CALGARY, le 8 nov. 2019 /CNW/ - Enbridge Inc.
(« Enbridge » ou la « société »)
(TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les
résultats financiers du troisième trimestre de 2019 et a présenté un compte rendu
trimestriel.
POINTS SAILLANTS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE
2019
(Tous les montants sont non audités et sont en
dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 949 M$ ou 0,47 $ par
action ordinaire pour le troisième trimestre de 2019,
comparativement à une perte conforme aux PCGR de 90 M$ ou
0,05 $ par action ordinaire au troisième trimestre de 2018;
dans les deux cas, les résultats tiennent compte d'un certain
nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors
exploitation
- Bénéfice ajusté de 1 124 M$ ou 0,56 $ par action ordinaire
pour le troisième trimestre de 2019, comparativement à 933 M$
ou 0,55 $ par action ordinaire au troisième trimestre
de 2018
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
(« BAIIA ») de 3 108 M$ pour le troisième trimestre
de 2019, comparativement à 2 958 M$ au troisième
trimestre de 2018
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
2 735 M$ pour le troisième trimestre de 2019,
comparativement à 1 461 M$ au troisième trimestre de
2018
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de
2 105 M$ pour le troisième trimestre de 2019,
comparativement à 1 585 M$ au troisième trimestre de
2018
- Confirmation des prévisions de FTD par action se situant entre
4,30 $ et 4,60 $ pour 2019, soit un résultat pour
l'exercice complet qui devrait dépasser le point milieu de la
fourchette de nos prévisions
- Conclusion d'une entente avec les expéditeurs prévoyant la mise
en service du tronçon canadien dans le cadre du projet de
remplacement de la canalisation 3 assortie de droits
supplémentaires provisoires
- Poursuite des progrès sur le tronçon américain dans le cadre du
projet de remplacement de la canalisation 3 : rejet par
la Cour Suprême du Minnesota des
appels au sujet de l'étude d'impact environnemental
(« EIE »); en octobre, ordonnance par la Minnesota Public
Utilities Commission (« MNPUC ») pour la réalisation des
travaux de remise en état aux termes de l'EIE d'ici le
9 décembre 2019
- Annonce de la conclusion d'un
protocole d'entente avec NextDecade en vue de l'aménagement
conjoint du pipeline Rio Bravo et
d'autres gazoducs dans le sud du Texas qui alimenteront le projet de GNL
Rio Grande situé à Brownsville, au Texas
- Conclusion avec les clients d'un règlement formel au sujet des
droits pour Texas Eastern, qui a été déposé auprès de la FERC pour
examen
- Annonce par le pipeline Seaway d'un appel de soumissions visant
l'augmentation à un maximum de 200 milliers de barils par jour
(« kb/j ») du débit de l'oléoduc Seaway
- Réception du produit de 0,4 G$ dans le cadre de la vente
d'actifs non essentiels antérieurement annoncée, rehaussant la
souplesse financière
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
« Nous avons réalisé de solides résultats financiers et
d'exploitation pour le trimestre écoulé, a déclaré
Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge.
« Le maintien d'un rendement d'exploitation solide est le
reflet de la qualité et de la prévisibilité de notre modèle
d'entreprise. Au cours du trimestre, le débit élevé de notre réseau
principal s'est maintenu grâce à la demande de volumes de pétrole
brut en provenance de l'Ouest canadien et de Bakken vers les
marchés de la côte américaine du golfe du Mexique. De plus, notre
entreprise de transport de gaz naturel continue de bénéficier d'une
forte demande et notre secteur Distribution de gaz en Ontario a réalisé de nouvelles synergies sur
le plan de l'exploitation à la suite de la fusion plus tôt cette
année.
« Ce trimestre, le niveau record du BAIIA et des FTD a
bénéficié de flux de trésorerie fiables et croissants tirés des
nouveaux projets d'investissement mis en service au cours de
l'exercice. De ce fait, nous sommes convaincus que nous atteindrons
nos objectifs financiers pour 2019, en dépit du retard du projet de
remplacement de la canalisation 3. Les résultats pour
l'exercice complet devraient dépasser le point milieu de la
fourchette de nos prévisions de FTD pour 2019, et se situer entre 4,30 $ et
4,60 $ par action.
« Outre nos solides résultats financiers, nous avons
également fait progresser les principales initiatives de chacun de
nos secteurs d'activité durant le trimestre. Dans le secteur
Oléoducs, nous avons conclu une entente commerciale pour la mise en
service, plus tard cette année, du tronçon canadien dans le cadre
du projet de remplacement de la canalisation 3, ce qui
rehaussera la sécurité et la fiabilité de notre réseau
principal.
« Le secteur Oléoducs procède également à des optimisations
de l'ordre de 100 kb/j qui seront mises en œuvre d'ici la fin
de l'exercice; nous avons par ailleurs mené à terme un appel de
soumissions à l'égard d'une augmentation de 50 kb/j du débit
du pipeline Express. Ensemble, ces mesures permettront d'acheminer
des volumes supplémentaires hors du BSOC, ce qui est plus que
nécessaire.
« En ce qui a trait au tronçon américain du projet de
remplacement de la canalisation 3, la Cour Suprême
du Minnesota a rejeté les autres
appels quant à l'EIE et la MNPUC a instruit le département du
Commerce du Minnesota de réaliser
les travaux de modélisation des déversements nécessaires pour
effectuer la remise en état conformément à l'EIE. Nous sommes des
plus satisfaits de la progression du processus réglementaire de
sorte que nous puissions mettre en service le plus rapidement
possible ce projet d'assurance de l'intégrité.
« En dépit de négociations avec les clients sur une période
de 18 mois pour en arriver à d'importants engagements de
capacité de la part des expéditeurs, la décision de la Régie quant
à la conclusion de contrats pour notre réseau principal de liquides
diffère sensiblement du processus précédent. Nous continuons de
bénéficier d'un solide appui pour un service d'accès prioritaire de
la part des expéditeurs, y compris les producteurs, les raffineurs
et les négociants, qui représentent la majeure partie du débit
actuel. Notre réseau principal représente un lien vital pour ces
expéditeurs avec une demande de raffinage et une capacité de
transport en aval visé par des contrats supérieures à 3 Mb/j.
Le réseau principal procure, moyennant les droits les moins élevés,
l'accès aux meilleurs marchés, ce qui produit les revenus nets les
plus élevés pour le brut de l'Ouest canadien. Nous maintenons notre
engagement à l'égard de notre offre et nous prévoyons déposer une
demande auprès de l'organisme de réglementation dès que
possible.
« Au sein du secteur Transport de gaz, nous avons déposé
une entente de règlement auprès de la FERC quant au dossier
tarifaire pour Texas Eastern et nous poursuivons les discussions
sur le dossier tarifaire pour les réseaux Algonquin afin
d'optimiser davantage notre entreprise de base. De plus, nous avons
annoncé récemment des projets de pipeline de GNL sur la côte
américaine du golfe du Mexique et nous avons conclu un protocole
d'entente en vue de l'aménagement conjoint du pipeline Rio Bravo et d'autres gazoducs dans le sud du
Texas pour transporter du gaz
naturel jusqu'aux installations de GNL Rio Grande de NextDecade à
Brownsville, au Texas. Nous continuons de chercher des
occasions d'élargir et de prolonger notre réseau concurrentiel de
gazoducs pour desservir le marché de GNL sur la côte américaine du
golfe du Mexique.
