CALGARY, AB, le 11 févr. 2022
/CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé
aujourd'hui de solides résultats financiers pour
l'exercice 2021, confirmé ses perspectives financières pour
2022 et présenté un compte rendu
trimestriel.
Points saillants
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars
canadiens, à moins d'indication contraire. L'astérisque (*)
signale une mesure financière non conforme aux PCGR; veuillez vous
reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR » du présent communiqué.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 5,8 G$, ou 2,87 $ par action
ordinaire, pour l'exercice, comparativement à un bénéfice conforme
aux PCGR de 3,0 G$ ou 1,48 $ par action ordinaire en 2020
- Bénéfice ajusté de 5,6 G$, ou 2,74 $ par action ordinaire,
comparativement à 4,9 G$ ou 2,42 $ par action ordinaire en
2020
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 14,0 G$, comparativement à 13,3 G$ en 2020
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
9,3 G$, comparativement à 9,8 G$ en 2020
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 10,0 G$, ou 4,96
$ par action ordinaire, comparativement à 9,4 G$ ou 4,67 $ par
action ordinaire en 2020
- Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 15,0 G$ à 15,6
G$ pour le BAIIA et de 5,20 $ à 5,50 $ pour les FTD par action pour
l'exercice 2022
- Majoration du dividende trimestriel de 3 % en 2022, pour le
porter à 0,86 $ (3,44 $ annuellement) par action, soit une hausse
annuelle pour la 27e année d'affilée
- Mise en service de projets d'investissement d'une valeur
d'environ 10 G$ en 2021, qui devraient générer une croissance
appréciable du BAIIA en 2022
- Progression du programme en cours d'investissement de
croissance garanti de 10 G$, à l'appui de la croissance de 5 % à 7
% des FTD par action jusqu'en 2024
- Clôture de l'acquisition précédemment annoncée de 3,0 G$ US de
Moda Midstream Operating LLC, y compris l'Ingleside Energy
Center
- Annonce de la deuxième phase du
programme de modernisation du réseau Texas Eastern, d'un montant de
0,4 G$ US, visant à électrifier les stations de compression
vieillissantes, à augmenter la sécurité et la fiabilité et à
réduire les émissions
- Annonce de la deuxième phase de
l'expansion du réseau Appalachia to Market, d'un montant de 0,1 G$
US, afin d'étendre l'approvisionnement en gaz naturel dans le
nord-est des États-Unis pour répondre à la demande locale en
croissance
- Signature d'une entente préalable de transport par pipeline
avec Texas LNG Brownsville LLC prévoyant le prolongement, au coût
de 0,4 G$ US, du pipeline Valley Crossing afin d'approvisionner son
terminal d'exportation de GNL
- Conclusion d'un protocole d'entente avec Lehigh Cement et
annonce de lettres d'intention avec des nations autochtones locales
pour développer le projet de carrefour du carbone à accès ouvert de
Wabamun
- Progression dans la mise en œuvre des priorités en matière
d'ESG en donnant suite aux programmes de réduction des émissions et
en augmentant la diversité au sein de la haute direction d'Enbridge
et de son conseil d'administration
- Annonce de mesures
supplémentaires pour mieux arrimer nos activités à nos objectifs de
carboneutralité pour nos émissions
- Conclusion de la vente précédemment annoncée, d'un montant de
1,1 G$, de la participation d'Enbridge dans Noverco Inc. (« Noverco
»), afin de rehausser la souplesse financière
- Annonce de l'approbation par la
Bourse de Toronto (« TSX ») de
l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités
d'Enbridge (l'« offre de rachat ») à concurrence de 1,5 G$
- Émission sur les marchés des titres de créance canadiens de
titres de créance hybrides à échéance de 60 ans d'un montant de 750
M$, dont le produit servira à rembourser les actions privilégiées
de série 17 d'Enbridge Inc. d'un montant de 750 M$
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Al Monaco, président et chef de
la direction, a formulé les commentaires suivants :
« La dernière année a encore une fois démontré l'importance
d'une énergie fiable et abordable pour le bien-être social et
économique du monde entier. S'il est clair que nous devons réduire
les émissions mondiales pour atteindre nos objectifs climatiques,
il est également important d'effectuer une transition prudente de
nos systèmes énergétiques en assurant un approvisionnement adéquat
en énergie conventionnelle, tout en augmentant les formes d'énergie
à faibles émissions de carbone. Cette approche oriente les
stratégies d'Enbridge, y compris les investissements dans les
ressources renouvelables et les infrastructures à faibles émissions
de carbone, et l'établissement de cibles de réduction des émissions
à court terme et de carboneutralité d'ici 2050.
