CALGARY, le 16 févr. 2018 /CNW/
- Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé
aujourd'hui les résultats financiers de son quatrième trimestre de
2017 et a présenté un compte rendu
trimestriel.
POINTS SAILLANTS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE
(Tous les montants (non audités) sont en
dollars canadiens, sauf indication contraire.)
- Bénéfice de 207 M$ au quatrième trimestre et de 2 529 M$ pour
l'exercice, soit respectivement 0,13 $ et 1,66 $ par action
ordinaire; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de
facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
- Bénéfice ajusté de 1 013 M$ au quatrième trimestre et de 2 982
M$ pour l'exercice, soit respectivement 0,61 $ et 1,96 $ par action
ordinaire
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 2 963 M$ au quatrième trimestre et de 10 317 M$ pour
l'exercice
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 1 741 M$ au
quatrième trimestre et de 5 614 M$ pour l'exercice; rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation de 1 341 M$ au
quatrième trimestre et de 6 584 M$ pour l'exercice
- Finalisation de la fusion avec Spectra Energy (l'« opération de
fusion ») créant la plus importante société d'infrastructures
énergétiques d'Amérique du Nord dotée du plus grand réseau
d'oléoducs, d'installations de transport de gaz naturel et de
services publics de distribution de gaz naturel
- Atteinte des cibles de synergies pour 2017 et avancement des initiatives de gestion de
coûts
- Conclusion des transactions de rationalisation de l'entreprise,
grâce à diverses initiatives visant les entités détenues à titre de
promoteur, et dépôt d'une demande de regroupement de services
publics auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario
- Mise en service de projets de croissance totalisant 12 G$ en
2017; projets de croissance garantis supplémentaires de 22 G$ dont
l'entrée en service est prévue d'ici 2020
- Progression du programme de remplacement de la canalisation 3
au Canada; processus réglementaire
au Minnesota confirmé auprès de la
Minnesota Public Utilities Commission (la « MNPUC ») et décision
d'approbation attendue au deuxième trimestre de 2018
- Mobilisation de 14 G$ sur les marchés de capitaux en
2017 et conclusion de la vente
d'actifs totalisant 2,6 G$ à la suite de l'annonce de l'opération
de fusion
- Annonce des nouvelles perspectives commerciales stratégiques et
du nouveau plan de financement pour 2018 à 2020 de la société, y
compris des prévisions de FTD allant de 4,15 $ à 4,45 $ par action
en 2018
- Majoration du dividende de 15 % en 2017, augmentation
supplémentaire du dividende de 10 % pour 2018 et croissance prévue du dividende annuel
composé par action de 10 % d'ici 2020
COMMENTAIRE DU PRÉSIDENT ET CHEF DE LA DIRECTION
« Cette année a été une année de transformation pour notre
entreprise, a déclaré Al Monaco,
président et chef de la direction d'Enbridge. Les actifs de Spectra
Energy étant maintenant bien intégrés, nous avons été en
mesure de rééquilibrer notre portefeuille en mettant l'accent sur
les meilleurs actifs de transport de gaz naturel et en mettant tout
en œuvre pour rehausser notre potentiel de croissance.
L'intégration des deux entreprises est pratiquement achevée,
et nous avons une légère avance sur nos prévisions en matière
de synergies de coûts découlant des mesures de rationalisation de
nos activités et de la création d'une entreprise encore
plus efficace.
« Outre la fusion, nous avons fait des ajouts importants à
nos infrastructures principales, faisant entrer en service de
nouveaux actifs totalisant 12 G$, en respectant l'ensemble des
échéances et du budget. Il s'agit de l'année la plus importante de
notre histoire en matière d'achèvement de projets, et ces actifs
procureront des flux de trésorerie croissants et prévisibles à
l'appui de l'augmentation de nos dividendes sur les actions
privilégiées.
« Les résultats financiers de l'exercice sont, pour
l'essentiel, conformes à nos attentes et dans nos fourchettes de
prévisions pour les FTD par action. Toutefois, comme nous l'avions
anticipé, le moment de la clôture de l'opération de fusion cumulé
aux retards dans certains projets de nos clients et aux pannes à
certaines installations ainsi qu'à la faiblesse des prix des
marchandises qui a eu une incidence sur le secteur intermédiaire du
gaz naturel et sur les services énergétiques se sont répercutés sur
les résultats de l'exercice.
« Les résultats du quatrième trimestre sont vigoureux et
témoignent de la capacité de générer des bénéfices de nos
entreprises essentielles. Les volumes transportés sur nos oléoducs
ont atteint des niveaux record en décembre, et les prévisions à
l'égard de la demande sont positives pour 2018, puisque la
production de pétrole brut du BSOC continue d'augmenter. Notre
entreprise de transport de gaz a connu un autre très bon trimestre
grâce à des volumes stables et à l'entrée en service de nouveaux
projets, tandis que le secteur Distribution de gaz a continué de
faire croître sa clientèle et ses tarifs de base au sein de ses
franchises. Qui plus est, toutes ces activités ont été accomplies
en maintenant nos normes de sécurité opérationnelle et de
fiabilité.
« Nous avons également fait une belle progression en ce qui
a trait à notre priorité qu'est la solidification de notre bilan,
en allant de l'avant avec notre programme de croissance garanti
grâce à la mobilisation d'environ 5 G$ en capitaux propres ou
en titres équivalents durant l'exercice, et nous disposons d'un
plan que nous pourrons aisément mettre à exécution pour atteindre
nos cibles de levier financier à long terme d'ici la fin de
2018.
« Pour l'avenir, grâce à la mise à jour de notre plan
financier et stratégique, nous avons tracé la route pour les trois
prochaines années d'après la combinaison parfaite de discipline en
matière de répartition du capital et d'allègement de notre bilan,
tout en conservant une grande souplesse en matière de financement
pour nos projets garantis totalisant 22 G$. Nous entrevoyons
des occasions considérables de croissance à faible risque de nos
entreprises essentielles au-delà de 2020.