« L'exécution de notre programme d'investissement de
croissance garanti de 19 G$ maintient le cap. Le programme
comprend un investissement de 0,7 G$ US dans le pipeline
Gray Oak, qui s'étend des formations
du Permien et d'Eagle Ford jusqu'à la côte texane du golfe du
Mexique et qui devrait entrer en service d'ici la fin de
l'exercice, ainsi que notre projet éolien extracôtier Hohe See de
1,1 G$ en Allemagne, où les éoliennes sont en place et
l'installation devrait être entièrement opérationnelle au quatrième
trimestre.
« Au chapitre du financement, nous avons mobilisé des
titres de créance à terme de 4 G$ à des taux favorables sur
les marchés canadien et américain cette année, dont la majeure
partie a servi au refinancement de la dette à long terme venant à
échéance. Par conséquent, notre ratio dette consolidée/BAIIA
demeurait 4,6 fois au troisième trimestre, soit bien à l'intérieur
de la fourchette cible pour la dette à long terme.
« Enfin, nous continuons de mettre l'accent sur nos
principales priorités de l'exercice, notamment, obtenir de solides
résultats financiers et d'exploitation, faire des ajouts à notre
portefeuille de projets garantis, maintenir notre santé financière
et continuer d'autofinancer nos nouveaux projets de croissance.
Nous estimons que ces mesures, de concert avec l'attention accrue
accordée à l'attribution des capitaux, la croissance et le
rendement du capital, maximiseront la valeur que nous offrons à nos
actionnaires et nous permettront de concrétiser notre proposition
de valeur attrayante pour les investisseurs.
« Pour conclure, la société a connu un autre très bon
trimestre, et nous sommes très satisfaits de la performance de tous
nos secteurs d'activité ainsi que des progrès réalisés à l'égard
des principales priorités », a conclu M. Monaco.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre et de la période de neuf
mois clos le 30 septembre 2019 sont résumés dans le tableau
ci‑après :
|
|
|
|
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action, nombre d'actions en millions)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR
|
949
|
|
(90)
|
|
|
4
576
|
|
1 426
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,47
|
|
(0,05)
|
|
|
2,27
|
|
0,84
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
735
|
|
1 461
|
|
|
7
405
|
|
7 999
|
BAIIA
ajusté1
|
3
108
|
|
2 958
|
|
|
10
085
|
|
9 529
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
124
|
|
933
|
|
|
4
113
|
|
3 402
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,56
|
|
0,55
|
|
|
2,04
|
|
2,01
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
105
|
|
1 585
|
|
|
7
173
|
|
5 755
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
|
2
018
|
|
1 705
|
|
|
2
017
|
|
1 695
|
|
|
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 1 039 M$, ou 0,52 $
par action, pour le troisième trimestre de 2019 comparativement à
la période correspondante de 2018. La comparabilité du bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'une période à
l'autre a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs
inhabituels ou peu fréquents, principalement l'absence d'une charge
pour perte de valeur de l'écart d'acquisition de 1 019 M$
après impôts constatée en 2018 et
découlant du classement des entreprises canadiennes de collecte et
de traitement du gaz naturel comme étant détenues en vue de la
vente. La variation des gains et des pertes hors trésorerie liés à
la juste valeur d'instruments dérivés d'une période à l'autre a
atténué l'augmentation du bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires conforme aux PCGR.
Le bénéfice ajusté du troisième trimestre de 2019 a augmenté de
191 M$. Cette hausse s'explique avant tout par les solides
résultats d'exploitation d'un grand nombre des unités
fonctionnelles de la société ainsi que par l'entrée en service de
nouveaux projets vers la fin de 2018, annulée en partie par la
perte de l'apport des actifs vendus en 2018. Par action, le
bénéfice ajusté a augmenté de 0,01 $ comparativement à la même
période en 2018, ce qui rend compte des facteurs d'exploitation
énoncés précédemment. Cette hausse a été atténuée par le nombre
plus élevé d'actions en raison des acquisitions par Enbridge au
quatrième trimestre de 2018, financées par l'émission
d'actions ordinaires, de tous les titres de participation en
circulation des entités détenues à titre de promoteur que nous ne
détenions pas en propriété véritable.
Les FTD ont totalisé 2 105 M$ au troisième trimestre,
soit une augmentation de 520 M$ par rapport à la période
correspondante de 2018, ce qui s'explique principalement par les
facteurs d'exploitation susmentionnés ainsi que par la baisse des
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle à la
suite du rachat, par Enbridge, des titres détenus dans le public
des entités détenues à titre de promoteur au quatrième trimestre de
2018.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci‑après présente
l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une
analyse.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS
Enbridge continue de bien progresser dans l'exécution de son
programme d'investissement de croissance garanti de 19 G$, qui
comprend environ 2,5 G$ de projets garantis obtenus depuis le
début de l'exercice et qui amèneront une croissance très
transparente à court et à moyen terme. Les projets particuliers qui
constituent le programme garanti sont déployés sur des territoires
et des plateformes commerciales variés et s'appuient tous sur des
contrats d'achat ferme à long terme, des accords fondés sur le coût
du service ou des ententes commerciales à faible risque
similaires.
La société continue de prévoir la mise en service de plusieurs
projets de croissance en 2019, y compris l'investissement de 0,7 G$
US dans le pipeline Gray Oak, le
projet éolien extracôtier Hohe See de 1,1 G$ en Allemagne et le
tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3 en
fonction des droits provisoires (ainsi qu'il est commenté ci
après).
Le pipeline Gray Oak devrait être
terminé d'ici la fin de l'exercice et l'augmentation des volumes au
premier trimestre de 2020 fournira une capacité supplémentaire de
transport de pétrole brut hors du bassin permien aux termes de
contrats d'achat ferme.
Le projet éolien extracôtier Hohe See de 497 MW, en mer du
Nord allemande, est entré en exploitation en octobre et les
éoliennes sont connectées au réseau et l'alimentent.
L'agrandissement adjacent d'une capacité de 112 MW, Albatros,
se poursuit comme prévu; toutes les éoliennes sont en place et
l'installation devrait être entièrement opérationnelle d'ici la fin
de l'exercice. L'électricité produite par le projet fera l'objet de
conventions à prix fixe à long terme d'une durée de 20 ans, ce
qui permet d'obtenir des rendements élevés s'appuyant sur un modèle
commercial à faible risque.
Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$
est un élément important du portefeuille de projets garantis de la
société. Il s'agit d'un projet d'intégrité essentiel qui permettra
d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs
principal d'Enbridge.