« Pour Enbridge, 2021 a été une année charnière; nous avons
enregistré un excellent rendement en matière de sécurité et
d'exploitation et de solides résultats financiers, fait progresser
nos priorités stratégiques et renforcé le positionnement
concurrentiel de nos entreprises conventionnelles et à faibles
émissions de carbone.
« Sur le plan opérationnel, chacune de nos entreprises a
obtenu de bons résultats, grâce au rebond de l'économie mondiale, à
la demande des clients et au rôle crucial que jouent nos actifs
dans l'approvisionnement énergétique essentiel. Dans le cadre de
notre programme d'investissement de croissance, nous avons mis en
service des projets d'une valeur de 10 G$, y compris le
projet de remplacement de la canalisation 3, qui générera une
augmentation marquée des flux de trésorerie en 2022 et jettera les bases d'une croissance
future.
« Sur le plan financier, nous avons affiché de solides
résultats qui se situent dans la tranche supérieure de la
fourchette des FTD par action pour l'exercice. Nous avons par
ailleurs réalisé la vente d'actifs non essentiels d'une valeur de
1,2 G$ à des valorisations attrayantes, y compris Noverco, ce
qui rehaussera notre souplesse financière. En tenant compte des
flux de trésorerie provenant de projets nouvellement mis en
service, nous prévoyons que notre endettement se retrouvera dans la
tranche inférieure de notre fourchette cible en 2022.
« Nous avons également fait progresser nos priorités
stratégiques en ajoutant des capitaux de 2 G$ à notre carnet
de projets de croissance garantis sur le plan commercial pour de
nouvelles infrastructures conventionnelles et à faibles émissions
de carbone et mis en œuvre nos stratégies d'exportation de gaz
naturel et de pétrole brut.
« Dans le secteur Oléoducs, nous avons réalisé
l'acquisition de l'Ingleside Energy Center, la principale
plateforme d'exportation de pétrole brut léger en Amérique du Nord,
qui présente un potentiel de croissance organique de plus de
1 G$ pour les ressources énergétiques conventionnelles et à
faible teneur en carbone. Alors que
nous entamons 2022, nos plans progressent en vue d'accroître la
capacité d'exportation d'Ingleside
avec l'ajout de 60 MW d'énergie solaire sur place, ce qui
permettra à l'installation d'atteindre des émissions
nettes négatives.
« Nous mettons également en œuvre notre stratégie de
captage du carbone. À cet égard, nous avons récemment annoncé des
partenariats et une collaboration avec Capital Power, Lehigh Cement
et des collectivités autochtones en vue de l'établissement d'un
carrefour de captage et de stockage du carbone dans la région du
centre de l'Alberta qui présente
la possibilité de séquestration de près de 4 millions de
tonnes de CO2 par année. Le captage et le stockage du
carbone seront essentiels à l'atteinte des objectifs de réduction
des émissions à l'échelle mondiale, et nous sommes ravis de mettre
à profit notre expertise et notre empreinte avec d'excellents
partenaires.
« Dans le secteur Transport de gaz, notre projet de
prolongement Cameron est entré en service pour alimenter
l'installation de GNL de Calcasieu Pass, et l'entente que nous
avons conclue avec Texas LNG rehausse nos possibilités
d'exportation vers la côte américaine du golfe du Mexique. Dans
l'Ouest canadien, notre gazoduc B.C. Pipeline fait avancer un
projet d'expansion de 2,5 G$ visant à desservir la côte Ouest
et à répondre à la croissance de la demande sur le
marché local. Par ailleurs, nous mettons en œuvre notre
programme de modernisation de plusieurs milliards de dollars du
réseau Texas Eastern en vue de mettre à niveau et d'électrifier des
stations de compression supplémentaires, ce qui améliorera la
sécurité et la performance du réseau et permettra la réduction des
émissions.