« Nous avons franchi d'importantes étapes en 2017 et tout est en place pour que nous puissions
tirer notre épingle du jeu en 2018 et
par la suite. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre et de l'exercice clos le
31 décembre 2017 sont résumés dans le tableau ci-après :
|
|
|
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre
d'actions en millions)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
|
207
|
365
|
|
2
529
|
1 776
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
0,13
|
0,39
|
|
1,66
|
1,95
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
1
341
|
1 058
|
|
6
584
|
5 211
|
BAIIA
ajusté1
|
2
963
|
1 762
|
|
10
317
|
6 902
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
013
|
522
|
|
2
982
|
2 078
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,61
|
0,56
|
|
1,96
|
2,28
|
Flux de trésorerie
distribuables1,2
|
1
741
|
879
|
|
5
614
|
3 713
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
1
652
|
927
|
|
1
525
|
911
|
|
|
|
|
|
|
1 Les
tableaux présentant le rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice
ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des
flux de trésorerie distribuables sont joints en annexe au présent
communiqué.
|
2
Anciennement désignés comme flux de trésorerie disponibles liés à
l'exploitation (« FTDLE »). La méthode de calcul
demeure inchangée.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires pour
l'exercice clos le 31 décembre 2017 a augmenté de 753 M$ par
rapport à celui de 2016, principalement en raison de l'opération de
fusion. Le bénéfice du quatrième trimestre de 2017 a diminué de
158 M$ par rapport à celui de la période correspondante de
2016. Les variations du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires d'un exercice à l'autre et d'un quatrième trimestre à
l'autre s'expliquent par certains facteurs inhabituels et non
récurrents, dont une incidence comptable hors trésorerie
défavorable de 2,8 G$ après impôts découlant de la réduction
de valeur d'actifs détenus en vue de la vente, partiellement
contrebalancée par une incidence comptable hors trésorerie
favorable de 2,0 G$ attribuable à la réforme fiscale aux
États-Unis.
La croissance du bénéfice ajusté pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2017 provient en partie de l'incidence nette favorable
de l'apport plus élevé des nouveaux actifs d'Enbridge dans les
domaines des services publics, des oléoducs et du gaz naturel. La
croissance du bénéfice provient également de l'augmentation du
volume de pétrole brut transporté sur le réseau principal, des
nouveaux projets entrant en service dans les secteurs Oléoducs,
Transport de gaz et services intermédiaires et Distribution de gaz,
ainsi que de règlements plus élevés réalisés sur les couvertures de
change. Ces éléments positifs ont été atténués par une baisse des
volumes de gaz recueilli et traité, par la réduction des marges sur
certains actifs de nos secteurs intermédiaires aux États-Unis et
par un rendement plus faible du secteur Services énergétiques.
Les FTD du quatrième trimestre se sont établis à
1 741 M$, en hausse de 862 M$ par rapport à ceux du
trimestre correspondant de 2016, en raison essentiellement des
facteurs énumérés ci‑dessus.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS
Enbridge poursuit l'exécution de son programme de croissance
garanti. Ces projets de diverses envergures, déployés sur des
territoires et plateformes commerciales variés, sont tous appuyés
par des contrats d'achat ferme à long terme, des accords fondés sur
le coût du service ou des ententes commerciales à faible risque
similaires.
En 2017, nous avons réussi la mise en service de projets de
croissance garantis sur le plan commercial totalisant 12 G$,
en respectant l'ensemble des échéances et du budget. Cette
exécution réussie est attribuable aux grandes capacités d'Enbridge
en matière de gestion de projets et à son engagement à bien gérer
ses relations avec les parties prenantes importantes. Ces projets
ont joué un rôle significatif dans la croissance des FTD en
2017 et y contribueront davantage en
2018 et en 2019, alors que certains
d'entre eux atteindront leur capacité visée par des contrats
et que tous contribueront au bénéfice et aux flux de trésorerie
pendant un exercice complet.
Enbridge prévoit mettre en service une autre tranche de
22 G$ de projets de croissance garantis sur le plan
commercial. Les travaux de construction ont commencé sur le gazoduc
NEXUS de 1,3 G$ US, et ce dernier devrait entrer en service au
cours du troisième trimestre de 2018. La construction du gazoduc
Valley Crossing de 1,5 G$ US au Texas progresse bien et dans le respect de
l'échéancier, son entrée en fonction étant prévue pour le quatrième
trimestre de 2018. Le projet éolien extracôtier Rampion de
0,8 G$ au Royaume-Uni a commencé à produire de l'électricité
et devrait atteindre sa pleine capacité au cours du premier
semestre de 2018, alors que les dernières turbines seront
raccordées au réseau.
Après réception de toutes les approbations réglementaires
relatives au remplacement de la canalisation 3 au Canada, la construction sur certains tronçons
du pipeline a commencé en août 2017
et se poursuivra durant l'hiver. Les approbations
réglementaires ont également été obtenues au Dakota du Nord et au
Wisconsin, où la construction est
presque terminée.
Au Minnesota, la MNPUC doit
tenir un vote au sujet du certificat de nécessité et de
l'approbation du tracé à la fin du deuxième trimestre de 2018.
Parallèlement à ce processus, des éclaircissements et des analyses
supplémentaires seront fournis à
l'appui de l'étude d'impact environnemental définitive, comme l'a
exigé la MNPUC en décembre. L'entrée en service de ce projet
demeure prévue pour le deuxième semestre de 2019.
MISE À JOUR STRATÉGIQUE ET FINANCIÈRE
Le 29 novembre, Enbridge a communiqué les détails de son plan
stratégique révisé. Le processus de planification stratégique
consistait en un examen de toutes les unités d'exploitation après
l'opération de fusion. À la lumière de cet examen, il a été décidé
de recentrer le portefeuille d'actifs d'Enbridge vers un modèle
strict, mettant l'accent sur les faibles risques et sur la
croissance marquée, ciblant les activités réglementées liées aux
pipelines et les services publics au sein de ses principaux
secteurs, soit les oléoducs et terminaux, le transport et stockage
de gaz, et les services publics de gaz naturel. Cette approche
ciblée permettra une répartition du capital disciplinée en vue de
favoriser les projets de croissance et la vente d'actifs non
essentiels.
La société a également fourni des détails sur son plan de
financement garanti conçu pour financer le programme de croissance
garanti d'Enbridge tout en allégeant son bilan. Le plan a obtenu
des notations de crédit élevées de catégorie investissement pour la
période de trois ans, et il est prévu que le ratio dette-BAIIA de
la société atteigne 5,0 d'ici la fin de 2018
et demeure sous ce seuil à long terme par la suite.
En 2017, une somme totalisant près de 14 G$ en capitaux à
long terme a été mobilisée au sein du groupe Enbridge, dont une
tranche de 5 G$ en capitaux propres ou en titres équivalents.
Le plan de financement de 2018 comprend l'émission de titres de
capitaux propres hybrides totalisant 3,5 G$ et la vente ou la
monétisation d'actifs non essentiels totalisant au moins
3,0 G$ en 2018. Les besoins en capitaux restants pourront être
comblés aisément grâce à l'émission de titre de capitaux propres
hybrides, à la monétisation d'actifs et à l'émission d'actions
ordinaires dans le cadre du programme de réinvestissement de
dividendes de la société.
La priorité stratégique d'Enbridge visant à restructurer et à
rationaliser l'entreprise a bien progressé en 2017, notamment grâce
aux mesures suivantes : restructuration d'Enbridge Energy
Partners, L.P. (« EEP »), privatisation de Midcoast
Energy, rationalisation de DCP Midstream et restructuration des
droits de distribution incitatifs de Spectra Energy Partners, LP
(« SEP »). Enbridge prévoit continuer de détecter et
d'évaluer les occasions de rationalisation qui se présenteront.
