,86
|
|
2,04
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
|
2
988
|
|
2 803
|
6
661
|
|
10 680
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de
change
|
(569)
|
|
170
|
201
|
|
(854)
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des
marchandises
|
(73)
|
|
(66)
|
(24)
|
|
56
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs - Transport de gaz aux États-Unis
|
--
|
|
105
|
--
|
|
105
|
Perte de valeur des
satellites
|
615
|
|
--
|
2
351
|
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites - DCP Midstream
|
--
|
|
62
|
324
|
|
62
|
Ajustement des stocks,
montant net - Services énergétiques
|
(3)
|
|
2
|
(1)
|
|
(83)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern
|
--
|
|
--
|
159
|
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
39
|
|
23
|
318
|
|
88
|
Autres
|
--
|
|
9
|
83
|
|
31
|
Total des éléments
d'ajustement
|
9
|
|
305
|
3
411
|
|
(595)
|
BAIIA
ajusté
|
2
997
|
|
3 108
|
10
072
|
|
10 085
|
Amortissement
|
(935)
|
|
(844)
|
(2
766)
|
|
(2 526)
|
Charge
d'intérêts
|
(718)
|
|
(644)
|
(2
105)
|
|
(1 966)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(231)
|
|
(255)
|
(273)
|
|
(1 275)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(20)
|
|
(15)
|
(25)
|
|
(50)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
(284)
|
|
(287)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
10
|
|
(7)
|
6
|
|
4
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(47)
|
|
(122)
|
(860)
|
|
131
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(1)
|
|
(1)
|
(3)
|
|
(3)
|
Bénéfice
ajusté
|
961
|
|
1 124
|
3
762
|
|
4 113
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,48
|
|
0,56
|
1,86
|
|
2,04
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
732
|
|
1 826
|
5
395
|
|
5 321
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
360
|
|
(180)
|
(90)
|
|
390
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs
|
--
|
|
--
|
(13)
|
|
(1)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
(2)
|
|
--
|
(9)
|
|
--
|
Autres
|
--
|
|
--
|
(3)
|
|
--
|
Total des
ajustements
|
358
|
|
(180)
|
(115)
|
|
389
|
BAIIA
|
2
090
|
|
1 646
|
5
280
|
|
5 710
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
945
|
|
944
|
3
017
|
|
2 920
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs - Transport de gaz aux États-Unis
|
--
|
|
(105)
|
--
|
|
(105)
|
Perte de valeur des
satellites
|
(615)
|
|
--
|
(2
351)
|
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites - DCP Midstream
|
--
|
|
(62)
|
(324)
|
|
(62)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern
|
--
|
|
--
|
(159)
|
|
--
|
Ajustement du bénéfice
des satellites - DCP Midstream
|
(5)
|
|
(6)
|
26
|
|
(10)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de transition et de restructuration
|
(4)
|
|
--
|
(4)
|
|
--
|
Autres
|
13
|
|
1
|
25
|
|
(10)
|
Total des
ajustements
|
(611)
|
|
(172)
|
(2
787)
|
|
(187)
|
BAIIA
|
334
|
|
772
|
230
|
|
2 733
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
315
|
|
255
|
1
330
|
|
1 338
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
11
|
|
1
|
2
|
|
9
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de transition et de restructuration
|
(28)
|
|
(4)
|
(43)
|
|
(43)
|
Autres
|
--
|
|
--
|
(4)
|
|
--
|
Total des
ajustements
|
(17)
|
|
(3)
|
(45)
|
|
(34)
|
BAIIA
|
298
|
|
252
|
1
285
|
|
1 304
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
93
|
|
82
|
361
|
|
305
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
--
|
|
--
|
2
|
|
2
|
Cession - Actifs
de transport de la LRMA
|
--
|
|
--
|
13
|
|
--
|
Autres
|
--
|
|
--
|
--
|
|
(7)
|
Total des
ajustements
|
--
|
|
--
|
15
|
|
(5)
|
BAIIA
|
93
|
|
82
|
376
|
|
300
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
(110)
|
|
27
|
(37)
|
|
291
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
73
|
|
66
|
24
|
|
(56)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
3
|
|
(2)
|
1
|
|
83
|
Total des
ajustements
|
76
|
|
64
|
25
|
|
27
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et
|
|
|
|
|
|
|
amortissement
|
(34)
|
|
91
|
(12)
|
|
318
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
22
|
|
(26)
|
6
|
|
(90)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
198
|
|
9
|
(115)
|
|
453
|
Variation de
l'obligation de garantie de la société
|
--
|
|
--
|
(74)
|
|
--
|
Perte de valeur de
placements
|
--
|
|
--
|
(43)
|
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
(5)
|
|
(19)
|
(262)
|
|
(45)
|
Autres
|
(8)
|
|
(4)
|
(10)
|
|
(3)
|
Total des
ajustements
|
185
|
|
(14)
|
(504)
|
|
405
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et
|
|
|
|
|
|
|
amortissement
|
207
|
|
(40)
|
(498)
|
|
315
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS
D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2020
|
|
2019
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
302
|
|
2 735
|
7
527
|
|
7 405
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
(110)
|
|
(228)
|
(213)
|
|
451
|
|
2
192
|
|
2 507
|
7
314
|
|
7 856
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle4
|
(68)
|
|
(50)
|
(232)
|
|
(150)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
(284)
|
|
(287)
|
Investissements de
maintien2
|
(256)
|
|
(293)
|
(595)
|
|
(741)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans
les produits3
|
118
|
|
53
|
250
|
|
139
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de transition et de restructuration
|
25
|
|
20
|
304
|
|
91
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs4
|
159
|
|
17
|
412
|
|
207
|
Autres éléments
|
12
|
|
(53)
|
62
|
|
58
|
FTD
|
2
088
|
|
2 105
|
7
231
|
|
7 173
|
|
|
1
|
Variations des
actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des
recouvrements.
|
2
|
Les
investissements de maintien représentent les dépenses
d'investissement requises pour le soutien et l'entretien du réseau
de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les
fonctions de service des biens existants (y compris le
remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de
vie utile). Aux fins des FTD, les investissements de maintien
excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des
biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux
actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits
ou les fonctions de service des biens existants.
|
3
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
4
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
SOURCE Enbridge Inc.