CALGARY, AB, le 12 févr. 2021
/CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui d'excellents résultats financiers pour
l'exercice 2020 et a présenté un compte rendu trimestriel.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 3,0 G$ ou 1,48 $ par action
ordinaire pour l'exercice, comparativement à un bénéfice conforme
aux PCGR de 5,3 G$ ou 2,64 $ par action ordinaire en 2019, les
montants des deux exercices reflétant des éléments non récurrents
et latents
- Bénéfice ajusté de 4,9 G$ ou 2,42 $ par action ordinaire,
comparativement à 5,3 G$ ou 2,65 $ par action ordinaire en 2019
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 13,3 G$, comparativement à 13,3 G$ en 2019
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
9,8 G$, comparativement à 9,4 G$ en 2019
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 9,4 G$,
comparativement à 9,2 G$ en 2019
- FTD de 4,67 $ par action, ce qui est supérieur au milieu de la
fourchette de 4,50 $ à 4,80 $ prévue pour l'exercice; situation de
trésorerie solide à la fin de 2020, avec un ratio dette/BAIIA de
4,6 fois
- Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 4,70 $ à 5,00 $
pour les FTD par action et de 13,9 G$ à 14,3 G$ pour le BAIIA pour
l'exercice 2021
- Augmentation du dividende trimestriel de 3 % en 2021, pour le
porter à 0,835 $ par action, soit une hausse annuelle pour la
26e année d'affilée
- Poursuite du programme d'investissement de croissance garanti
de 16 G$, pour une croissance de 5 % à 7 % des FTD par action
jusqu'en 2023; mise en service de projets de croissance de 1,6 G$
en 2020 et au début de 2021
- Début de la construction du dernier tronçon dans le cadre du
projet de remplacement de la canalisation 3 au Minnesota après l'obtention de tous les permis
et approbations réglementaires; mise en service prévue au quatrième
trimestre de 2021
- Révision du coût des investissements dans le cadre du
remplacement de la canalisation 3, qui est passé de 8,2 G$ à 9,3 G$
(en monnaie d'origine), pour rendre compte des coûts définitifs
liés au tronçon canadien et de la modification des estimations
relatives au tronçon américain
- Annonce d'une cible de réduction de l'intensité énergétique de
35 % d'ici 2030, d'une réduction à zéro des émissions nettes d'ici
2050 et d'objectifs en matière de
diversité et d'inclusion, qui réaffirme le leadership sur le plan
des critères environnement, société et gouvernance (ESG) dont fait
preuve la société depuis près de deux décennies
- Obtention d'une facilité de crédit liée au développement
durable de 1,0 G$ d'une durée de trois ans qui englobe les
objectifs d'Enbridge en matière d'ESG
- Mise en place de la première installation autonome alimentée à
l'énergie solaire le long du gazoduc Texas Eastern; construction en
cours de deux autres installations dans les secteurs Transport de
gaz et Oléoducs
- Annonce de l'achat d'actifs de
stockage d'une capacité de 6,6 millions de barils situés à
Cushing, qui contribue à la mise
en œuvre de la stratégie pour la côte américaine du golfe du
Mexique
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Concernant les activités, les priorités stratégiques et les
perspectives de la société, Al
Monaco, Président et chef de la direction d'Enbridge, a
affirmé ce qui suit :
« Du point de vue de l'exploitation, nous avons bien
performé au quatrième trimestre, terminant l'exercice 2020 avec
d'excellents résultats malgré un contexte difficile pour l'économie
et le secteur de l'énergie. Nos quatre secteurs très solides ont
une fois de plus dégagé de bons résultats, fourni des services
essentiels et assuré un approvisionnement en énergie fiable qui est
absolument primordial pour la vie quotidienne des Nord-Américains
et pour l'économie mondiale. »
« Malgré les indicateurs positifs observés au début de
2021, il n'est toujours pas possible de prévoir le rythme de la
reprise économique, le nombre de cas de COVID-19 restant élevé dans
de nombreuses parties du monde. Nous allons continuer de nous
concentrer sur notre rôle essentiel, qui consiste à fournir de
l'énergie de façon fiable, de même que sur la sécurité de nos
employés et parties prenantes. »
« Les taux d'utilisation de 2020 pour les secteurs
Transport de gaz, Distribution de gaz et Énergie renouvelable sont
demeurés élevés et se sont traduits par des résultats financiers
très prévisibles cette année. Dans notre réseau principal
d'oléoducs, la demande réduite des raffineries a pesé sur les
volumes, qui ont toutefois regagné du terrain progressivement
conformément à nos attentes, atteignant 2,65 Mb/j au quatrième
trimestre. La capacité de transport de pétrole lourd a été répartie
depuis juillet en raison de la forte demande du marché du Midwest
américain et de la côte américaine du golfe du Mexique, et les
volumes de pétrole léger reviennent à la normale. Notre équipe a
aussi optimisé une partie de la capacité inutilisée de transport de
pétrole léger en transportant pour nos clients des mélanges de
pétrole brut moyen dans nos pipelines de pétrole léger. »
« Les FTD de 4,67 $ par action pour l'exercice sont
supérieurs aux prévisions que nous avions formulées avant la COVID
et au milieu de notre fourchette prévisionnelle : il s'agit
d'une belle réussite qui reflète la forte demande dans les marchés
que nous desservons, notre modèle commercial à faible risque et les
décisions que nous avons rapidement prises afin d'atténuer les
répercussions de la pandémie. Cette réussite est attribuable aux