RÉFORME FISCALE AUX ÉTATS-UNIS
Le 22 décembre 2017, les États-Unis ont adopté une réforme
fiscale. La loi intitulée Tax Cuts and Jobs Act (la
« loi TCJA ») a été promulguée et est entrée en vigueur
aux fins de l'impôt. La presque totalité des dispositions de la loi
TCJA est en vigueur pour les exercices ouverts après le
31 décembre 2017. Le changement le plus important de la
loi TCJA qui concerne les états financiers d'Enbridge pour 2017 est
la réduction du taux d'imposition fédéral des sociétés aux
États-Unis, qui passe de 35 % à 21 %. La société a
donc réduit sa provision au titre des impôts reportés de
2,0 G$ pour l'exercice, ce montant ayant été normalisé aux
fins du bénéfice ajusté. La réduction du taux d'imposition aura une
incidence positive sur les FTD de la société lorsqu'elle sera
assujettie à l'impôt américain dans l'avenir.
Bien que certains éléments de la loi TCJA demandent à être
clarifiés au moyen de directives interprétatives ou de règlements
détaillés, Enbridge n'entrevoit pas d'incidence significative sur
ses FTD consolidés pour la période visée par le plan.
L'incidence de la réforme fiscale aux États-Unis sur les
ententes commerciales touchant les entités détenues à titre de
promoteur de la société ne devrait pas être significative pour la
période allant de 2018 à 2020. La société estime qu'EEP réalisera
une réduction de l'allocation pour impôts comprise dans ses
produits tirés de droits d'environ 55 M$ US par année.
Enbridge Income Fund peut s'attendre à réaliser un gain
compensatoire dans ses produits annuels en raison des dispositions
de l'entente de tarif international conjoint conclue pour le réseau
principal. Bien que SEP tire une partie de ses produits d'actifs
fondés sur le coût du service, toute perte de produits associée au
changement du taux d'imposition ne devrait pas être significative
dans le cas d'une demande tarifaire future qui tiendrait compte de
nombreux autres facteurs.
RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE 2017
Le tableau ci-après présente le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les flux de
trésorerie provenant de l'exploitation de la société selon les PCGR
pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017.
BAIIA ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DE
L'EXPLOITATION
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
555
|
1 733
|
|
6
395
|
4 926
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
(3
532)
|
95
|
|
(1
269)
|
464
|
Distribution de
gaz
|
453
|
238
|
|
1
390
|
831
|
Énergie verte et
transport
|
102
|
78
|
|
372
|
344
|
Services
énergétiques
|
(252)
|
(146)
|
|
(263)
|
(183)
|
Éliminations et
divers
|
(149)
|
(207)
|
|
(337)
|
(101)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
(1
823)
|
1 791
|
|
6
288
|
6 281
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
|
207
|
365
|
|
2
529
|
1 776
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
1
341
|
1 058
|
|
6
584
|
5 211
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les flux de trésorerie provenant
de l'exploitation comptabilisés selon les PCGR pour en exclure les
facteurs inhabituels, non récurrents et hors exploitation, de
manière à permettre à la direction et aux investisseurs de comparer
avec plus d'exactitude la performance de la société d'une période à
l'autre et d'exclure les éléments d'ajustement, puisqu'ils ne sont
pas représentatifs de la performance et des flux de trésorerie de
la société. Ces données sont présentées dans les tableaux ci-après.
Les rapprochements du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du
bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des
flux de trésorerie distribuables 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
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
482
|
1 355
|
|
5
484
|
5 327
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
020
|
166
|
|
3
350
|
659
|
Distribution de
gaz
|
450
|
238
|
|
1
379
|
833
|
Énergie verte et
transport
|
109
|
91
|
|
379
|
355
|
Services
énergétiques
|
(21)
|
(4)
|
|
(52)
|
30
|
Éliminations et
divers
|
(77)
|
(84)
|
|
(223)
|
(302)
|
BAIIA
ajusté1
|
2
963
|
1 762
|
|
10
317
|
6 902
|
Investissements de
maintien
|
(345)
|
(205)
|
|
(1
261)
|
(671)
|
Charge
d'intérêts1
|
(665)
|
(403)
|
|
(2
421)
|
(1 545)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(49)
|
(31)
|
|
(154)
|
(92)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et
aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables1
|
(272)
|
(236)
|
|
(1
042)
|
(922)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du
bénéfice des satellites1
|
118
|
67
|
|
279
|
183
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(76)
|
|
(330)
|
(293)
|
Autres rentrées de
trésorerie comptabilisées dans les
produits2
|
25
|
37
|
|
196
|
119
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
50
|
(36)
|
|
30
|
32
|
Flux de trésorerie
distribuables
|
1
741
|
879
|
|
5
614
|
3 713
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en
circulation
|
1
652
|
927
|
|
1
525
|
911
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
- Les FTD du quatrième trimestre et de l'exercice 2017 ont
augmenté considérablement par rapport à ceux des périodes
correspondantes de l'exercice précédent en raison du BAIIA ajusté
tiré des actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion.
- Le BAIIA ajusté a également connu une hausse en raison de
l'augmentation du volume transporté par les oléoducs du réseau
principal en 2017 et de l'apport des
projets totalisant 12 G$ entrés en service dans les différents
secteurs au cours de l'exercice.
- Pour plus d'information sur la performance des secteurs, se
reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur.
- L'augmentation des FTD attribuable à la hausse du BAIIA a été
partiellement annulée par une augmentation des dépenses
d'investissement, une charge d'intérêts plus élevée et une charge
d'impôts exigibles plus élevée en raison, pour tous ces facteurs,
de l'opération de fusion.
- La hausse des FTD a également été annulée par l'augmentation
des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle
relativement aux actifs acquis dans le cadre de l'opération de
fusion et par l'augmentation des titres d'Enbridge Income Fund
Holdings Inc. détenus dans le public, ces facteurs ayant été
annulés par la diminution des distributions à EEP.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(non audités, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants par
action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
2
963
|
1 762
|
|
10
317
|
6 902
|
|
Charge
d'amortissement
|
(764)
|
(564)
|
|
(3
152)
|
(2 240)
|
|
Charge
d'intérêts
|
(638)
|
(403)
|
|
(2
305)
|
(1 545)
|
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(252)
|
(136)
|
|
(805)
|
(520)
|
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations
ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(212)
|
(61)
|
|
(743)
|
(226)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(76)
|
|
(330)
|
(293)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
013
|
522
|
|
2
982
|
2 078
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,61
|
0,56
|
|
1,96
|
2,28
|
- La hausse du bénéfice ajusté d'un exercice à l'autre est
attribuable aux mêmes facteurs que ceux analysés à la rubrique
Flux de trésorerie distribuables ci-dessus.