« Notre entreprise de distribution de gaz a ajouté plus de
40 000 clients de gaz naturel l'an dernier et nous avons
continué de développer de nouveaux projets à faibles émissions de
carbone qui cadrent bien avec notre modèle commercial à faible
risque et qui réduisent les émissions pour nos clients. Nous
avons maintenant sept projets de gaz naturel renouvelable en
exploitation ou en construction avec un bon carnet de nouveaux
projets en développement. Notre nouvelle installation d'intégration
d'hydrogène à Markham, la première
installation du genre en Amérique du Nord, est maintenant en
exploitation.
« Notre entreprise d'énergie renouvelable progresse comme
prévu dans la construction de quatre projets éoliens extracôtiers
en France, y compris notre
première installation éolienne flottante, et le premier parc éolien
devrait entrer en service d'ici la fin de l'exercice. En Amérique
du Nord, dix autres projets d'énergie solaire autonome sont en
construction le long de nos oléoducs et de nos gazoducs. Ils
produiront près de 100 MW d'énergie renouvelable et
contribueront à réduire davantage nos émissions.
« Tout au long de 2021, nous avons démontré de façon plus
soutenue que nous sommes un chef de file à tous les égards en
matière d'environnement, de société et de gouvernance. Nous avons
intégré nos objectifs dans notre cadre d'affaires et d'affectation
du capital et avons aligné ces programmes sur la rémunération à
l'échelle de notre organisation. Sur le plan de nos objectifs de
diversité et d'inclusion, nous avons accru la diversité à tous les
échelons de la société, y compris au sein du conseil
d'administration. De plus, nous progressons bien vers la
réalisation de nos objectifs à moyen et à long terme en matière
d'émissions dans l'ensemble de nos activités. Nous avons également
ajouté de nouvelles mesures des émissions de portée 3 afin de
connaître l'ampleur de ces émissions générées par l'énergie que
nous livrons ainsi que notre contribution à la réduction des
émissions à l'échelle mondiale au moyen de programmes de gestion de
la demande et d'investissements accrus dans l'énergie renouvelable
et à faibles émissions de carbone. Nos programmes de gestion de la
demande de services publics, par exemple, ont aidé nos clients à
éviter l'émission de 55 millions de tonnes de gaz à effet de serre
au cours des 26 dernières années.
« Comme nos actionnaires et autres parties prenantes le
savent, nous nous sommes engagés à être un chef de file de
l'approvisionnement durable en énergie abordable, fiable et
sécuritaire pour des millions de personnes en Amérique du Nord et
dans le monde. Nous reconnaissons que notre statut de leader du
secteur s'accompagne également d'une responsabilité d'amélioration
continue, c'est pourquoi nous nous engageons à adopter de nouvelles
mesures qui arriment mieux nos activités aux cibles de réduction
des émissions que nous avons établies à la fin de 2020.
« Nous assurer que la prise de décisions d'investissement
reflète nos objectifs à moyen et à long terme, collaborer avec les
maillons de notre chaîne d'approvisionnement pour réduire les
émissions de portée 3 et établir des partenariats pour promouvoir
les faibles émissions de carbone de façon à stimuler l'innovation
dans l'ensemble de nos activités font partie de ces nouvelles
mesures. Nous continuerons également à travailler de façon
proactive avec les organisations à l'élaboration de lignes
directrices basées sur la science pour établir des cibles
d'émissions dans le secteur intermédiaire et en mai, notre
21ᵉ rapport annuel sur le développement durable comprendra une
analyse de scénarios visant la carboneutralité pour nos
émissions.
« En 2022, nous sommes en bonne position pour faire croître
le BAIIA et les FTD par action de plus de 8 %. L'exécution de
notre programme de croissance garanti et la croissance intrinsèque
soutiennent une croissance annuelle composée des flux de trésorerie
distribuables par action de 5 % à 7 % de 2021 à
2024. Ces perspectives de croissance visible des flux de trésorerie
et un bilan sain soutiennent notre 27e majoration
consécutive du dividende, ce qui réitère l'importance que nous
accordons au remboursement de capital dans le cadre de notre
proposition de valeur pour les actionnaires.
« Pour notre horizon de planification de trois ans, nous
prévoyons disposer d'une capacité d'investissement annuelle de
l'ordre de 5 G$ à 6 G$, dont une tranche de 3 G$ à
4 G$ sera affectée en priorité aux investissements
s'apparentant à un service public. La tranche restante de 2 G$
sera affectée aux autres occasions les plus favorables, y compris
les rachats d'actions. Notre récente offre publique de rachat dans
le cours normal des activités nous permet de disposer de la
souplesse nécessaire pour racheter des actions ordinaires à
concurrence de 1,5 G$ et crée un moyen supplémentaire de
rembourser le capital aux actionnaires, tout en augmentant le
bénéfice par action et les flux de trésorerie distribuables.