efforts exceptionnels qu'ont fournis
les membres de notre personnel à l'échelle de l'entreprise en
réponse aux défis sans précédent liés à la pandémie et à la
diminution de la demande d'énergie. De plus, nous n'avons pas
eu recours à l'aide gouvernementale, même si nous y étions
admissibles. »
« En plus d'afficher une excellente performance
opérationnelle et financière en 2020, nous avons fait progresser
nos priorités stratégiques. »
« Ainsi, nous avons d'abord pris des mesures pour
consolider notre leadership en matière de critères ESG, et nous
avons été heureux de constater que les agences de notation ont
continué de reconnaître nos efforts dans ce domaine en attribuant
une des meilleures notes aux services intermédiaires. Les critères
ESG font partie intégrante de nos activités et de nos stratégies
depuis longtemps et, en 2020, nous avons relevé un peu plus la
barre en nous engageant à diminuer de 35 % l'intensité
énergétique d'ici 2030 et à réduire à
zéro les émissions nettes d'ici 2050
et en établissant de nouveaux objectifs en matière de
diversité et d'inclusion, tous liés à la rémunération de la
direction. De plus, en février, nous avons été les premiers de
notre secteur à obtenir une facilité de crédit liés au
développement durable, ce qui nous permet d'harmoniser notre
performance en matière de critères ESG et nos coûts de
financement. »
« Dans le secteur Oléoducs, nous avons entrepris les
travaux de construction sur la canalisation 3 au Minnesota, à la suite du processus
réglementaire exhaustif et rigoureux entamé il y a 6 ans, et nous
sommes fiers de l'appui généralisé accordé au projet au sein de la
collectivité. Nous mettons l'accent sur des pratiques de catégorie
mondiale en matière de construction et de protection de
l'environnement et nous nous sommes dotés des protocoles de santé
et de sécurité les plus à jour afin de protéger les collectivités
et nos équipes. Les travaux de construction progressent
conformément à la mise en service prévue au quatrième
trimestre. »
« Nous avons actualisé notre estimation des coûts pour
l'ensemble du projet visant la canalisation 3 afin de refléter les
travaux de construction en hiver, les améliorations supplémentaires
apportées à nos techniques de construction et de protection de
l'environnement à la fine pointe, les délais réglementaires et
d'obtention de permis, l'augmentation des intérêts capitalisés et
les protocoles liés à la COVID-19. Cette augmentation de coûts sera
bien gérée grâce à nos plans de financement et à notre situation
financière solide. Les données économiques actualisées relatives à
la canalisation 3 demeurent très intéressantes. »
« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons mené à bien
notre programme de modernisation de 2020 de 0,7 G$ US, la
deuxième phase du projet de Sabal Trail de 0,1 G$ US
ainsi que la dernière phase du projet d'Atlantic Bridge de 0,1 G$
US. Nous sommes aussi parvenus à une entente avec nos clients quant
aux nouveaux tarifs sur les pipelines Texas Eastern, Algonquin et
BC Pipeline, et avons amorcé des démarches relatives aux tarifs
visant quelques autres réseaux. »
« Dans le secteur Distribution de gaz, nous avons attiré
43 000 nouveaux clients et mené à bien notre programme
d'investissement de croissance de 2020 de 0,5 G$, y compris le
projet de renforcement d'Owen
Sound et le projet de remplacement de la canalisation de
Windsor. Nous poursuivons
également nos efforts pour créer des synergies dans le cadre de la
fusion de nos entreprises de services publics. »
« Dans le secteur Énergie renouvelable, la
construction des projets éoliens extracôtiers Saint-Nazaire et
Fécamp avance bien. Nous avons également construit notre
première installation autonome le long du pipeline Texas
Eastern, où la construction d'une autre installation est
actuellement en cours, ainsi que d'autres installations alimentées
à l'énergie solaire le long du réseau principal de pipeline en
Alberta. »
« L'exécution de notre programme d'investissement de
croissance garanti de 16 G$ et la poursuite de l'optimisation
de la performance de nos activités nous laissent entrevoir
clairement une croissance de 5 % à 7 % des FTD par action
jusqu'en 2023. Nous prévoyons dégager encore en 2021 un BAIIA et
une croissance des flux de trésorerie élevés, favorisés par les
investissements de croissance de 10 G$ qui seront mis en
service et la croissance interne générée par nos activités,
notamment des économies de coûts de 100 M$. Ce programme
d'investissement tombe à pic pour appuyer la reprise dans les
économies où nous exerçons nos activités. »
« Bien que nous nous attendions à ce que la reprise
économique soit graduelle, les fondamentaux de l'énergie en
Amérique du Nord ne cessent de s'améliorer grâce à l'augmentation
des prix de l'énergie, à la hausse des exportations et aux moteurs
de la croissance de la demande mondiale à long terme, qui sont
restés intacts. Ces perspectives viennent appuyer nos priorités
stratégiques et laissent entrevoir un potentiel de croissance
interne. »
« Une fois terminés les travaux visant la canalisation 3,
nous nous attendons à générer une capacité d'investissement annuel
de 5 G$ à 6 G$. Nous demeurerons disciplinés et affecterons les
fonds le mieux possible, en mettant la priorité sur la solidité de
la situation financière, les investissements dans la croissance à
faible intensité capitalistique et les projets de services publics
à tarifs réglementés ou les projets associés aux services publics.