- La charge d'amortissement, la charge d'intérêts, les impôts sur
les bénéfices, les dividendes sur les actions privilégiées, les
participations ne donnant pas le contrôle et les participations ne
donnant pas le contrôle rachetables ont tous augmenté d'une période
à l'autre en raison de l'opération de fusion.
- Sur une base par action, le bénéfice ajusté par action pour
2017 a diminué comparativement à celui de la période correspondante
de 2016 en raison de l'effet légèrement dilutif d'actions émises
pendant un exercice complet dans le cadre de l'opération de fusion
avec Spectra. Toutefois, la performance de la société, les projets
de croissance qui sont entrés en service et la réalisation
d'économies de coûts ainsi que les synergies attribuables à la
fusion au cours de 2017 ont fait augmenter le bénéfice par action
du quatrième trimestre au-delà de celui de la période
correspondante de 2016.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté par secteur ci-après est présenté en dollars
canadiens. Le BAIIA ajusté tiré des entités comptabilisées en
dollars américains a été converti selon un taux de change moyen du
dollar canadien plus élevé pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2017 qu'aux périodes correspondantes de 2016, ce qui a
eu une incidence négative sur les résultats. Dans le cadre du
programme de gestion des risques financiers de la société, une
partie des bénéfices en dollars américains fait l'objet de
couvertures. Les règlements de couvertures de change compensatoires
sont présentés avec les données de l'unité Éliminations et
divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau principal au
Canada
|
367
|
318
|
|
1
342
|
1 240
|
Réseau de
Lakehead
|
441
|
507
|
|
1
786
|
1 905
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
182
|
129
|
|
600
|
510
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
200
|
188
|
|
681
|
800
|
Autres1
|
292
|
213
|
|
1
075
|
872
|
BAIIA
ajusté2
|
1
482
|
1 355
|
|
5
484
|
5 327
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de
b/j)
|
|
|
|
|
|
Réseau principal au
Canada3
|
2
586
|
2 481
|
|
2
530
|
2 405
|
Réseau de
Lakehead4
|
2
724
|
2 624
|
|
2
673
|
2 574
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
392
|
1 197
|
|
1
301
|
1 032
|
Tarif international
conjoint
|
4,07
|
4,05
|
|
4,06
|
4,06
|
Droits locaux sur le
réseau de Lakehead
|
2,43
|
2,58
|
|
2,47
|
2,55
|
Droits repères
résiduels aux termes du TIC sur le réseau
principal au Canada
|
1,64
|
1,47
|
|
1,59
|
1,51
|
Répartition sur le
réseau principal au Canada
|
10
%
|
21 %
|
|
20
%
|
13 %
|
Taux de change
effectif du réseau principal au Canada
|
1,07
$
|
1,06 $
|
|
1,06
$
|
1,07 $
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
2
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent
communiqué.
|
3
|
Le débit du réseau
principal au Canada représente les livraisons sur le réseau
principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux
États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest
canadien.
|
4
|
Le débit du réseau
de Lakehead correspond aux livraisons sur le réseau principal dans
le Midwest des États-Unis et dans l'est du Canada.
|
5
|
Les volumes visent
la canalisation principale d'Athabasca, la canalisation jumelle
d'Athabasca, le pipeline Waupisoo et le pipeline Woodland et ne
comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des
sables bitumineux.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 127 M$ et
de 157 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de
l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une
période à l'autre sont les suivants :
- Le BAIIA ajusté du réseau principal au Canada du quatrième trimestre et de l'exercice
2017 a augmenté en raison de la hausse des droits perçus et des
volumes de débit élevés, ces facteurs étant soutenus par la
croissance continue de la production tirée des sables bitumineux et
par les initiatives d'optimisation de la capacité mises en œuvre au
troisième trimestre de 2017.
- La croissance du BAIIA ajusté du réseau régional des sables
bitumineux est attribuable à l'apport de nouveaux projets entrés en
service en 2017, dont le plus récent est le prolongement du
pipeline Wood Buffalo en décembre, qui soutient le projet de sables
bitumineux de Fort Hills.
- Le BAIIA ajusté du réseau de Lakehead a diminué en raison de la
baisse des droits perçus sur le réseau de Lakehead et de la hausse
des coûts d'exploitation, ces facteurs ayant été annulés en partie
par la hausse des volumes de débit susmentionnée.
- Le BAIIA ajusté du réseau de la côte du golfe du Mexique et du
milieu du contient a subi une baisse marquée d'un exercice à
l'autre en raison d'un changement de méthode comptable. Depuis le
1er janvier 2017, la trésorerie reçue aux termes de
certains contrats d'achat ferme n'est plus comptabilisée avec les
droits de rattrapage aux fins du calcul du BAIIA ajusté; toutefois,
elle continue d'être considérée comme une composante des FTD. Une
répartition plus élevée en 2017 par rapport à 2016, principalement
au cours du premier semestre, a également contribué à la baisse du
BAIIA ajusté puisque la répartition du réseau principal prévoit des
mesures d'allègement de certaines obligations au titre de contrats
d'achat ferme touchant le pipeline Flanagan
Sud.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
US Gas
Transmission
|
650
|
10
|
|
2
215
|
31
|
Transport de gaz et
services intermédiaires au Canada
|
196
|
41
|
|
575
|
142
|
Pipeline
Alliance
|
56
|
40
|
|
205
|
184
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
69
|
48
|
|
218
|
207
|
Autres
|
49
|
27
|
|
137
|
95
|
BAIIA
ajusté1
|
1
020
|
166
|
|
3
350
|
659
|
1
Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en
annexe du présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 854 M$ et de 2 691 M$, respectivement,
pour le quatrième trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux
périodes correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux
facteurs de performance d'une période à l'autre sont les suivants
:
- Les résultats d'exploitation d'US Gas Transmission proviennent
essentiellement de l'apport des anciens actifs de Spectra. Au cours
de l'exercice, cette unité a également bénéficié de l'apport des
projets d'agrandissement des réseaux Texas Eastern et Algonquin
réalisés en 2016 et en 2017.
- Les résultats du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires au Canada ont
augmenté principalement en raison de l'acquisition des actifs
existants de Spectra.
- Les résultats du secteur intermédiaire aux États-Unis reflètent
l'ajout du bénéfice de DCP Midstream ainsi que le rehaussement des
prix des marchandises et des marges de fractionnement à l'origine
de la hausse de la quote-part du bénéfice d'Aux Sable, ces facteurs
ayant été annulés par une baisse des volumes traités et par la
réduction des marges des anciens actifs de Midcoast.