La société a conclu une entente commerciale avec ses expéditeurs
prévoyant des droits supplémentaires provisoires jusqu'à ce que le
tronçon américain du pipeline soit achevé, et elle prévoit aller de
l'avant avec la mise en service du tronçon canadien dans le cadre
du projet de remplacement de la canalisation 3 le
1er décembre 2019. Cette entente réitère l'engagement de
la société à construire et à exploiter un nouveau pipeline
sécuritaire de pointe. Le coût en capital du projet de
remplacement de la canalisation 3 au Canada est légèrement inférieur au
budget prévu.
Le 17 septembre, la Cour Suprême du Minnesota a rejeté tous les appels restants
visant l'EIE et a rétabli par le fait même la compétence de la
MNPUC pour remédier aux lacunes décelées antérieurement dans l'EIE.
La MNPUC a indiqué son intention de recueillir des commentaires du
public et de travailler rapidement pour remédier aux lacunes de
l'EIE. Conformément à cette déclaration, lors d'une audience tenue
le 1er octobre, la MNPUC a instruit le département
du Commerce de réaliser des travaux de modélisation supplémentaires
des déversements et de présenter une EIE révisée d'ici le
9 décembre. À l'heure actuelle, Enbridge n'est pas en mesure
de déterminer le moment de la délivrance de tous les permis
nécessaires et ne pourra le faire avant la réception de
renseignements supplémentaires de la MNPUC quant à l'échéance pour
achever l'EIE et confirmer le certificat de nécessité et approuver
le tracé. Les organismes responsables de délivrer les permis dans
l'État ont, dans la mesure du possible, poursuivi leurs travaux
parallèlement à la poursuite des travaux dans le cadre de l'EIE. La
société s'attend à recevoir de l'information de la MNPUC au sujet
du processus et des échéances mis à jour, après quoi les organismes
devraient ajuster leur échéancier en fonction du processus de
la MNPUC.
Selon la date de mise en service
définitive, il existe un risque que le projet dépasse le total des
coûts estimatifs de la société, établi à 9 G$ pour l'ensemble
du projet de remplacement de la canalisation 3. Cependant, à
l'heure actuelle, la société ne prévoit aucune incidence sur le
coût en capital qui pourrait avoir des répercussions significatives
sur la situation et les perspectives financières d'Enbridge.
AUTRES ACTUALITÉS
Conclusion de contrats pour le réseau principal
Le 27 septembre, à la lumière des plaintes de certains
producteurs, la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») a décidé
qu'Enbridge ne pouvait pas offrir un service garanti aux
expéditeurs éventuels sur le réseau principal jusqu'à ce que ce
service garanti soit approuvé par la Régie. Bien que cette décision
diffère sensiblement des processus réglementaires précédents, la
Régie a indiqué que le fait de procéder à un examen réglementaire
avant l'appel de soumissions ne nuit aucunement à la capacité
d'Enbridge de proposer des contrats d'accès prioritaire à long
terme sur le réseau principal.
L'offre de contrats par Enbridge est le résultat de 18 mois
de négociations serrées avec sa clientèle diversifiée et a été
formulée pour répondre directement aux besoins de sa clientèle de
base qui recherche une stabilité tarifaire et un accès prioritaire.
Ces expéditeurs, qui représentent la majeure partie du débit du
réseau principal, continuent d'appuyer le service proposé.
Par conséquent, Enbridge prévoit déposer une demande auprès de
la Régie sollicitant l'approbation du service garanti proposé dès
que possible.
Initiatives relatives au transport de la production du BSOC
La société prévoit atteindre, d'ici la fin de l'exercice, une
capacité supplémentaire d'environ 100 kb/j sur le réseau
principal. Cette capacité supplémentaire sera atteinte sans
dépasser la capacité actuelle du réseau de la société et
conformément à ses paramètres d'exploitation grâce à la
rationalisation des créneaux d'acheminement et de réception de
pétrole brut ainsi qu'à la souplesse d'exploitation conférée par la
mise en service du tronçon canadien du projet de remplacement de la
canalisation 3, l'optimisation de la composition du brut ainsi
que la récupération de la capacité existante. Ensemble, ces
initiatives de rentabilité des capitaux permettront de répondre à
court terme au grand besoin de transport de la production du bassin
sédimentaire de l'Ouest canadien (« BSOC ») de manière
rentable.
La société a mené à terme un appel de soumissions ayant donné
lieu à une augmentation de 50 kb/j du débit du pipeline
Express. Cette augmentation permettra d'acheminer des volumes
supplémentaires hors du BSOC pour desservir le marché du PADD IV et
devrait augmenter au premier semestre de 2020.
Projets d'accès aux marchés
Le pipeline Seaway a annoncé son intention de lancer un appel de
soumissions pour une capacité supplémentaire de brut léger à
concurrence de 200 kb/j sur le réseau Seaway existant depuis
Cushing, en Oklahoma, jusqu'à la région de la côte
américaine du golfe du Mexique au Texas. Cette expansion d'un très bon rapport
coût-efficacité permettrait de soulager le goulot d'étranglement et
d'optimiser le réseau, principalement grâce à la mise à niveau des
pompes. Une nouvelle capacité initiale serait disponible vers le
milieu de 2020, et la mise en service
intégrale de l'expansion est prévue pour 2022.
Dans la région de Bakken, l'appel de soumissions pour le
pipeline Dakota Access qui a été lancé cet été a récemment été
élargi et modifié pour ajouter le terminal HFOTCO comme destination
pour les expéditeurs. Cet appel de soumissions sollicitera des
engagements supplémentaires des expéditeurs pour des services de
transport qui soutiendront une optimisation de la capacité à
concurrence de 1,1 million de barils par jour.
Dossiers tarifaires sur le transport de gaz
L'une des priorités stratégiques de la société est d'assurer des
rendements opportuns et équitables pour les immobilisations
existantes et nouvelles sur les réseaux de transport de gaz naturel
de la société aux États‑Unis. À la suite de négociations serrées au
sujet du dossier tarifaire de Texas Eastern, Enbridge a conclu un
règlement avec les expéditeurs et déposé, le 28 octobre, une
stipulation et une entente auprès de la Federal Energy Regulatory
Commission (« FERC »), dont l'approbation est attendue au
deuxième trimestre du prochain exercice. La société a de plus
entamé des discussions tarifaires avec les clients du réseau
Algonquin en vue d'arriver à un règlement préétabli pour ce
réseau.
Actualités sur les services publics
Au cours du trimestre, la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO ») a rendu sa
décision et une ordonnance relativement à la demande tarifaire de
la société pour 2019. La demande tarifaire pour 2019 a été déposée
en décembre 2018 conformément aux paramètres du modèle de
réglementation axé sur le rendement de la société approuvé par la
CÉO et représente la première année d'une durée de cinq ans. La
décision et l'ordonnance approuvaient une date d'entrée en vigueur
du 1er avril 2019 pour les tarifs de base et
l'inclusion de montants supplémentaires aux termes du module de
capitaux pour le recouvrement des investissements de capitaux
supplémentaires.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT ET LES VENTES D'ACTIFS
En 2018, Enbridge a conclu des ententes visant la vente d'actifs
non essentiels de plus de 7,8 G$. Jusqu'à maintenant, Enbridge
a reçu un produit total de 6,1 G$, y compris 0,4 G$ à la
suite de la conclusion de la vente d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick
le 1er octobre 2019
et de St. Lawrence Gas Company le
1er novembre 2019. Enbridge prévoit qu'elle
touchera la tranche résiduelle du produit relatif à la conclusion
de la vente des actifs canadiens de collecte et de traitement du
gaz naturel réglementés par la Régie au quatrième trimestre de
2019. Ces ventes procurent à la société une souplesse financière
beaucoup plus grande pour autofinancer son programme de croissance
garanti, qui comprend de nouveaux projets garantis de 2,5 G$
en 2019. Au 30 septembre, le ratio dette consolidée/BAIIA de
la société était de 4,6 fois pour les 12 derniers mois.