Nous utiliserons prudemment les fonds qu'il nous reste à investir
pour saisir les occasions présentant la plus grande valeur, y
compris en favorisant davantage la croissance interne, et la
possibilité de racheter des actions. »
« Nos dividendes demeurent au cœur de notre proposition de
valeur, et nous prévoyons les augmenter proportionnellement à la
croissance moyenne annuelle des FTD par action, tout en maintenant
un ratio de distribution des FTD de 60 % à 70 %. Pour
2021, nous sommes très heureux d'avoir augmenté notre dividende
pour une 26e année d'affilée. »
« Pour conclure, nos actifs à long terme qui stimulent la
demande et notre modèle à faible risque axé sur les pipelines et
les services publics ont démontré leur résilience et leur capacité
à générer des flux de trésorerie dans les conjonctures économiques
les plus difficiles que nous avons connues depuis des décennies, et
nous sommes en bonne posture pour continuer de générer une solide
croissance des flux de trésorerie à long terme. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre et de l'exercice clos le
31 décembre 2020 sont résumés dans le tableau
ci-après :
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos les
de
31 décembre 2020
|
|
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 ordinaires
conforme aux PCGR
|
1
775
|
746
|
|
2
983
|
5 322
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,88
|
0,37
|
|
1,48
|
2,64
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
254
|
1 993
|
|
9
781
|
9 398
|
BAIIA ajusté1
|
3
201
|
3 186
|
|
13
273
|
13 271
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
132
|
1 228
|
|
4
894
|
5 341
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,56
|
0,61
|
|
2,42
|
2,65
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
209
|
2 051
|
|
9
440
|
9 224
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
022
|
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 a augmenté de 1,0 G$, ou 0,51 $
par action, au quatrième trimestre de 2020, par rapport à la
période correspondante de 2019, et a diminué de 2,3 G$,
ou 1,16 $ par action, pour l'exercice 2020, par rapport à
l'exercice 2019.
Pour l'exercice, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires conforme aux PCGR a subi en 2020 l'incidence
négative de la dépréciation de 2,4 G$ (1,8 G$ après impôts) de la
valeur comptable de certaines participations dans des satellites,
ainsi que de la diminution de 0,8 G$ (0,5 G$ après impôts) des
gains latents de juste valeur liés à l'évaluation à la valeur de
marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le
risque de change. De plus, la comparabilité d'une période et d'un
exercice à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires conforme aux PCGR a subi l'incidence de certains autres
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 quatrième trimestre de 2020, le BAIIA ajusté a augmenté de
15 M$ comparativement à celui de la période correspondante de
2019. Le bénéfice supplémentaire attribuable au programme de
remplacement du tronçon canadien de la canalisation 3 dans le
secteur Oléoducs, les règlements tarifaires concernant Texas
Eastern et Algonquin, 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 secteurs a
été en partie contrebalancée par la diminution de l'apport du
secteur Services énergétiques en raison d'une compression marquée
des différentiels régionaux 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.
Pour l'exercice 2020, le BAIIA ajusté s'est chiffré à 13,3 G$,
contre 13,3 G $ en 2019, et a
subi l'incidence annualisée des éléments trimestriels mentionnés
ci-dessus. En outre, la société a enregistré des encaissements de
trésorerie d'environ 0,2 G$ sur certains pipelines du secteur
Oléoducs visés par des contrats, montants qui ne sont comptabilisés
dans les produits que lorsque les droits de rattrapage connexes
sont utilisés ou expirent. Ces encaissements découlent
principalement des répercussions de la COVID-19 sur l'utilisation
du réseau en 2020, et ne devraient
pas être récurrents.
Le bénéfice ajusté a diminué de 96 M$, ou 0,05 $ par
action, pour le quatrième trimestre de 2020 et de 447 M$, ou
0,23 $ par action, pour l'exercice 2020. Cette diminution rend
compte avant tout 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 2,2 G$ au quatrième trimestre, soit
158 M$ de plus qu'au quatrième trimestre de 2019. Cette
augmentation provient principalement de l'incidence nette des
facteurs d'exploitation susmentionnés et de la hausse des
distributions en trésorerie excédant la quote-part du bénéfice des
satellites en raison des nouveaux actifs mis en service.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2020, les FTD se sont
établis à 9,4 G$, en hausse de 216 M$ par rapport à 2019,
en raison des facteurs susmentionnés ainsi que des encaissements de
trésorerie plus élevés relativement aux contrats assortis de droits
de rattrapage visant certains actifs du secteur Oléoducs qui n'ont
pas été comptabilisés dans le BAIIA ni le bénéfice. L'incidence de
ces facteurs a été en partie contrebalancée par la hausse de la
charge d'intérêts attribuable aux emprunts supplémentaires engagés
pour financer les dépenses d'investissement ainsi qu'à la
diminution des intérêts capitalisés relativement au programme de
remplacement de la canalisation 3 mis en service en décembre
2019.
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.
SITUATION FINANCIÈRE ET PERSPECTIVES
La situation financière d'Enbridge à la fin de l'exercice 2020
était excellente, alors que son ratio de la dette sur le BAIIA
s'établissait à 4,6 fois, et qu'il devrait se maintenir à
l'intérieur de la fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois tout au
long de 2021, compte tenu des dépenses liées à son programme
d'investissement de croissance garanti.
Enbridge a terminé le quatrième trimestre en disposant de
liquidités disponibles de plus de 13 G$, ce qui est largement
suffisant pour combler tous ses besoins en financement jusqu'à la
fin de 2021 sans recourir davantage aux marchés financiers. En
février 2021, Enbridge a conclu une facilité de crédit consortiale
liée au développement durable de 1,0 G$ d'une durée de trois ans.
La facilité comporte des modalités qui permettent à Enbridge de
diminuer les coûts d'emprunt si la société atteint un seuil
intermédiaire quant à ses objectifs ESG. Compte tenu de la facilité
de crédit liée liée au développement durable et des autres
activités de financement réalisées en 2020, de nos flux de
trésorerie résilients et de notre situation de trésorerie actuelle,
nous avons simultanément annulé une facilité de crédit consortiale
renouvelable de un an de 3,0 G $, en avance sur l'échéance prévue
en mars 2021.
À l'occasion de la conférence de décembre 2020 de la société à
l'intention des investisseurs, Enbridge a présenté ses perspectives
sur 3 ans, qui confirment ses prévisions de croissance annualisée
de 5 % à 7 % des FTD par action jusqu'en 2023. Enbridge a
aussi présenté ses prévisions financières pour 2021, notamment un
BAIIA s'établissant entre 13,9 G$ et 14,3 G$ et des FTD
par action se situant dans une fourchette prévisionnelle de
4,70 $ à 5,00 $.