DISTRIBUTION DE GAZ
|
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas
Distribution Inc. (« EGD »)
|
201
|
199
|
|
701
|
709
|
Union Gas Limited
(«Union Gas »)
|
208
|
--
|
|
551
|
--
|
Autres activités de
distribution et de stockage de gaz
|
41
|
39
|
|
127
|
124
|
BAIIA
ajusté1
|
450
|
238
|
|
1
379
|
833
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas
Distribution
|
|
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
135
|
119
|
|
421
|
414
|
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)3
|
2
190
|
2 158
|
|
2
190
|
2 158
|
|
Degrés-jours de
chauffage4
|
|
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
285
|
1 129
|
|
3
499
|
3 412
|
|
|
Prévisions fondées
sur le volume en présence de
température normale
|
1
226
|
1 243
|
|
3
639
|
3 617
|
Union
Gas2
|
|
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
370
|
--
|
|
944
|
--
|
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)3
|
1
475
|
--
|
|
1
475
|
--
|
|
Degrés-jours de
chauffage4,2
|
|
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
433
|
--
|
|
2
688
|
--
|
|
|
Prévisions fondées
sur le volume en présence de
température normale
|
1
377
|
--
|
|
2
636
|
--
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent
communiqué.
|
2
|
Sont prises en
compte les données postérieures à l'opération de fusion avec
Spectra.
|
3
|
Le nombre de
clients actifs correspond au nombre de clients d'EGD et d'Union Gas
à la fin de la période.
|
4
|
Les degrés-jours
de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une
idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans
les zones de franchise d'EGD et d'Union Gas. Elle correspond à la
somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la
température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés
Celsius.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a augmenté de
212 M$ et de 546 M$, respectivement, pour le quatrième
trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes
correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de
performance d'une période à l'autre sont les suivants :
- La hausse du BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz
provient essentiellement de l'inclusion des actifs d'Union Gas
acquis dans le cadre de l'opération de fusion. Au cours de
l'exercice, Union Gas a également bénéficié de l'apport plus élevé
du projet d'agrandissement Dawn-Parkway, de l'optimisation accrue
de la capacité de stockage et de hausses de tarifs de
livraison.
- Le BAIIA ajusté d'EGD pour l'exercice 2017 a été légèrement
inférieur à celui de la période correspondante de l'exercice
précédent en raison d'une baisse des produits tirés de la
distribution reflétant des températures plus élevées que la normale
au premier trimestre, ce facteur ayant été contrebalancé en partie
par des températures plus froides que la normale au quatrième
trimestre. Avant 2017, EGD effectuait un ajustement relatif aux
températures plus élevées ou moins élevées que la normale aux fins
du BAIIA ajusté. Si EGD avait maintenu cette pratique, son BAIIA
pour 2017 aurait été supérieur de 15 M$.
- Tout comme EGD, Union Gas subit l'incidence des températures.
Au cours de la période de 10 mois ayant suivi l'opération de
fusion, si Union Gas avait effectué l'ajustement à l'égard de la
température, son BAIIA ajusté aurait été supérieur de 3 M$.
ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
109
|
91
|
|
379
|
355
|
1
Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en
annexe du présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Énergie verte et transport a augmenté
de 18 M$ et de 24 M$, respectivement, pour le quatrième
trimestre et l'exercice 2017, par rapport aux périodes
correspondantes de l'exercice 2016. Les principaux facteurs de
performance d'une période à l'autre sont les suivants :
- Des ressources éoliennes plus soutenues dans tous les parcs
éoliens nord-américains de la société ont favorisé une hausse du
BAIIA pour le trimestre et l'exercice.
- L'apport de nouveaux actifs, dont le projet éolien Chapman
Ranch entré en service au quatrième trimestre de 2017, a également
contribué à la hausse du BAIIA.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et
amortissement1
|
(21)
|
(4)
|
|
(52)
|
30
|
1
Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en
annexe du présent communiqué.
|
La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement du
secteur Services énergétiques a augmenté de 17 M$ et de
82 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de
l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une
période à l'autre sont les suivants :
- Tant pour le quatrième trimestre que pour l'exercice, les
résultats du secteur Services énergétiques ont subi l'incidence
négative de la faiblesse des prix des marchandises, laquelle a eu
des répercussions à certains emplacements et sur la compression des
différentiels, limitant les possibilités de dégager des marges
bénéficiaires sur les actifs visés par des obligations relatives à
la capacité.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Exploitation et
administration
|
(52)
|
(8)
|
|
(39)
|
(5)
|
Règlements de
couvertures de change réalisées
|
(25)
|
(76)
|
|
(184)
|
(297)
|
Perte ajustée
avant intérêts, impôts et
amortissement1
|
(77)
|
(84)
|
|
(223)
|
(302)
|
1
Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent
communiqué.
|
La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement du
secteur Éliminations et divers a diminué de 7 M$ et de
79 M$, respectivement, pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2017, par rapport aux périodes correspondantes de
l'exercice 2016. Les principaux facteurs de performance d'une
période à l'autre sont les suivants :
- Le secteur Élimination et divers a bénéficié d'une diminution
des pertes relatives aux règlements de couvertures de change en
2017 par rapport à 2016 en raison de la vigueur du dollar canadien
et des taux de couverture plus favorables. Sur une base consolidée,
cette incidence favorable a atténué l'effet défavorable de la
conversion du dollar américain des secteurs d'activité.
- Ce facteur a été partiellement annulé par une hausse des
charges d'exploitation et d'administration non attribuées après
déduction des synergies.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique conjointe avec
Enbridge Income Fund Holdings Inc., Enbridge Energy Partners,
L.P. et Spectra Energy Partners, LP le 16 février 2018 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 2017. 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 4939158#. La conférence sera diffusée en direct sur
Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/m6/p/rudushbf.
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 4939158#).
Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de
direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de
questions et réponses à l'intention exclusive des analystes
financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique,
les équipes des médias et des relations avec les investisseurs
d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué
renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui
visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et
ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la
direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses
filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à
d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se
reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir »,
« s'attendre à », « projeter »,
« estimer », « prévoir »,
« planifier », « viser », « cibler »,
« croire » et autres termes du genre qui laissent
entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines
perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par
renvoi contiennent de l'information ou des déclarations
prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAIIA
prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou
le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte)
prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action;
les FTD ou les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la
vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources
de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les
paramètres de crédit et le niveau de la dette par rapport au BAIIA
prévus; les coûts prévus des projets annoncés et des projets en
construction; les dates prévues de mise en service des projets
annoncés et des projets en construction; les dépenses en
immobilisations prévues; l'incidence prévue sur les flux de
trésorerie du programme de croissance garanti sur le plan
commercial de la société; les possibilités de croissance et
d'expansion futures prévues; la capacité prévue des coentrepreneurs
de la société à terminer et à financer les projets en construction;
la conclusion prévue des acquisitions et des cessions; les
dividendes futurs estimatifs; le résultat prévu découlant de la
revue du projet de remplacement de la canalisation 3 par la
Minnesota Public Utilities Commission; les futures mesures que
prendront les organismes de réglementation; les prévisions en
matière de prix des marchandises; les prévisions en matière
d'offre; les attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion,
y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme
de croissance, les perspectives commerciales futures et la
performance dans l'avenir de la société issue du regroupement;
les occasions de rationalisation; l'incidence prévue de la réforme
fiscale aux États-Unis; la politique de versement des dividendes;
la croissance des dividendes et les versements prévus de
dividendes.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis
d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles
à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés
pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à
venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en
ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature,
ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent
compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que
d'autres facteurs pouvant faire en sorte
que les résultats réels, les niveaux d'activité et les
réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou
sous‑entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses
importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues
de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel
(« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole
brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les
taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la disponibilité
et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la
fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les
organismes de réglementation; le maintien du soutien et de
l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de
la société; les dates prévues de mise en service; les conditions
météorologiques; la concrétisation des avantages et des synergies
anticipés découlant de l'opération de fusion; les lois
gouvernementales; les acquisitions et le calendrier s'y rapportant;
la réussite des plans d'intégration; l'incidence de l'exécution des
projets d'investissement sur les flux de trésorerie futurs de la
société; les notations de crédit; le financement des projets
d'investissement; le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le
bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte)
ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice
(la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie
futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; et
les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à
l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de
LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces
marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs
dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une
incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les
services de la société. Par ailleurs, les taux de change,
l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte
économique et le contexte des affaires dans lesquels la société
évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour
les services de la société et le coût des intrants et sont par
conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En
raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs
macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude
l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses
sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne
l'incidence de l'opération de fusion sur la société, le BAIIA
prévu, le BAIIA ajusté, le bénéfice (la perte), le bénéfice (la
perte) ajusté(e) et les montants connexes par action ou les
dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus
pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux
projets annoncés et aux projets en construction, y compris les
dates estimatives d'achèvement et les dépenses en immobilisations
estimatives : la disponibilité et le prix de la
main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de
l'inflation et des taux de change sur les coûts de la
main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur
les coûts d'emprunt, l'incidence des conditions météorologiques et
l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes de
réglementation des calendriers de construction et de mise
en service et les régimes de recouvrement des coûts.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de l'incidence de l'opération de
fusion, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la
réglementation, de la politique en matière de versement de
dividendes, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des taux de change, des taux d'intérêt, des
prix des marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la
demande pour les marchandises, notamment aux risques et
incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et
dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités
en valeurs mobilières au Canada et
aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision
l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou
facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont
interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de
l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements
connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par
les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de
réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages
du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de
nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque
autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif ultérieur, écrit ou
verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la
société, doit être expressément considéré comme visé par la
présente mise en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est la
première société nord-américaine d'infrastructures énergétiques
dotées de plateformes commerciales stratégiques comprenant un
réseau étendu de pipelines de pétrole brut, de liquides et de gaz
naturel, de services publics réglementés de distribution de gaz
naturel ainsi que d'actifs de production d'énergie renouvelable. La
société livre en toute sécurité une moyenne quotidienne de
2,8 millions de barils de pétrole brut par l'entremise de son
réseau principal et de son pipeline Express. Ce volume représente
environ 65 % des exportations de pétrole brut canadien aux
États‑Unis. De plus, en desservant les principaux bassins
d'approvisionnement et marchés, la société livre quelque 20 %
de tout le gaz naturel consommé aux États-Unis. Les services
publics réglementés de la société comptent environ 3,7 millions de
clients de détail en Ontario, au
Québec et au Nouveau-Brunswick. De plus, Enbridge détient des
participations dans des installations d'énergie renouvelable d'une
capacité de production nette de plus de 2 500 MW en Amérique
du Nord et en Europe.
La société est inscrite à l'édition des huit dernières années du
palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du
développement durable dans le monde. Les actions ordinaires
d'Enbridge sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New
York sous le symbole ENB.
La raison d'être d'Enbridge, qui a pour slogan
« L'énergie, pour la vie », est d'alimenter la
qualité de vie des Nord-Américains. Pour un
complément d'information, consulter www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou
y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni
n'en fait partie.
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Notre conseil d'administration a déclaré les dividendes
trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le
1er mars 2018 aux actionnaires inscrits le
15 février 2018.
|
|
|
|
|
Actions
ordinaires
|
|
|
|
0,67100
|
Actions privilégiées,
série A
|
|
|
|
0,34375
|
Actions privilégiées,
série B1
|
|
|
|
0,21340
|
Actions privilégiées,
série C2
|
|
|
|
0,20342
|
Actions privilégiées,
série D
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série F
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série H
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série J3
|
|
|
|
0,30540 $
US
|
Actions privilégiées,
série L4
|
|
|
|
0,30993 $
US
|
Actions privilégiées,
série N
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série P
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série R
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série 1
|
|
|
|
0,25000 $
US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
|
|
|
0,25000
|
Actions privilégiées,
série 5
|
|
|
|
0,27500 $
US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
|
|
|
0,27500
|
Actions privilégiées,
série 9
|
|
|
|
0,27500
|
Actions privilégiées,
série 11
|
|
|
|
0,27500
|
Actions privilégiées,
série 13
|
|
|
|
0,27500
|
Actions privilégiées,
série 15
|
|
|
|
0,27500
|
Actions privilégiées,
série 17
|
|
|
|
0,32188
|
Actions privilégiées,
série 19
|
|
|
|
0,26850
|
1
|
Le
1er juin 2017, le montant des
dividendes trimestriels de la série B a été refixé à
0,21340 $, par rapport à 0,25000 $, et il sera refixé à
chaque cinquième anniversaire par la suite.
|
2
|
Le
montant des dividendes trimestriels de la
série C a été fixé à 0,18600 $ le 1er juin
2017, à 0,19571 $ le 1er septembre 2017 et à
0,20342 $ le 1er décembre 2017, et il sera
refixé à chaque trimestre par la suite.
|
3
|
Le
1er juin 2017, le montant des
dividendes trimestriels de la série J a été refixé à
0,30540 $ US, par rapport à 0,25000 $ US, et il
sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la
suite.
|
4
|
Le
1er septembre 2017, le montant des
dividendes trimestriels de la série L a été refixé à
0,30993 $ US, par rapport à 0,25000 $ US, et il
sera refixé à chaque cinquième anniversaire par la
suite.