« La forte demande à l'égard de la capacité de notre réseau
et l'exécution de notre programme d'investissement garanti
continuent de favoriser des flux de trésorerie stables et
croissants. Alors que nous nous tournons vers l'avenir, les
occasions de croissance intrinsèque pour les sources d'énergie
conventionnelle et à faibles émissions de carbone pour l'ensemble
de nos actifs, ainsi que notre approche rigoureuse en matière
d'investissement, offrent à nos actionnaires des perspectives de
croissance et une proposition de valeur attrayantes.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres et des exercices clos
les 31 décembre 2021 et 2020
sont résumés dans le tableau ci-après :
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants par action;
nombre d'actions en millions)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR
|
1
840
|
1 775
|
|
5
816
|
2 983
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,91
|
0,88
|
|
2,87
|
1,48
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
302
|
2 254
|
|
9
256
|
9 781
|
BAIIA ajusté1
|
3
687
|
3 201
|
|
14
001
|
13 273
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
376
|
1 132
|
|
5
551
|
4 894
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,68
|
0,56
|
|
2,74
|
2,42
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
487
|
2 209
|
|
10
041
|
9 440
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
024
|
2 022
|
|
2
023
|
2 020
|
1 Mesures
financières non conformes aux PCGR. Veuillez vous
reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR » du présent communiqué.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR a augmenté de 65 M$, ou 0,03 $ par
action, au quatrième trimestre de 2021, par rapport à la
période correspondante de 2020.
Pour l'exercice 2021, le bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de
2,8 G$, ou 1,39 $ par action, par rapport à
l'exercice 2020.
La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit
l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le
tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du
présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion
annuel de 2021 déposé de concert avec les états financiers de
l'exercice pour un commentaire détaillé sur les résultats
financiers conformes aux PCGR.
Au quatrième trimestre de 2021, le bénéfice ajusté a augmenté de
244 M$, ou 0,12 $ par action, principalement en raison de
l'incidence nette des facteurs d'exploitation commentés ci-après.
Cette hausse a été contrebalancée par la charge d'amortissement
accrue sur les nouveaux actifs mis en service en 2021, y compris le
tronçon américain dans le cadre du projet de remplacement de la
canalisation 3 mis en service au début du quatrième trimestre
et Enbridge Ingleside Energy Center, dont l'acquisition a eu lieu à
la mi-octobre.
Le bénéfice ajusté de l'exercice 2021 s'est accru de
657 M$, ou 0,32 $ par action, surtout en raison de
l'incidence nette des facteurs d'exploitation décrits ci-dessous,
ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court
terme et de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar
américain sur la conversion de la charge d'intérêts libellée en
dollars américains. Ce facteur a été annulé en partie par la charge
d'amortissement accrue sur les nouveaux actifs mis en service
en 2021.
Pour le quatrième trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a augmenté
de 486 M$ comparativement à la période correspondante de 2020,
ce qui s'explique principalement par l'apport du tronçon américain
du projet de remplacement de la canalisation 3 et par
l'acquisition d'Enbridge Ingleside Energy Center. Par ailleurs, les
résultats ont subi l'effet de l'affaiblissement du dollar
américain, qui influe négativement sur la conversion du BAIIA
libellé en dollars américains de la société. Le taux de change
moyen entre le dollar américain et le dollar canadien a baissé
d'environ 3 % pour passer de 1,30 $ au quatrième
trimestre de 2020 à 1,26 $ au quatrième trimestre de 2021. Le
programme de gestion des risques financiers à l'échelle de
l'entreprise d'Enbridge a atténué partiellement l'incidence de
l'affaiblissement du dollar américain par le truchement du
programme de couverture du change de la société.
Pour l'exercice 2021, le BAIIA ajusté a augmenté de 728 M$
par rapport à celui de l'exercice 2020. Cette hausse
s'explique principalement par les facteurs décrits ci-dessus et est
annulé en partie par l'apport moins élevé du secteur Services
énergétiques. Le taux de change moyen entre le dollar américain et
le dollar canadien a baissé d'environ 7 % pour passer de
1,34 $ pour l'exercice 2020 à 1,25 $ pour
l'exercice 2021.