Les prévisions de la société pour 2021 comprennent un volume
prévisionnel de 2,7 Mb/j ou plus sur le réseau principal au
premier trimestre de 2021, et
l'amélioration continue des volumes pour le reste de l'exercice.
Elles supposent aussi que le tronçon américain de la canalisation 3
entrera en service au quatrième trimestre de 2021 et qu'il contribuera au BAIIA à hauteur
d'environ 200 M$ pour l'exercice à venir.
La société a augmenté le dividende trimestriel de 2021 de
3 % pour le porter à 0,835 $ par action à compter du
dividende payable le 1er mars 2021 aux actionnaires
inscrits en date du 12 février 2021.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DE PROJETS
La société poursuit la mise en oeuvre de son programme
d'investissement de croissance garanti d'environ 16 G$. Ce
programme diversifié de croissance interne cadre parfaitement avec
notre modèle commercial à faible risque et générera un BAIIA
supplémentaire d'environ 2 G$ entre 2020 et 2023. Il englobe les projets de
croissance de 1,6 G$ qui ont été mis en service en
2020 et au début de 2021,
notamment :
- le programme de modernisation de 2020 de 0,7 G$ US du secteur
Transport de gaz;
- le projet de deuxième phase de Sabal Trail de 0,1 G$ US;
- les projets de croissance visant les services publics de 2020
de 0,5 G$ US du secteur Distribution de gaz, y compris le
renforcement d'Owen Sound et le
remplacement de la canalisation de Windsor;
- le projet Atlantic Bridge, qui est complètement en service
depuis janvier 2021, avec la mise en service de la station de
compression de Weymouth de 0,1 G$
US.
Compte tenu de la révision de 1,1 G$ (en monnaie
d'origine) des dépenses liées au programme de remplacement de la
canalisation 3 et des investissements de 1,6 G$ dans les
projets dont la mise en service a déjà eu lieu, les dépenses
prévues en vertu du programme d'investissement de croissance
garanti de la société d'ici 2023 s'élèvent toujours à environ
16 G$, dont une tranche de 5 G$ ont déjà été effectuées.
La société prévoit mettre en service une tranche d'environ
10 G$ des projets visés par son programme d'investissement de
croissance garanti en 2021, y compris le tronçon américain de la
canalisation 3 et le prolongement de l'accès vers le sud connexe,
le prolongement du pipeline T-South et le projet Spruce Ridge,
ainsi que le programme de modernisation de 2021 du secteur
Transport de gaz et le programme d'investissement de 2021 dans les
services publics de gaz.
Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3, d'intégrité
essentielle, renforcera l'exploitation fiable et en toute sécurité
du réseau principal pendant longtemps et témoigne de l'importance
qu'accorde depuis longtemps Enbridge à la protection de
l'environnement.
Le projet rétablira la capacité de la canalisation au niveau
prévu par les spécifications de sa conception initiale, soit 760
kb/j, et portera la capacité totale du réseau principal à environ
3,2 Mb/j.
Au cours du quatrième trimestre, Enbridge a obtenu tous les
permis requis au Minnesota,
y compris la certification de la qualité de l'eau 401 délivrée
par l'Agence de contrôle de la pollution du Minnesota, tous les permis fédéraux qu'elle
devait obtenir auprès de l'Army Corps of Engineers des États-Unis,
y compris le permis relatif à l'article 404,
et l'autorisation de construction délivrée par la Minnesota
Public Utilities Commission. Ces permis s'ajoutent aux permis
environnementaux délivrés par la bande du Fond du Lac en 2019, y compris la
certification de la qualité de l'eau 401.
Les travaux de construction du tronçon de la canalisation 3 qui
traverse le Minnesota sont en
cours, alors que les travaux de construction des tronçons du Dakota
du Nord et du Wisconsin et du
tronçon canadien sont déjà terminés. Le tronçon américain de la
canalisation 3 devrait entrer en service au quatrième trimestre de
2021.
La société a collaboré étroitement avec les autorités sanitaires
locales pour mettre en place un programme complet de santé et
sécurité afin de protéger les collectivités et nos équipes de la
COVID-19.
Les dépenses d'investissement estimatives liées au projet de
remplacement de la canalisation 3, y compris le tronçon
canadien déjà en service, ont été révisées à la hausse, passant de
8,2 G$ à 9,3 G$ (en monnaie d'origine). La hausse des
coûts reflète les travaux de construction en hiver, les
améliorations supplémentaires apportées aux techniques de
construction et de protection de l'environnement et de construction
à la fine pointe, la prolongation des délais d'examen
réglementaire, l'augmentation des intérêts capitalisés et les
protocoles liés à la COVID-19.
Malgré la hausse des dépenses d'investissement estimatives, les
flux de trésorerie liés aux projet et le rendement des fonds
investis demeurent intéressants. Une fois la canalisation 3
pleinement en service, des frais supplémentaires de
0,895 $ US par baril seront appliqués, et comprendront
les frais supplémentaires de 0,20$ US par baril que doivent
actuellement payer les expéditeurs pour le tronçon canadien de la
canalisation 3. Par ailleurs, chaque baril du débit accru associé à
la capacité restaurée de la canalisation 3 sera assujetti à
des droits au titre du tarif international conjoint.
La canalisation 3 devrait contribuer aux BAIIA à hauteur
d'environ 200 M$ en 2021 et
favoriser une croissance importante des flux de trésorerie
disponibles en 2022 et par la
suite.
Les besoins de financement accrus sont couverts par le plan de
financement de la société pour 2021, tiennent compte d'un ratio
cible dette/BAIIA entre 4,5 fois et 5,0 fois et n'auront pas
d'incidence importante sur la solide situation financière
d'Enbridge.