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au BAIIA ajusté,
au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire et aux
FTD. La direction est d'avis que le BAIIA ajusté, le bénéfice
ajusté, le bénéfice ajusté par action ordinaire et les FTD
constituent des informations utiles pour les investisseurs et les
actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la
transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la
société.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors
exploitation des données sectorielles et consolidées. La direction
se sert du BAIIA ajusté pour établir ses cibles et évaluer la
performance de la société.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pris en
compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels,
non récurrents ou hors exploitation relatifs à la charge
d'amortissement, à la charge d'intérêts, aux impôts sur les
bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux
participations ne donnant pas le contrôle rachetables sur une base
consolidée. La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre
mesure de la capacité de la société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les flux de trésorerie
provenant de l'exploitation avant les variations des actifs et des
passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs
environnementaux), déduction faite des distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne
donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions
privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des
ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors
exploitation. La direction se sert des FTD pour évaluer la
performance de la société et pour établir ses cibles de versement
de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures
financières non conformes aux PCGR prospectives avec les mesures
conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté et de
l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus
particulièrement en ce qui a trait à l'estimation de certains
passifs éventuels et des gains et pertes hors trésorerie liés à la
juste valeur d'instruments financiers dérivés non réalisés, de même
qu'à l'évaluation de l'inefficacité des couvertures touchées par
les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de
fournir un rapprochement en mettant en œuvre tous les efforts
raisonnables pour y parvenir.
Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont des
mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des
principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR
des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures
conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne
sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par
d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR avec les mesures conformes aux PCGR
comparables.
ANNEXE A
RAPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX
PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
555
|
1 733
|
|
6
395
|
4 926
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
(3
532)
|
95
|
|
(1
269)
|
464
|
Distribution de
gaz
|
453
|
238
|
|
1
390
|
831
|
Énergie verte et
transport
|
102
|
78
|
|
372
|
344
|
Services
énergétiques
|
(252)
|
(146)
|
|
(263)
|
(183)
|
Éliminations et
divers
|
(149)
|
(207)
|
|
(337)
|
(101)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
(1
823)
|
1 791
|
|
6
288
|
6 281
|
Amortissement
|
(775)
|
(564)
|
|
(3
163)
|
(2 240)
|
Charge
d'intérêts
|
(852)
|
(412)
|
|
(2
556)
|
(1 590)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
3
515
|
32
|
|
2
697
|
(142)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
226
|
(406)
|
|
(407)
|
(240)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(76)
|
|
(330)
|
(293)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
207
|
365
|
|
2
529
|
1 776
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens, sauf les montants par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
482
|
1 355
|
|
5
484
|
5 327
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
020
|
166
|
|
3
350
|
659
|
Distribution de
gaz
|
450
|
238
|
|
1
379
|
833
|
Énergie verte et
transport
|
109
|
91
|
|
379
|
355
|
Services
énergétiques
|
(21)
|
(4)
|
|
(52)
|
30
|
Éliminations et
divers
|
(77)
|
(84)
|
|
(223)
|
(302)
|
BAIIA
ajusté
|
2
963
|
1 762
|
|
10
317
|
6 902
|
Charge
d'amortissement
|
(764)
|
(564)
|
|
(3
152)
|
(2 240)
|
Charge
d'intérêts
|
(638)
|
(403)
|
|
(2
305)
|
(1 545)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(252)
|
(136)
|
|
(805)
|
(520)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne
donnant pas le contrôle rachetables
|
(212)
|
(61)
|
|
(743)
|
(226)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(76)
|
|
(330)
|
(293)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
013
|
522
|
|
2
982
|
2 078
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,61
|
0,56
|
|
1,96
|
2,28
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens, sauf les montants par action)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
(1
823)
|
1 791
|
|
6
288
|
6 281
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
|
Variations (du gain)
de la perte non réalisée liée à la juste
valeur d'instruments dérivés
|
130
|
277
|
|
(1
109)
|
(543)
|
|
Perte de valeur
d'actifs et de placements
|
4
565
|
433
|
|
4
565
|
1 630
|
|
Gain à la vente
d'actif
|
--
|
(850)
|
|
(27)
|
(850)
|
|
Coûts de redémarrage
des pipelines et des installations
liés aux incendies de forêt dans le nord-est de
l'Alberta
|
--
|
8
|
|
--
|
47
|
|
Pertes à la vente
d'actifs et d'investissements non
essentiels, montant net des gains
|
9
|
--
|
|
9
|
4
|
|
(Gain) perte de
change intersociétés non réalisée
|
9
|
(10)
|
|
29
|
43
|
|
Essais
hydrostatiques
|
--
|
(1)
|
|
--
|
(15)
|
|
Ajustement de droits
de rattrapage
|
--
|
(1)
|
|
--
|
130
|
|
Coûts de correction
de fuites, déduction faite des
règlements de compagnies d'assurance
|
1
|
(11)
|
|
10
|
(8)
|
|
Températures
supérieures à la normale
|
--
|
10
|
|
--
|
18
|
|
Coûts liés à
l'exécution des projets et aux opérations
|
(1)
|
56
|
|
205
|
86
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration
|
70
|
52
|
|
354
|
82
|
|
Autres
|
3
|
8
|
|
(7)
|
(3)
|
Total des éléments
d'ajustement
|
4
786
|
(29)
|
|
4
029
|
621
|
Bénéfice ajusté avant
intérêts, impôts et amortissement
|
2
963
|
1 762
|
|
10
317
|
6 902
|
|
Amortissement
|
(775)
|
(564)
|
|
(3
163)
|
(2 240)
|
|
Charge
d'intérêts
|
(852)
|
(412)
|
|
(2
556)
|
(1 590)
|
|
Impôts sur les
bénéfices
|
3
515
|
32
|
|
2
697
|
(142)
|
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
226
|
(406)
|
|
(407)
|
(240)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(76)
|
|
(330)
|
(293)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement
|
11
|
--
|
|
11
|
--
|
|
Charge
d'intérêts
|
214
|
9
|
|
251
|
45
|
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(3
767)
|
(168)
|
|
(3
502)
|
(378)
|
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations
ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(438)
|
345
|
|
(336)
|
14
|
Bénéfice
ajusté
|
1
013
|
522
|
|
2
982
|
2 078
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,61
|
0,56
|
|
1,96
|
2,28
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice ajusté avant
intérêts, impôts et amortissement
|
1
482
|
1 355
|
|
5
484
|