Ce ratio respecte amplement les paramètres de crédit à long terme
révisés de la société, soit un ratio dette/BAIIA se situant entre
4,5 fois et 5,0 fois.
La société a poursuivi l'exécution de son programme de
financement au troisième trimestre et le total des émissions de
titres de créance à terme depuis de début de l'exercice est
supérieur à 4 G$. Pour la plupart, ces émissions ont servi à
refinancer des titres à l'échéance à des taux nominaux nettement
inférieurs. Plus particulièrement, Enbridge Gas Inc. a réalisé en
août sa première émission de titres de créance à terme sur les
marchés financiers canadiens pour un total de 700 M$. Toujours
au mois d'août, Algonquin Gas Transmission, LLC a émis, dans
le cadre d'un placement privé, des billets à échéance de
10 ans d'un montant de 500 M$ US. Au début
d'octobre, Enbridge Inc. a réalisé, sur les marchés financiers
canadiens, un placement unique de billets à échéance de 10 ans
d'un montant de 1 G$.
CHANGEMENTS AU SEIN DE L'ÉQUIPE DE DIRECTION
Enbridge a annoncé aujourd'hui des changements au sein de son
équipe de direction, avec prise d'effet le 28 février 2020.
Guy Jarvis, vice-président
directeur, Oléoducs, a fait part de sa décision de prendre sa
retraite à la fin de février 2020, après près de 20 ans au sein
d'Enbridge.
M. Jarvis travaille dans le secteur de l'énergie depuis plus de
33 ans. Il a commencé sa carrière au sein d'Enbridge comme
vice-président, Services gaziers. Au fil des ans, il a occupé de
nombreux postes de direction dans les groupes Oléoducs et Relations
avec les investisseurs et risque d'entreprise, ainsi que celui de
président d'Enbridge Gas Distribution et de président, Oléoducs et
Grands projets.
« Plusieurs de ses réalisations méritent d'être soulignées », a
déclaré Al Monaco, président et chef
de la direction. « Ses efforts soutenus pour optimiser la capacité
sur le réseau principal qui se sont traduits par des volumes jamais
observés auparavant et par un niveau de sécurité des pipelines
inégalé, l'exécution de notre stratégie régionale en matière de
sables bitumineux, la réalisation du projet de remplacement de la
canalisation 3 au Canada et le
pilotage du projet visant le tronçon américain dans le cadre d'un
processus ardu, ainsi que la direction de l'exécution de notre
stratégie dans la côte américaine du golfe du Mexique. »
Conformément à notre engagement de longue date en matière de
planification de la relève, Vern Yu,
président et chef de l'exploitation, Oléoducs, a été formé pour
assurer la succession à ces fonctions, et il assumera les
responsabilités de vice-président directeur et président,
Oléoducs.
En juin 2019, M. Yu a été nommé président et chef de
l'exploitation, Oléoducs, et est responsable de l'exploitation, de
l'ingénierie et de la gestion des actifs, ainsi que du contrôle des
pipelines pour le groupe Oléoducs. Auparavant, M. Yu était
vice-président directeur et chef du développement. Au cours de sa
carrière de plus de 25 ans au sein d'Enbridge, il a occupé des
postes de direction en finance et en expansion de l'entreprise et a
dirigé les activités de développement des affaires et des marchés
pour le groupe Oléoducs. M. Yu est ingénieur professionnel et il
est titulaire d'une maîtrise en administration des affaires et d'un
baccalauréat en sciences appliquées (génie).
« M. Yu, entre autres réalisations, a mené le groupe Oléoducs
dans des moments où Enbridge connaissait les projets de croissance
les plus importants de son histoire. En sa qualité de chef du
développement, il a mené l'acquisition de Spectra Energy, d'une
valeur de 37 G$, et a dirigé l'exécution de notre stratégie
prioritaire visant à vendre des actifs non essentiels et à
simplifier la structure de notre entreprise », a déclaré
Al Monaco, président et chef de la
direction.
RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2019
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société
comptabilisés conformément aux PCGR pour le troisième trimestre de
2019.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
646
|
|
1 875
|
|
5
710
|
|
4 353
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
772
|
|
(60)
|
|
2
733
|
|
1 080
|
Distribution de
gaz
|
252
|
|
256
|
|
1
304
|
|
1 262
|
Production et
transport d'énergie renouvelable
|
82
|
|
51
|
|
300
|
|
286
|
Services
énergétiques
|
91
|
|
(96)
|
|
318
|
|
108
|
Éliminations et
divers
|
(40)
|
|
29
|
|
315
|
|
(368)
|
BAIIA
|
2
803
|
|
2 055
|
|
10
680
|
|
6 721
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
949
|
|
(90)
|
|
4
576
|
|
1 426
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
735
|
|
1 461
|
|
7
405
|
|
7 999
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels, non récurrents et hors
exploitation, ce qui permet à la direction et aux investisseurs de
comparer avec plus d'exactitude la performance de la société
d'une période à l'autre en fonction de la normalisation des
éléments qui ne sont pas représentatifs de la performance
commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées dans les
tableaux ci‑après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA ajusté, du
BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté
par action ordinaire et des FTD avec leurs équivalents les plus
proches selon les PCGR sont fournis
en annexe à la fin du présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
826
|
|
1 633
|
|
5
321
|
|
4 889
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
944
|
|
1 038
|
|
2
920
|
|
3 116
|
Distribution de
gaz
|
255
|
|
259
|
|
1
338
|
|
1 274
|
Production et
transport d'énergie renouvelable
|
82
|
|
73
|
|
305
|
|
337
|
Services
énergétiques
|
27
|
|
10
|
|
291
|
|
94
|
Éliminations et
divers
|
(26)
|
|
(55)
|
|
(90)
|
|
(181)
|
BAIIA
ajusté1,3
|
3
108
|
|
2 958
|
|
10
085
|
|
9 529
|
Investissements de
maintien
|
(293)
|
|
(324)
|
|
(741)
|
|
(783)
|
Charge
d'intérêts1
|
(666)
|
|
(705)
|
|
(2
012)
|
|
(2 060)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(94)
|
|
(71)
|
|
(305)
|
|
(228)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(50)
|
|
(302)
|
|
(150)
|
|
(901)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du
bénéfice des satellites1
|
144
|
|
90
|
|
427
|
|
267
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(94)
|
|
(287)
|
|
(268)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
53
|
|
53
|
|
139
|
|
157
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
(1)
|
|
(20)
|
|
17
|
|
42
|
FTD3
|
2
105
|
|
1 585
|
|
7
173
|
|
5 755
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
018
|
|
1 705
|
|
2
017
|
|
1 695
|
|
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
3
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté et des FTD se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Les FTD du troisième trimestre de 2019 ont augmenté de
520 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de
2018. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à
l'autre se résument comme suit :
- Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au
solide rendement d'exploitation de base, y compris un débit
supérieur, et à l'apport accru des nouveaux projets mis en service.
Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs
d'activité, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté
par secteur ci-après.
- Baisse des distributions aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables à la suite du rachat par Enbridge des titres détenus
par le public des entités détenues à titre de promoteur au
quatrième trimestre de 2018.
- Hausse des distributions sur les titres de participation en
excédent de la quote-part du bénéfice des satellites, attribuable à
une solide performance et à la mise en service de nouvelles
participations dans des satellites.
Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui
suit :
- La hausse des impôts exigibles attribuable en partie à
l'augmentation du bénéfice avant impôts.
BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté2
|
3
108
|
|
2 958
|
|
10
085
|
|
9 529
|
Amortissement
|
(844)
|
|
(799)
|
|
(2
526)
|
|
(2 452)
|
Charge
d'intérêts1
|
(651)
|
|
(682)
|
|
(1
962)
|
|
(1 981)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(377)
|
|
(212)
|
|
(1
144)
|
|
(701)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle
rachetables1
|
(16)
|
|
(238)
|
|
(53)
|
|
(721)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(94)
|
|
(287)
|
|
(272)
|
Bénéfice
ajusté2
|
1
124
|
|
933
|
|
4
113
|
|
3 402
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
|
0,55
|
|
2,04
|
|
2,01
|
|
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté se trouve en annexe au
présent communiqué.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 191 M$ au troisième
trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018.
La croissance du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs
que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et
sur le BAIIA ajusté, lesquels sont expliqués à la rubrique Flux
de trésorerie distribuables, annulée en partie par les facteurs
suivants :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison de la mise
en service de nouveaux actifs, déduction faite de la charge
d'amortissement qui n'est plus comptabilisée pour les actifs ayant
été classés comme détenus en vue de la vente ou ayant été vendus au
deuxième semestre de 2018.
- Hausse de la charge d'impôts attribuable en partie à
l'accroissement du bénéfice avant impôts et à l'augmentation du
taux d'imposition effectif. L'augmentation d'une période à l'autre
du taux d'imposition effectif s'explique en partie par le rachat
des sociétés en commandite principales aux États‑Unis, Enbridge
Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP, ce
qui a donné lieu à l'imposition de la société sur la totalité
plutôt que sur sa quote‑part de leurs bénéfices.
Le bénéfice ajusté par action du troisième trimestre de 2019 a
augmenté de 0,01 $ par rapport à celui du troisième trimestre
de 2018. Par action, l'augmentation du bénéfice ajusté
susmentionnée a été atténuée par l'émission d'environ
297 millions d'actions ordinaires pour acquérir, dans le cadre
d'opérations distinctes, tous les titres en capitaux propres en
circulation des entités détenues à titre de promoteur qu'Enbridge
ne détient pas en propriété véritable au quatrième trimestre
de 2018.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens.
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été
converti à un taux de change moyen moins élevé entre le dollar
américain et le dollar canadien au troisième trimestre de 2019
(1,32 $ CA/$ US) comparativement à la période
correspondante de 2018 (1,31 $ CA/$ US). Le bénéfice
libellé en dollars américains est en partie couvert par le
programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle
de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal1
|
1
026
|
|
952
|
|
|
2
940
|
|
2 850
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
218
|
|
214
|
|
|
648
|
|
642
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
227
|
|
169
|
|
|
708
|
|
508
|
Autres2
|
355
|
|
298
|
|
|
1
025
|
|
889
|
BAIIA
ajusté3
|
1
826
|
|
1 633
|
|
|
5
321
|
|
4 889
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna4
|
2
714
|
|
2 578
|
|
|
2
698
|
|
2 613
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
839
|
|
1 863
|
|
|
1
803
|
|
1 789
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)6
|
4,21
$
|
|
4,15 $
|
|
|
4,17
$
|
|
4,10 $
|
|
|
1
|
Le réseau
principal comprend le réseau principal au Canada et le réseau de
Lakehead, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés
séparément.
|
2
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
3
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
4
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans
l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
|
5
|
Les volumes visent
la canalisation principale d'Athabasca, la canalisation double
d'Athabasca, le pipeline Waupisoo et le pipeline Woodland et ne
comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des
sables bitumineux.
|
6
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure
partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ
45 % du total des produits du réseau principal et le taux de change
effectif moyen pour les résultats du tronçon canadien du réseau
principal pour le troisième trimestre de 2019 était de 1,19 $ US
(1,26 $ US au troisième trimestre
de 2018).
|
|
Les résultats du
tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion
des devises à l'instar des autres entreprises de la société
établies aux États‑Unis, dont les résultats sont convertis au taux
moyen sur le marché au comptant pour une période donnée.
L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie
couverte par le programme de gestion du risque financier qui
s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments
de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité
Éliminations et divers.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 193 M$
pour le troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre
correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un
trimestre à l'autre se résument comme suit :
- BAIIA ajusté tiré du réseau principal reflétant la hausse du
débit, découlant de l'offre élevée et du maintien des initiatives
d'optimisation du réseau ainsi que de l'accroissement du
TIC d'une période à l'autre. L'augmentation du BAIIA a été en
partie contrée par la baisse du taux de change sur les contrats
utilisés pour couvrir les produits du tronçon canadien du réseau
principal libellés en dollars américains.
- Croissance de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe
du Mexique et du milieu du continent découlant de la forte demande
de brut canadien dans la région de la côte américaine du golfe du
Mexique, ce qui a fait augmenter les volumes pour les pipelines de
Flanagan Sud et Seaway.
- Augmentation sous le poste « Autres » principalement
attribuable au débit élevé sur le réseau pipelinier Bakken.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
US Gas
Transmission
|
689
|
|
661
|
|
2
052
|
|
1 979
|
Transport de gaz au
Canada1
|
163
|
|
249
|
|
569
|
|
775
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
43
|
|
97
|
|
146
|
|
265
|
Autres
|
49
|
|
31
|
|
153
|
|
97
|
BAIIA
ajusté2
|
944
|
|
1 038
|
|
2
920
|
|
3 116
|
|
|
1
|
Le poste
« Transport de gaz au Canada » comprend Alliance
Pipeline, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés
séparément.
|
2
|
Un rapprochement du
BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a diminué de 94 M$ au troisième trimestre de
2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux
facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- BAIIA ajusté d'US Gas Transmission qui rend compte des apports
accrus des nouveaux pipelines mis en service vers la fin de 2018, y
compris Valley Crossing. L'accroissement du BAIIA a été en partie
annulé par les dépenses plus élevées prévues au titre de
l'intégrité ainsi que par le recul des produits d'exploitation et
la hausse des frais d'exploitation liés à l'incident sur le réseau
pipelinier de gaz naturel Texas Eastern dans le comté de
Lincoln, au Kentucky.
- BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz au Canada d'une période à l'autre rendant compte
principalement de l'absence de l'apport de l'entreprise canadienne
de collecte et de traitement de gaz naturel assujettie à la
réglementation provinciale, qui a été vendue le
1er octobre 2018, ainsi que des frais
d'exploitation plus élevés. La vente du reste des actifs
réglementés par la Régie devrait se conclure au quatrième trimestre
de 2019.
- BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États‑Unis reflétant
principalement l'absence du BAIIA de Midcoast Operating, L.P., dont
la vente a eu lieu le 1er août 2018, ainsi que le
recul du prix des marchandises se répercutant sur les marges de
fractionnement d'Aux Sable.
- Croissance du BAIIA ajusté sous le poste « Autres »
attribuable aux apports de Big Foot Oil et des gazoducs
extracôtiers, mis en service en 2018.
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
255
|
|
258
|
|
1
270
|
|
1 191
|
Autres
|
--
|
|
1
|
|
68
|
|
83
|
BAIIA
ajusté1
|
255
|
|
259
|
|
1
338
|
|
1 274
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
269
|
|
271
|
|
1
328
|
|
1 290
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
|
|
|
3
731
|
|
3 689
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
60
|
|
69
|
|
2
699
|
|
2 526
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence
de température normale4
|
97
|
|
96
|
|
2
535
|
|
2 533
|
|
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
2
|
Nombre de clients
actifs à la fin de la période de présentation.
|
3
|
Les degrés-jours
de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Conformément à la
méthodologie approuvée par la Commission de l'énergie de
l'Ontario.
|
Enbridge Gas Distribution et Union Gas ont fusionné le
1er janvier 2019. La société issue de la
fusion porte la dénomination Enbridge Gas Inc.
(« EGI »). À la suite de la fusion, les résultats
financiers d'EGI rendent compte du rendement cumulé des deux
sociétés de services publics remplacées.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement
plus élevé au premier et au quatrième trimestre en raison de la
consommation de gros volumes durant la saison de chauffage et moins
élevé au troisième trimestre puisque les volumes sont généralement
plus faibles pendant l'été. L'ampleur des fluctuations saisonnières
du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète
l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la
normale sur les volumes acheminés au cours d'un
trimestre donné.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a diminué de
4 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au
trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de
performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- BAIIA ajusté d'EGI accru en raison de l'augmentation des
charges de distribution découlant principalement de la hausse des
tarifs de distribution et de la clientèle ainsi que des synergies
réalisées dans le cadre de la fusion d'Enbridge Gas Distribution et
d'Union Gas.
- Ces hausses ont été plus que contrées par les déductions pour
amortissement accélérées reflétées dans les coûts transférés aux
clients.
Le 1er octobre 2019, la société a réalisé la
vente d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick.
PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
82
|
|
73
|
|
305
|
|
337
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production et transport d'énergie
renouvelable a augmenté de 9 M$ au troisième trimestre
de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les
principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont
résumés ci‑après :
- Ressources éoliennes plus fortes pour la majeure partie des
centrales éoliennes de la société en Amérique du Nord, en partie
annulées par la hausse des coûts de réparations à certaines
installations éoliennes aux États‑Unis.
- Apport accru du projet éolien extracôtier Rampion.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
27
|
|
10
|
|
291
|
|
94
|
|
|
|
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1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de
17 M$ au troisième trimestre de 2019 par rapport au trimestre
correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un
trimestre à l'autre se résument comme suit :
- Augmentation de l'apport au BAIIA des installations de pétrole
brut du secteur Services énergétiques attribuable à l'élargissement
de certains différentiels d'emplacement et de qualité au deuxième
semestre de 2018 et au premier
trimestre de 2019, ce qui a rehaussé les possibilités de dégager
les marges de transport bénéficiaires réalisées en 2019.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
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Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
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2019
|
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2018
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2019
|
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2018
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(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
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Exploitation et
administration
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24
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4
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76
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(27)
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Règlements de
couvertures de change réalisés
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(50)
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(59)
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(166)
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(154)
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Perte ajustée
avant intérêts, impôts et
amortissement1
|
(26)
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(55)
|
|
(90)
|
|
(181)
|
|
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Les charges d'exploitation et d'administration attribuables à
cette unité englobent le coût des services centralisés (y compris
l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des
montants recouvrés auprès d'unités fonctionnelles pour la
prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été précisé,
le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité est
converti aux taux de change moyens du trimestre. L'effet de
compensation des règlements effectués aux termes du programme de
couverture du change de la société est constaté dans les résultats
de cette unité.
La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement de
l'unité Éliminations et divers a diminué de 29 M$ au troisième
trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant
de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre
à l'autre sont résumés ci‑après :
- Baisse des charges d'exploitation et d'administration en
2019.
- Baisse des pertes réalisées sur les règlements de couverture du
change principalement attribuables à l'écart favorable entre le
taux de change moyen de 1,32 $ au troisième trimestre de 2019
(1,31 $ au troisième trimestre de 2018)
et le taux de couverture au troisième trimestre de 2019 de
1,24 $ (1,16 $ au troisième trimestre de 2018),
contrebalancée en partie par la hausse du montant nominal des
dérivés de change.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 8 novembre 2019 à 9 h, heure de l'Est (7 h,
heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale
de la société et passer en revue les résultats financiers du
troisième trimestre de 2019. Analystes, membres des médias et
autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent
composer sans frais le 877 930-8043, ou le 253 336-7522
en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi
que le code d'accès 1219978#. La conférence sera diffusée en
direct sur Internet à l'adresse
https://edge.media-server.com/mmc/p/2zy7rez2. 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 1219978#).
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 5 novembre 2019, notre conseil d'administration a
déclaré les dividendes trimestriels ci‑après. Tous les dividendes
sont payables le 1er décembre 2019 aux actionnaires
inscrits le 15 novembre 2019.