MISES À JOUR SUR LES AUTRES ACTIVITÉS
Contrats visant le réseau principal
La société poursuit les démarches dans le cadre de sa demande de
contrats visant le réseau principal canadien, laquelle est
actuellement examinée par la Régie canadienne de l'énergie
(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.
Au quatrième trimestre, Enbridge a continué de répondre à
plusieurs séries de demandes de renseignements de la part de la
Régie et des intervenants et de démontrer que les droits
contractuels proposés sont justes et raisonnables et que les
contrats visant le réseau sont dans l'intérêt des Canadiens.
Enbridge a demandé des renseignements supplémentaires auprès des
intervenants en février, et le processus de dépôt de la preuve
écrite prendra fin en avril. Une audience, dont la date n'a
toutefois pas encore été déterminée, est prévue après avril. Si la
demande d'Enbridge n'a pas été approuvée d'ici l'expiration de
l'entente de tarification concurrentielle (« ETC »), le
30 juin 2021, les tarifs en vigueur à cette date devraient être
maintenus de façon provisoire.
Canalisation 5 - Détroit de Mackinac
La canalisation 5 constitue une source d'approvisionnement en
énergie essentielle pour les résidents, les entreprises et les
raffineries partout au Michigan et
dans les états américains voisins ainsi qu'en Ontario et au Québec. Elle comble 55 % de
la demande en propane du Michigan
et dessert des raffineries régionales situées au Michigan, en Ohio, en Pennsylvanie, en Ontario et au Québec. Les résidents, les
entreprises et les raffineries de toute la région comptent sur le
transport sécuritaire de pétrole, de propane et d'autres produits
acheminés au moyen de la canalisation 5.
Enbridge tient à assurer une exploitation sécuritaire et fiable
de la portion de la canalisation 5 qui traverse le détroit de
Mackinac (le
« détroit »). Cette portion fait l'objet d'un suivi
constant effectué par des membres du personnel formés et au moyen
d'outils technologiques de pointe, auxquels s'ajoute une
surveillance visuelle.
Au quatrième trimestre, Enbridge a entrepris des démarches
juridiques afin de demander à la Cour de district des États-Unis
d'empêcher l'État du Michigan de
mettre fin à la servitude datant de 1953 qui traverse le détroit
et, par le fait même, de fermer les conduites jumelles de la
canalisation 5 situées dans la servitude. La résiliation de la
servitude par l'État du Michigan
va à l'encontre des lois fédérales et du Traité sur les
pipe-lines de transit entre le Canada et les États-Unis. Par ailleurs, la
surveillance de la sécurité de la canalisation relève de la
Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration
(« PHMSA ») en vertu de la loi fédérale américaine sur la
sécurité des pipelines.
Les conduites jumelles qui traversent le détroit sont
sécuritaires et tout à fait conformes aux normes de sécurités
fédérales en matière de canalisation qui les régissent, et elles
ont été jugées en bon état de fonctionnement par la PHMSA en
juin et en septembre 2020. Enbridge n'a pas l'intention de fermer
les canalisations étant donné que les allégations de l'État sont
vagues et que ce dernier va à l'encontre de la loi fédérale.
Enbridge poursuit les travaux liés à la construction de son
tunnel des plus modernes conçu de façon à assurer la protection
accrue des Grands Lacs et à rendre encore plus sécuritaire la
canalisation, qui est déjà très sûre. Le 29 janvier 2021, le
ministère de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie du
Michigan a délivré des permis
relatifs aux milieux humides et aux terres submergées ainsi que les
permis du programme National Pollutant Discharge Elimination
System. La société poursuit ses démarches auprès de l'Army Corps of
Engineers des États-Unis et de la Michigan Public Service
Commission afin d'obtenir les autres permis et autorisations
réglementaires.
Restrictions de débit dans le secteur Transport de gaz
et services intermédiaires
En 2020, Enbridge a entrepris un programme exhaustif d'intégrité
afin d'assurer un service continu sécuritaire et fiable. Dans le
cadre du programme, Enbridge a réduit le débit d'exploitation sur
le réseau de Texas Eastern afin de permettre la réalisation des
travaux d'intégrité. Au quatrième trimestre, la société a levé les
restrictions de débit et remis le réseau en service.
RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE 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 quatrième trimestre et
l'exercice 2020.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
403
|
1 971
|
7
683
|
7 681
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
857
|
638
|
1
087
|
3 371
|
Distribution et
stockage de gaz
|
463
|
443
|
1
748
|
1 747
|
Production d'énergie
renouvelable
|
147
|
(189)
|
523
|
111
|
Services
énergétiques
|
(224)
|
(68)
|
(236)
|
250
|
Éliminations et
divers
|
385
|
114
|
(113)
|
429
|
BAIIA
|
4
031
|
2 909
|
10
692
|
13 589
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires
|
1
775
|
746
|
2
983
|
5 322
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités
d'exploitation
|
2
254
|
1 993
|
9
781
|
9 398
|
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
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
787
|
1 720
|
7
182
|
7 041
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
878
|
948
|
3
895
|
3 868
|
Distribution et
stockage de gaz
|
492
|
481
|
1
822
|
1 819
|
Production d'énergie
renouvelable
|
146
|
119
|
507
|
424
|
Services
énergétiques
|
(82)
|
(22)
|
(119)
|
269
|
Éliminations et
divers
|
(20)
|
(60)
|
(14)
|
(150)
|
BAIIA ajusté1,3
|
3
201
|
3 186
|
13
273
|
13 271
|
Investissements de
maintien
|
(320)
|
(342)
|
(915)
|
(1 083)
|
Charge
d'intérêts1
|
(705)
|
(704)
|
(2
846)
|
(2 716)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(17)
|
(81)
|
(342)
|
(386)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle1
|
(68)
|
(54)
|
(300)
|
(204)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice des satellites1
|
170
|
107
|
649
|
534
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(380)
|
(383)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
42
|
30
|
292
|
169
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
2
|
5
|
9
|
22
|
FTD3
|
2
209
|
2 051
|
9
440
|
9 224
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires
en circulation
|
2
022
|
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 B7AIIA ajusté et des FTD sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Les FTD du quatrième trimestre de 2020 ont augmenté de
158 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2019, en raison des facteurs d'exploitation mentionnés plus
loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur et de ce
qui suit :
- Légère diminution des investissements de maintien en raison des
économies de coûts et de l'efficacité des programmes.