5 327
|
|
Variations du gain
(de la perte) non réalisé lié à la juste
valeur d'instruments dérivés
|
94
|
(92)
|
|
875
|
474
|
|
Coûts de correction
de fuites, déduction faite des
règlements de compagnies d'assurance pour
déversement
|
(1)
|
11
|
|
(10)
|
8
|
|
Essais
hydrostatiques
|
--
|
1
|
|
--
|
15
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et de restructuration
|
(9)
|
--
|
|
(30)
|
--
|
|
Coûts de redémarrage
des pipelines et des installations
liés aux incendies de forêt en Alberta
|
--
|
(8)
|
|
--
|
(47)
|
|
Ajustement de droits
de rattrapage
|
--
|
1
|
|
--
|
(129)
|
|
Perte de valeur des
actifs et des investissements
|
--
|
(383)
|
|
--
|
(1 561)
|
|
Gain à la vente d'un
pipeline et coûts de liquidation du
projet
|
6
|
--
|
|
72
|
--
|
|
Gain à la vente
d'actifs
|
--
|
850
|
|
27
|
850
|
|
Décomptabilisation
des soldes réglementaires
|
--
|
--
|
|
--
|
(6)
|
|
Coûts liés à
l'exécution des projets et aux opérations
|
2
|
(2)
|
|
(4)
|
(5)
|
|
Autres
|
(19)
|
--
|
|
(19)
|
--
|
Total des
ajustements
|
73
|
378
|
|
911
|
(401)
|
Bénéfice avant
intérêts, impôts et amortissement
|
1
555
|
1 733
|
|
6
395
|
4 926
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice ajusté avant
intérêts, impôts et amortissement
|
1
020
|
166
|
|
3
350
|
659
|
|
Perte de valeur
d'actifs
|
(4
552)
|
(37)
|
|
(4
552)
|
(51)
|
|
Variations de la
perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(8)
|
(34)
|
|
(1)
|
(139)
|
|
Ajustement à la
quote-part du bénéfice des satellites de
DCP Midstream
|
(7)
|
--
|
|
(28)
|
--
|
|
Inondation de Grizzly
Valley
|
12
|
--
|
|
16
|
--
|
|
Coûts d'inspection,
de réparations et autres coûts
|
13
|
--
|
|
(26)
|
--
|
|
Perte à la cession
d'actifs non essentiels
|
--
|
--
|
|
--
|
(4)
|
|
Ajustement de droits
de rattrapage
|
--
|
--
|
|
--
|
(1)
|
|
Coûts liés à
l'exécution des projets et aux opérations
|
1
|
--
|
|
(4)
|
--
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et de restructuration
|
(11)
|
--
|
|
(24)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(4
552)
|
(71)
|
|
(4
619)
|
(195)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
(3
532)
|
95
|
|
(1
269)
|
464
|
DISTRIBUTION DE GAZ
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice ajusté avant
intérêts, impôts et amortissement
|
450
|
238
|
|
1
379
|
833
|
|
Températures
supérieures à la normale
|
--
|
(10)
|
|
--
|
(18)
|
|
Variations du gain
(de la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
3
|
--
|
|
16
|
(6)
|
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
--
|
|
--
|
(5)
|
|
Autres ajustements au
titre de la réglementation
|
--
|
--
|
|
--
|
17
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration
|
--
|
10
|
|
(5)
|
10
|
Total des
ajustements
|
3
|
--
|
|
11
|
(2)
|
Bénéfice avant
intérêts, impôts et amortissement
|
453
|
238
|
|
1
390
|
831
|
ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice ajusté avant
intérêts, impôts et amortissement
|
109
|
91
|
|
379
|
355
|
|
Variations du gain
non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
2
|
--
|
|
2
|
2
|
|
Perte à la vente d'un
placement
|
(9)
|
--
|
|
(9)
|
--
|
|
Perte de valeur de
l'investissement
|
--
|
(13)
|
|
--
|
(13)
|
Total des
ajustements
|
(7)
|
(13)
|
|
(7)
|
(11)
|
Bénéfice avant
intérêts, impôts et amortissement
|
102
|
78
|
|
372
|
344
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté(e) avant intérêts, impôts et amortissement
|
(21)
|
(4)
|
|
(52)
|
30
|
|
Variations de la
perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(222)
|
(134)
|
|
(200)
|
(205)
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration
|
(1)
|
--
|
|
(3)
|
--
|
|
Autres
|
(8)
|
(8)
|
|
(8)
|
(8)
|
Total des
ajustements
|
(231)
|
(142)
|
|
(211)
|
(213)
|
Perte avant
intérêts, impôts et amortissement
|
(252)
|
(146)
|
|
(263)
|
(183)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
|
Trimestres
clos
les 31
décembre
|
|
Exercices
clos
les 31
décembre
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Perte ajustée avant
intérêts, impôts et amortissement
|
(77)
|
(84)
|
|
(223)
|
(302)
|
|
Variations du gain
(de la perte) non réalisé lié à la juste
valeur d'instruments dérivés
|
1
|
(17)
|
|
417
|
417
|
|
Gain (perte) de
change intersociétés non réalisé
|
(9)
|
10
|
|
(29)
|
(43)
|
|
Perte de valeur des
actifs et des investissements
|
(13)
|
--
|
|
(13)
|
--
|
|
Coûts liés à
l'exécution des projets et aux opérations
|
(2)
|
(54)
|
|
(197)
|
(81)
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration
|
(49)
|
(62)
|
|
(292)
|
(92)
|
Total des
ajustements
|
(72)
|
(123)
|
|
(114)
|
201
|
Perte avant
intérêts, impôts et amortissement
|
(149)
|
(207)
|
|
(337)
|
(101)
|
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
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
1
341
|
1 058
|
|
6
584
|
5 211
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
461
|
272
|
|
412
|
362
|
|
|
1
802
|
1 330
|
|
6
996
|
5 573
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et
aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables2
|
(272)
|
(236)
|
|
(1
042)
|
(922)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(76)
|
|
(330)
|
(293)
|
Investissements de
maintien3
|
(345)
|
(205)
|
|
(1
261)
|
(671)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
|
Résiliation de
couverture avant l'émission4
|
431
|
--
|
|
431
|
--
|
|
Normalisation
météorologique
|
--
|
7
|
|
--
|
13
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits5
|
25
|
36
|
|
196
|
249
|
|
Coûts liés à
l'exécution des projets et aux opérations
|
9
|
44
|
|
210
|
74
|
|
Provision pour
réévaluation des stocks réalisée6
|
(17)
|
1
|
|
(56)
|
(345)
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de restructuration
|
81
|
43
|
|
359
|
73
|
|
Autres
éléments
|
111
|
(65)
|
|
111
|
(38)
|
Flux de trésorerie
distribuables
|
1
741
|
879
|
|
5
614
|
3 713
|
1
|
Les variations des
actifs et des passifs d'exploitation englobent les variations des
passifs environnementaux, déduction faite des
recouvrements.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
3
|
Les
investissements de maintien représentent les dépenses en
immobilisations requises pour le soutien et l'entretien du réseau
de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les
fonctions de service des biens existants (y compris le remplacement
de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile).
Aux fins des FTD, les investissements de maintien excluent les
dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent
les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou
réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits ou les
fonctions de service des biens existants.
|
4
|
Se rapporte à la
résiliation de swaps de taux d'intérêt en raison de la moins grande
probabilité d'émission de titres de créance à long
terme.
|
5
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits différés.
|
6
|
La provision pour
réévaluation des stocks réalisée est liée à des pertes à la vente
de stocks antérieurement dépréciés pour lesquels il existe un gain
compensatoire d'un montant semblable réalisé sur les instruments
dérivés dans les FTD.
|
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION
Enbridge Inc. - Médias
Suzanne Wilton
(403) 231-7385 ou sans frais : (888) 992-0997
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