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Dividende
par action
|
Actions
ordinaires
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0,73800 $
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Actions privilégiées,
série A
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0,34375 $
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Actions privilégiées,
série B
|
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0,21340 $
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Actions privilégiées,
série C1
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0,25243 $
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Actions privilégiées,
série D
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0,27875 $
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|
Actions privilégiées,
série F
|
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|
0,29306 $
|
|
Actions privilégiées,
série H
|
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|
0,27350 $
|
|
Actions privilégiées,
série J
|
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0,30540 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série L
|
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0,30993 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série N
|
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|
0,31788 $
|
|
Actions privilégiées,
série P2
|
|
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|
|
0,27369 $
|
|
Actions privilégiées,
série R3
|
|
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|
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|
|
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|
|
|
0,25456 $
|
|
Actions privilégiées,
série 1
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
0,37182 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série 34
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,23356 $
|
|
Actions privilégiées,
série 55
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,33596 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série 76
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
0,27806 $
|
|
Actions privilégiées,
série 9
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 15
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 17
|
|
|
|
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|
|
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|
0,32188 $
|
|
Actions privilégiées,
série 19
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,30625 $
|
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|
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a été
réduit pour passer de 0,25459 $ à 0,25395 $
le 1er mars 2019, majoré pour passer de
0,25395 $ à 0,25647 $ le 1er juin 2019, puis
ramené de 0,25647 $ à 0,25243 $ le
1er septembre 2019 en raison de la refixation du
taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions
privilégiées de série C.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série P a été
majoré pour passer de 0,25000 $ à 0,27369 $
le 1er mars 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le 1er mars
2019 et tous les cinq ans par la suite.
|
3
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série R a été
majoré pour passer de 0,25000 $ à 0,25456 $
le 1er juin 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le 1er juin
2019 et tous les cinq ans par la suite.
|
4
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 3 a été
réduit pour passer de 0,25000 $ à 0,23356 $
le 1er septembre 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er septembre 2019 et tous les cinq ans par
la suite.
|
5
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 5 a été
majoré pour passer de 0,27500 $ US à
0,33596 $ US le 1er mars 2019,
en raison de la refixation du taux de dividende annuel le
1er mars 2019 et tous les cinq ans par
la suite.
|
6
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 7 a été
majoré pour passer de 0,27500 $ à 0,27806 $
le 1er mars 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le 1er mars
2019 et tous les cinq ans par la suite.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué
renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui
visent à fournir des renseignements sur la société, ses filiales et
ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la
direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses
filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à
d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se
reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir »,
« s'attendre à », « projeter »,
« estimer », « prévoir »,
« planifier », « viser », « cibler »,
« croire » et autres termes du genre qui laissent
entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines
perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par
renvoi contiennent de l'information ou des déclarations
prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : le BAIIA
prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou
le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte)
prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action;
les FTD ou les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la
vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources
de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les
paramètres de crédit et le niveau de la dette par rapport au BAIIA
prévus; le coût du capital prévu et les coûts prévus des projets
annoncés et des projets en construction; les dates prévues de mise
en service des projets annoncés et des projets en construction; les
dépenses d'investissement prévues; les exigences de financement par
capitaux propres prévues à l'égard du programme de croissance
garanti sur le plan commercial de la société; les possibilités de
croissance et d'expansion futures prévues, y compris les plans
d'optimisation; la capacité prévue des coentrepreneurs de la
société à terminer et à financer les projets en construction; la
conclusion prévue et le moment prévu des acquisitions et des
cessions; les futures mesures que prendront les organismes de
réglementation et les tribunaux; les prévisions en matière de prix
des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les attentes
quant à l'incidence des opérations, y compris les
opérations réalisées en vue de simplifier la structure
organisationnelle de la société; le lancement envisagé d'appels de
soumissions, y compris les conditions et les échéances de ceux-ci;
les discussions et les dépôts de dossiers de droits de péage et de
tarifs, y compris les contrats conclus pour le réseau principal; et
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 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; la réussite des plans d'intégration; 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 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 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 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 d'investissement estimatives :
la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des
matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des
taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux;
l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence
des conditions météorologiques et l'approbation par les clients, le
gouvernement et les organismes de réglementation des calendriers de
construction et de mise en service et les régimes de
recouvrement des coûts.
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, 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 acquisitions et des cessions, des
litiges, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces
derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des taux de change, des taux d'intérêt, des
prix des marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la
demande des marchandises, notamment les risques et incertitudes
dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres
documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs
mobilières au Canada et aux
États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence
de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un
énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et
que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par
la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment
ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes,
Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un
énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. 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 les
secteurs des services publics et de production d'énergie, qui
desservent près de 3,7 millions de clients du marché de détail
en Ontario et au Québec et
produisent 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, non récurrents ou hors
exploitation des données sectorielles et consolidées. La direction
se sert du BAIIA ajusté pour établir ses cibles et évaluer la
performance de la société et de ses secteurs d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pris en
compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels,
non récurrents ou hors exploitation relatifs à la charge
d'amortissement, à la charge d'intérêts, aux impôts sur les
bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux
participations ne donnant pas le contrôle rachetables sur une base
consolidée. La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre
mesure de la capacité de la société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation avant l'incidence des variations
des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations
des passifs environnementaux), déduction faite des distributions
aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations
ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les
actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que
des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou
hors exploitation. La direction se sert des FTD pour évaluer la
performance de la société et pour établir ses cibles de versement
de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures
financières non conformes aux PCGR prospectives et des mesures
conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté et de
l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus
particulièrement en ce qui a trait à certains passifs éventuels et
aux gains et pertes hors trésorerie non réalisés liés à la juste
valeur d'instruments financiers dérivés touchée par les variations
du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un
rapprochement des mesures financières prospectives non conformes
aux PCGR sans effort déraisonnable.
Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont des
mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des
principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR
des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures
conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne
sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par
d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR et des mesures conformes aux PCGR
comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR -
BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
646
|
|
1 875
|
|
5
710
|
|
4 353
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
772
|
|
(60)
|
|
2
733
|
|
1 080
|
Distribution de
gaz
|
252
|
|
256
|
|
1
304
|
|
1 262
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
82
|
|
51
|
|
300
|
|
286
|
Services
énergétiques
|
91
|
|
(96)
|
|
318
|
|
108
|
Éliminations et
divers
|
(40)
|
|
29
|
|
315
|
|
(368)
|
BAIIA
|
2
803
|
|
2 055
|
|
10
680
|
|
6 721
|
Amortissement
|
(844)
|
|
(799)
|
|
(2
526)
|
|
(2 452)
|
Charge
d'intérêts
|
(644)
|
|
(696)
|
|
(1
966)
|
|
(2 042)
|
Charge
d'impôts
|
(255)
|
|
(347)
|
|
(1
275)
|
|
(177)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas
le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(15)
|
|
(209)
|
|
(50)
|
|
(352)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(94)
|
|
(287)
|
|
(272)
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
949
|
|
(90)
|
|
4
576
|
|
1 426
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
826
|
|
1 633
|
|
5
321
|
|
4 889
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
944
|
|
1 038
|
|
2
920
|
|
3 116
|
Distribution de
gaz
|
255
|
|
259
|
|
1
338
|
|
1 274
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
82
|
|
73
|
|
305
|
|
337
|
Services
énergétiques
|
27
|
|
10
|
|
291
|
|
94
|
Éliminations et
divers
|
(26)
|
|
(55)
|
|
(90)
|
|
(181)
|
BAIIA ajusté
|
3
108
|
|
2 958
|
|
10
085
|
|
9 529
|
Amortissement
|
(844)
|
|
(799)
|
|
(2
526)
|
|
(2 452)
|
Charge
d'intérêts
|
(651)
|
|
(682)
|
|
(1
962)
|
|
(1 981)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(377)
|
|
(212)
|
|
(1
144)
|
|
(701)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(16)
|
|
(238)
|
|
(53)
|
|
(721)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(94)
|
|
(287)
|
|
(272)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
124
|
|
933
|
|
4
113
|
|
3 402
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,56
|
|
0,55
|
|
2,04
|
|
2,01
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
|
2
803
|
|
2 055
|
|
10
680
|
|
6 721
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
79
|
|
(264)
|
|
(1
052)
|
|
295
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
105
|
|
1 019
|
|
105
|
|
2 086
|
Perte à la vente
d'actifs
|
--
|
|
94
|
|
--
|
|
94
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
23
|
|
17
|
|
88
|
|
143
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
|
45
|
|
--
|
|
65
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
62
|
|
--
|
|
62
|
|
33
|
Réduction de valeur
des stocks au moindre du coût
et de la valeur de marché
|
27
|
|
7
|
|
171
|
|
23
|
Autres
|
9
|
|
(15)
|
|
31
|
|
69
|
Total des éléments
d'ajustement
|
305
|
|
903
|
|
(595)
|
|
2 808
|
BAIIA ajusté
|
3
108
|
|
2 958
|
|
10
085
|
|
9 529
|
Amortissement
|
(844)
|
|
(799)
|
|
(2
526)
|
|
(2 452)
|
Charge
d'intérêts
|
(644)
|
|
(696)
|
|
(1
966)
|
|
(2 042)
|
Charge
d'impôts
|
(255)
|
|
(347)
|
|
(1
275)
|
|
(177)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant
pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(15)
|
|
(209)
|
|
(50)
|
|
(352)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(94)
|
|
(287)
|
|
(272)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêt
|
(7)
|
|
14
|
|
4
|
|
61
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(122)
|
|
135
|
|
131
|
|
(524)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(1)
|
|
(29)
|
|
(3)
|
|
(369)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
124
|
|
933
|
|
4
113
|
|
3 402
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,56
|
|
0,55
|
|
2,04
|
|
2,01
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA PAR
SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1
826
|
|
1 633
|
|
5
321
|
|
4 889
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
(180)
|
|
211
|
|
390
|
|
(362)
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs -
actif détenu en vue de la vente
|
--
|
|
--
|
|
--
|
|
(154)
|
Gain à la vente de
tuyaux
|
--
|
|
28
|
|
--
|
|
28
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
--
|
|
3
|
|
--
|
|
(25)
|
Autres
|
--
|
|
--
|
|
(1)
|
|
(23)
|
Total des
ajustements
|
(180)
|
|
242
|
|
389
|
|
(536)
|
BAIIA
|
1
646
|
|
1 875
|
|
5
710
|
|
4 353
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
944
|
|
1 038
|
|
2
920
|
|
3 116
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
--
|
|
23
|
|
--
|
|
25
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs -
secteur intermédiaire aux États-Unis
|
--
|
|
(1 019)
|
|
--
|
|
(1 932)
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs -
US Gas Transmission
|
(105)
|
|
--
|
|
(105)
|
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
(62)
|
|
--
|
|
(62)
|
|
--
|
Perte à la vente
d'actifs
|
--
|
|
(74)
|
|
--
|
|
(74)
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
|
(20)
|
|
--
|
|
(20)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
--
|
|
(3)
|
|
--
|
|
(10)
|
Autres
|
(5)
|
|
(5)
|
|
(20)
|
|
(25)
|
Total des
ajustements
|
(172)
|
|
(1 098)
|
|
(187)
|
|
(2 036)
|
BAIIA
|
772
|
|
(60)
|
|
2
733
|
|
1 080
|
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
255
|
|
259
|
|
|
1
338
|
|
1 274
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
1
|
|
--
|
|
|
9
|
|
3
|
Ajustement à la
quote-part du bénéfice des satellites de Noverco Inc.
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
(9)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
(4)
|
|
(3)
|
|
|
(43)
|
|
(6)
|
Total des
ajustements
|
(3)
|
|
(3)
|
|
|
(34)
|
|
(12)
|
BAIIA
|
252
|
|
256
|
|
|
1
304
|
|
1 262
|
PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
82
|
|
73
|
|
|
305
|
|
337
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
--
|
|
(2)
|
|
|
2
|
|
2
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
(33)
|
Perte à la vente
d'actifs
|
--
|
|
(20)
|
|
|
--
|
|
(20)
|
Autres
|
--
|
|
--
|
|
|
(7)
|
|
--
|
Total des
ajustements
|
--
|
|
(22)
|
|
|
(5)
|
|
(51)
|
BAIIA
|
82
|
|
51
|
|
|
300
|
|
286
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non audités,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
27
|
|
10
|
|
|
291
|
|
94
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la
juste valeur d'instruments dérivés
|
91
|
|
(99)
|
|
|
198
|
|
37
|
Réduction de valeur
des stocks en fonction du coût
ou de la valeur de marché, selon le moins élevé des deux
montants
|
(27)
|
|
(7)
|
|
|
(171)
|
|
(23)
|
Total des
ajustements
|
64
|
|
(106)
|
|
|
27
|
|
14
|
BAIIA
|
91
|
|
(96)
|
|
|
318
|
|
108
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
(26)
|
|
(55)
|
|
|
(90)
|
|
(181)
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
9
|
|
131
|
|
|
453
|
|
--
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
|
(25)
|
|
|
--
|
|
(45)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux
salariés et coûts de transition et de restructuration
|
(19)
|
|
(14)
|
|
|
(45)
|
|
(102)
|
Autres
|
(4)
|
|
(8)
|
|
|
(3)
|
|
(40)
|
Total des
ajustements
|
(14)
|
|
84
|
|
|
405
|
|
(187)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
(40)
|
|
29
|
|
|
315
|
|
(368)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - RENTRÉES
DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
ET FTD
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois closes les
30 septembre
|
|
2019
|
|
2018
|
|
|
2019
|
|
2018
|
(non
audités, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2
735
|
|
1 461
|
|
|
7
405
|
|
7 999
|
Montant ajusté pour les
variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
(228)
|
|
657
|
|
|
451
|
|
(943)
|
|
2
507
|
|
2 118
|
|
|
7
856
|
|
7 056
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables4
|
(50)
|
|
(302)
|
|
|
(150)
|
|
(901)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
|
(94)
|
|
|
(287)
|
|
(268)
|
Investissements de
maintien2
|
(293)
|
|
(324)
|
|
|
(741)
|
|
(783)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées
dans les produits3
|
53
|
|
53
|
|
|
139
|
|
157
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées
aux salariés et coûts de transition et de
restructuration
|
20
|
|
19
|
|
|
91
|
|
189
|
Coûts de transaction
liés à la monétisation d'actifs
|
--
|
|
64
|
|
|
--
|
|
84
|
Distributions
provenant des participations dans
des satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs4
|
17
|
|
112
|
|
|
207
|
|
312
|
Autres
éléments
|
(53)
|
|
(61)
|
|
|
58
|
|
(91)
|
FTD
|
2
105
|
|
1 585
|
|
|
7
173
|
|
5 755
|
|
|
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.