- 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 »).
Les FTD de l'exercice 2020 ont augmenté de 216 M$
comparativement à ceux de l'exercice 2019, en raison des
facteurs susmentionnés ainsi que de ce qui suit :
- Hausse des encaissements de trésorerie non comptabilisés dans
les produits des activités ordinaires essentiellement par suite de
la réception d'un montant en trésorerie 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.
- En partie contrebalancée par l'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.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les
montants par action)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
3
201
|
3 186
|
13
273
|
13 271
|
Amortissement
|
(946)
|
(865)
|
(3
712)
|
(3 391)
|
Charge
d'intérêts2
|
(694)
|
(687)
|
(2
793)
|
(2 649)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(304)
|
(237)
|
(1
437)
|
(1 381)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(29)
|
(73)
|
(57)
|
(126)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(380)
|
(383)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
132
|
1 228
|
4
894
|
5 341
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
0,61
|
2,42
|
2,65
|
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 96 M$ et le bénéfice ajusté
par action a reculé de 0,05 $ par rapport au quatrième
trimestre de 2019. Le repli du bénéfice 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.
Pour l'exercice, le bénéfice ajusté a diminué de 447 M$ et
le bénéfice ajusté par action a reculé de 0,23 $
comparativement à l'exercice 2019, en raison des facteurs
susmentionnés.
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 quatrième trimestre de 2020
(1,30 $ CA/$ US) supérieur à celui de la période
correspondante de 2019 (1,32 $ CA/$ US).
Pour l'exercice 2020, 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
(1,34 $ CA/$ US) inférieur à celui de 2019
(1,33 $ CA/$ US).
Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert
par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à
l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1
032
|
|
960
|
|
4
102
|
|
3 900
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
234
|
|
208
|
|
839
|
|
856
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique et du milieu
du continent
|
206
|
|
214
|
|
920
|
|
922
|
|
Autres1
|
315
|
|
338
|
|
1
321
|
|
1 363
|
|
BAIIA ajusté2
|
1
787
|
|
1 720
|
|
7
182
|
|
7 041
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal - volume hors Gretna3
|
2
651
|
|
2 728
|
|
2
622
|
|
2 705
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux4
|
1
919
|
|
1 864
|
|
1
641
|
|
1 817
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,21
|
$
|
4,24
|
$
|
4,18
|
$
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken, le pipeline Gray Oak 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
55 % du total des produits du réseau principal et le taux de
change effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal
était de 1,21 $ CA/$ US pour le quatrième trimestre
de 2020 (1,19 $ CA/$ US pour le quatrième
trimestre de 2019) et de 1,19 $ CA/$ US
pour l'exercice 2020 (1,19 $ CA/$ US pour
l'exercice 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 progressé de 67 M$
par rapport au quatrième trimestre de 2019, principalement en
raison des facteurs suivants :
- 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 et hausse des droits repères aux termes du TIC.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par la baisse du
débit sur le réseau principal, soit une diminution de 77 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.
- Apport moindre du réseau de la côte américaine du golfe du
Mexique et du milieu du continent par suite de la réduction 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, en grande partie
contrebalancée par l'augmentation du débit et de l'apport du
pipeline Flanagan Sud.
- 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.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2020 du secteur Oléoducs a
progressé de 141 M$ par rapport à celui de
l'exercice 2019, principalement en raison des facteurs
susmentionnés. Pour l'exercice, l'apport du réseau régional des
sables bitumineux a légèrement diminué en raison d'une baisse des
volumes livrés. La majorité de ces actifs reposent sur des contrats
d'achat ferme. De plus, pour l'exercice 2020, le débit moyen hors
Gretna du réseau principal a
diminué de 83 kb/j, ce qui a toutefois été plus que compensé
par la diminution des coûts, y compris ceux de l'énergie.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis1
|
673
|
705
|
3
090
|
2 838
|
Transport de gaz au
Canada1
|
140
|
164
|
494
|
652
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
40
|
48
|
156
|
194
|
Autres
|
25
|
31
|
155
|
184
|
BAIIA ajusté2
|
878
|
948
|
3
895
|
3 868
|
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 diminué de 70 M$ par rapport au quatrième
trimestre de 2019, principalement en raison de ce qui
suit :
- Apport moindre du secteur Transport de gaz aux États-Unis par
suite de la diminution des produits liés à Texas Eastern en raison
des restrictions de débit, en partie contrebalancée par la hausse
des produits liée au règlement tarifaire récent visant Texas
Eastern et Algonquin.
- 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.
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires de l'exercice 2020 a augmenté de 27 M$ par
rapport à celui de l'exercice 2019, en raison des facteurs
susmentionnés et de ce qui suit :
- Apport accru au secteur Transport de gaz aux États-Unis de la deuxième phase du projet Atlantic
Bridge, qui a été mise en service au quatrième trimestre de
2019, et du projet Stratton Ridge, qui a été mis en service au
deuxième trimestre de 2019.
- En partie contrebalancé par la baisse de l'apport attribuable à
l'incidence du rétrécissement du différentiel de base AECO-Chicago
de notre coentreprise Alliance Pipeline et par la baisse des prix
des marchandises se répercutant sur notre coentreprise Aux Sable.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Enbridge
Gas Inc. (« EGI »)
|
455
|
444
|
1
741
|
1 714
|
Autres
|
37
|
37
|
81
|
105
|
BAIIA ajusté1
|
492
|
481
|
1
822
|
1 819
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
507
|
532
|
1
793
|
1
860
|
Nombre de clients
actifs (en millions)2
|
|
|
3,8
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
234
|
1
383
|
3
657
|
4
082
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence
de températures normales4
|
1
310
|
1
314
|
3
843
|
3
849
|
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 11 M$ par rapport au quatrième 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'incidence du temps plus doux
qu'ont connues nos zones de franchise au quatrième trimestre de
2020 comparativement au quatrième trimestre de 2019.
Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises
en compte dans les tarifs, le temps plus doux au quatrième
trimestre de 2020 a eu une incidence défavorable d'environ
15 M$ sur le BAIIA, tandis que le temps plus froid avait eu
une incidence favorable d'environ 16 M$ au quatrième trimestre
de 2019.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz de
l'exercice 2020 a augmenté de 3 M$ par rapport à celui de
l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés ainsi
que de 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.
Pour l'exercice 2020, comparativement aux prévisions
météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, le temps
plus doux a eu une incidence défavorable d'environ 33 M$ sur
le BAIIA, tandis que le temps plus froid dans nos zones de
franchise avait eu une incidence favorable d'environ 67 M$ sur
le BAIIA de l'exercice 2019.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
146
|
119
|
507
|
424
|
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 27 M$ comparativement au quatrième trimestre
de 2019, ce qui s'explique avant tout par ce qui
suit :
- Apport du projet d'agrandissement d'Albatros du projet éolien
extracôtier Hohe See, qui a été mis en service en janvier
2020.
- Augmentation des ressources éoliennes aux installations
éoliennes au Canada et aux
États-Unis.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2020 du secteur Production
d'énergie renouvelable a augmenté de 83 M$ comparativement à
celui de 2019, en raison des facteurs susmentionnés et de ce
qui suit :
- Apport du projet éolien extracôtier Hohe See, qui est devenu
entièrement opérationnel en octobre 2019.
- Remboursements reçus pour certaines installations éoliennes
canadiennes par suite d'un changement d'exploitant.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(82)
|
(22)
|
(119)
|
269
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de
60 M$ comparativement au quatrième trimestre de 2019 et
de 388 M$ comparativement à l'exercice 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. Le BAIIA ajusté du premier trimestre de
2019 a été exceptionnellement élevé, bénéficiant de différentiels
d'emplacement et de qualité favorables, qui ont eu pour effet
d'accroître les occasions de réaliser des marges rentables.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
(frais d'exploitation et d'administration)
|
(8)
|
(10)
|
158
|
66
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(12)
|
(50)
|
(172)
|
(216)
|
BAIIA
ajusté1
|
(20)
|
(60)
|
(14)
|
(150)
|
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 de change de la société est constaté dans les résultats
de cette unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de
40 M$ comparativement au quatrième 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.
- 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 1,30 $ au quatrième trimestre de 2020 (1,32
$ au quatrième trimestre de 2019) et
le taux de couverture de 1,29 $ au quatrième trimestre de 2020
(1,24 $ au quatrième trimestre de 2019).
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2020 de l'unité Éliminations et
divers a augmenté de 136 M$ par rapport à celui de
l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés. Pour
l'exercice 2020, le taux de change moyen s'est établi à 1,34 $
(1,33 $ en 2019), tandis que le taux de couverture s'est
établi à 1,29 $ (1,24 $ en 2019).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 12 février 2021 à 9 h, heure de l'Est (7 h,
heure des Rocheuses), pour faire le point sur la
situation globale de la société et passer en revue les résultats
financiers du quatrième trimestre et de l'exercice 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 8891852#. La conférence sera
diffusée en direct
sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/9sroqj75. 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 8891852#).
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 7 décembre 2020, le conseil d'administration de la société a
déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les
dividendes sont payables le 1er mars 2021 aux
actionnaires inscrits le 12 février 2021.
|
|
Dividende
par action
|
|
Actions
ordinaires1
|
|
0,83500
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
|
0,15349
|
$
|
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 3 %
et passera de 0,81 $ à 0,835 $ à compter du
1er mars 2021.
|
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, a été réduit pour passer de 0,16779 $ à 0,15975 $
le 1er septembre 2020 et a été réduit pour passer de
0,15975 $ à 0,15349 $ le 1er décembre 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; les prévisions financières pour 2021;
la pandémie de COVID-19, y compris sa durée et son incidence;
les cibles de réduction de l'intensité énergétique et 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); les FTD et les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; l'augmentation des dividendes et le ratio de distribution
prévus; les économies de coûts attendues; 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; la capacité d'investissement et les
priorités en matière de répartition du capital; les possibilités de
croissance et d'expansion futures prévues; 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, y compris la date prévue
d'entrée en service, les coûts d'investissement, l'apport au BAIIA
et les données économiques; les conduites jumelles de la
canalisation 5 et la poursuite de leur exploitation en toute
sécurité, ainsi que les litiges et autres questions
connexes.
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; 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;
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; les réductions prévues des frais
d'exploitation; 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; 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
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
403
|
1 971
|
7
683
|
7 681
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
857
|
638
|
1
087
|
3 371
|
Distribution et
stockage de gaz
|
463
|
443
|
1
748
|
1 747
|
Production d'énergie
renouvelable
|
147
|
(189)
|
523
|
111
|
Services
énergétiques
|
(224)
|
(68)
|
(236)
|
250
|
Éliminations et
divers
|
385
|
114
|
(113)
|
429
|
BAIIA
|
4
031
|
2 909
|
10
692
|
13 589
|
Amortissement
|
(946)
|
(865)
|
(3
712)
|
(3 391)
|
Charge
d'intérêts
|
(685)
|
(697)
|
(2
790)
|
(2 663)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(501)
|
(433)
|
(774)
|
(1 708)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle
|
(28)
|
(72)
|
(53)
|
(122)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(380)
|
(383)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires
|
1
775
|
746
|
2
983
|
5 322
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
787
|
1 720
|
7
182
|
7 041
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
878
|
948
|
3
895
|
3 868
|
Distribution et
stockage de gaz
|
492
|
481
|
1
822
|
1 819
|
Production d'énergie
renouvelable
|
146
|
119
|
507
|
424
|
Services
énergétiques
|
(82)
|
(22)
|
(119)
|
269
|
Éliminations et
divers
|
(20)
|
(60)
|
(14)
|
(150)
|
BAIIA ajusté
|
3
201
|
3 186
|
13
273
|
13 271
|
Amortissement
|
(946)
|
(865)
|
(3
712)
|
(3 391)
|
Charge
d'intérêts
|
(694)
|
(687)
|
(2
793)
|
(2 649)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(304)
|
(237)
|
(1
437)
|
(1 381)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle
|
(29)
|
(73)
|
(57)
|
(126)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(380)
|
(383)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
132
|
1 228
|
4
894
|
5 341
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
0,61
|
2,42
|
2,65
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
|
4
031
|
2 909
|
10
692
|
13 589
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de
change
|
(1
057)
|
(783)
|
(856)
|
(1 637)
|
Variation de la perte
non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés -
prix des marchandises
|
146
|
54
|
122
|
110
|
Paiement de
prérèglement du programme de couverture
|
--
|
310
|
--
|
310
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs
|
--
|
297
|
--
|
402
|
Perte à la cession
d'actifs
|
--
|
268
|
--
|
268
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
--
|
2
351
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites
|
--
|
24
|
324
|
86
|
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
|
34
|
47
|
339
|
135
|
Autres
|
47
|
60
|
142
|
8
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(830)
|
277
|
2
581
|
(318)
|
BAIIA
ajusté
|
3
201
|
3 186
|
13
273
|
13 271
|
Amortissement
|
(946)
|
(865)
|
(3
712)
|
(3 391)
|
Charge
d'intérêts
|
(685)
|
(697)
|
(2
790)
|
(2 663)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(501)
|
(433)
|
(774)
|
(1 708)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(28)
|
(72)
|
(53)
|
(122)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(380)
|
(383)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
(9)
|
10
|
(3)
|
14
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
197
|
196
|
(663)
|
327
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(1)
|
(1)
|
(4)
|
(4)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
132
|
1 228
|
4
894
|
5 341
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
0,61
|
2,42
|
2,65
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
787
|
1 720
|
7
182
|
7 041
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
635
|
586
|
545
|
976
|
Paiement de
prérèglement du programme de couverture
|
--
|
(310)
|
--
|
(310)
|
Autres
|
(19)
|
(25)
|
(44)
|
(26)
|
Total des
ajustements
|
616
|
251
|
501
|
640
|
BAIIA
|
2
403
|
1 971
|
7
683
|
7 681
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
878
|
948
|
3
895
|
3 868
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs
|
--
|
--
|
--
|
(105)
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
--
|
(2
351)
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites
|
--
|
(24)
|
(324)
|
(86)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
(159)
|
--
|
Perte à la cession
d'actifs
|
--
|
(268)
|
--
|
(268)
|
Autres
|
(21)
|
(18)
|
26
|
(38)
|
Total des
ajustements
|
(21)
|
(310)
|
(2
808)
|
(497)
|
BAIIA
|
857
|
638
|
1
087
|
3 371
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
492
|
481
|
1
822
|
1 819
|
Variation de la perte
non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(12)
|
(21)
|
(10)
|
(12)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et
de restructuration
|
(17)
|
(8)
|
(60)
|
(51)
|
Autres
|
--
|
(9)
|
(4)
|
(9)
|
Total des
ajustements
|
(29)
|
(38)
|
(74)
|
(72)
|
BAIIA
|
463
|
443
|
1
748
|
1 747
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
146
|
119
|
507
|
424
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
1
|
--
|
3
|
2
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs
|
--
|
(297)
|
--
|
(297)
|
Autres
|
--
|
(11)
|
13
|
(18)
|
Total des
ajustements
|
1
|
(308)
|
16
|
(313)
|
BAIIA
|
147
|
(189)
|
523
|
111
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
(82)
|
(22)
|
(119)
|
269
|
Variation de la perte
non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(146)
|
(54)
|
(122)
|
(110)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
4
|
8
|
5
|
91
|
Total des
ajustements
|
(142)
|
(46)
|
(117)
|
(19)
|
BAIIA
|
(224)
|
(68)
|
(236)
|
250
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
(20)
|
(60)
|
(14)
|
(150)
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
433
|
218
|
318
|
671
|
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
|
(17)
|
(39)
|
(279)
|
(84)
|
Autres
|
(11)
|
(5)
|
(21)
|
(8)
|
Total des
ajustements
|
405
|
174
|
(99)
|
579
|
BAIIA
|
385
|
114
|
(113)
|
429
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR -
RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
ET FTD
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
254
|
1 993
|
9
781
|
9 398
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
120
|
(192)
|
(93)
|
259
|
|
2
374
|
1 801
|
9
688
|
9 657
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle4
|
(68)
|
(54)
|
(300)
|
(204)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(96)
|
(380)
|
(383)
|
Investissements de
maintien2
|
(320)
|
(342)
|
(915)
|
(1 083)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
42
|
30
|
292
|
169
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
31
|
52
|
335
|
143
|
Distributions
provenant des participations dans des
satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs4
|
263
|
154
|
675
|
361
|
Autres éléments
|
(17)
|
506
|
45
|
564
|
FTD
|
2
209
|
2 051
|
9
440
|
9 224
|
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.