Les FTD du quatrième trimestre, qui se sont établis à
2,5 G$, ont augmenté de 278 M$ comparativement au
quatrième trimestre de 2020, principalement en raison de
l'incidence des facteurs d'exploitation susmentionnés, hausse
contrebalancée par l'augmentation des impôts en trésorerie pour le
trimestre et par la baisse de l'excédent des distributions en
trésorerie sur la quote-part du bénéfice des satellites.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, les FTD se sont
établis à 10,0 G$, en hausse de 601 M$ par rapport à
2020, en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ainsi que
de la baisse des dépenses d'investissement de maintien,
principalement liées aux services publics, de la charge d'intérêts
moins élevée et de la baisse de l'excédent des distributions
en trésorerie sur la quote-part du bénéfice des satellites.
Outre les éléments dont il est question ci-dessus, le BAIIA
ajusté, le bénéfice ajusté et les FTD ont tous été touchés par la
constatation, au quatrième trimestre, d'une provision au titre du
tarif international conjoint (« TIC ») pour les volumes
expédiés sur le réseau principal entre le
1er juillet et le 31 décembre 2021. Ces
facteurs sont commentés plus en détail à la rubrique Flux de
trésorerie distribuables. La rubrique BAIIA ajusté par
secteur ci-après présente de l'information financière
sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.
SITUATION FINANCIÈRE
La société est actuellement notée BBB+, ou l'équivalent, par les
quatre agences de notation du crédit, ce qui reflète le fait que la
solidité financière d'Enbridge et la résilience de ses flux de
trésorerie sont au premier plan du secteur. La situation financière
d'Enbridge devrait se raffermir en 2022
et le ratio de la dette sur le BAIIA devrait se situer dans
le bas de sa fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois
alors qu'est réalisé l'apport au BAIIA annualisé des projets
d'investissement et des acquisitions d'environ 14 G$ menés à
bien en 2021.
En janvier 2022, la société a émis des titres hybrides d'un
montant de 750 M$ sur le marché canadien des titres de
créance. Le produit net du placement servira à racheter les actions
privilégiées à taux rajustable minimum et à dividende cumulatif
rachetables, série 17 en circulation (TSX : ENB.PF.I) le
1er mars 2022. Ces titres hybrides seront traités
partiellement comme des capitaux propres par les agences de
notation ce qui permettra de réduire les coûts de financement
globaux compte tenu d'un taux d'intérêt nominal effectif
inférieur.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société a réitéré ses prévisions financières pour 2022,
annoncées en décembre, qui comprennent un BAIIA ajusté entre
15,0 G$ et 15,6 G$ et des FTD par action entre
5,20 $ et 5,50 $.
En 2022, la croissance devrait provenir principalement de
l'augmentation des volumes transportés sur le réseau principal, qui
devraient s'établir en moyenne à 2,95 millions de barils par
jour (« Mb/j »), de l'apport sur un exercice complet des
projets mis en service en 2021, y compris le projet de
remplacement de la canalisation 3 et l'acquisition de
l'Ingleside Energy Center, ainsi que de l'exécution de notre
programme de croissance de 2022, ces facteurs étant contrebalancés
par la faiblesse persistante du secteur Services énergétiques en
raison du marché toujours en déport et du rétrécissement
des écarts.
Enbridge a majoré de 3 % son dividende trimestriel de 2022
pour le porter à 0,86 $ (3,44 $ par année) par action, à
compter du dividende payable le 1er mars 2022 aux
actionnaires inscrits le 15 février 2022.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
En 2021, Enbridge a mis en service, dans chacune de ses quatre
entreprises, des projets de croissance d'une valeur d'environ
10 G$. Ces projets devraient faire des apports appréciables au
BAIIA et aux FTD en 2022, notamment :
- le tronçon américain de 4,0 G$ US du projet de remplacement de
la canalisation 3 et le prolongement connexe de l'accès vers le sud
de 0,5 G$ US qui fera passer la capacité à 1,2 Mb/j;
- l'accroissement de 90 milliers de barils par jour (« kb/j ») de
0,1 G$ US de la capacité du pipeline Flanagan Sud;
- le programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South
de 1,0 G$ et le projet Spruce Ridge de 0,4 G$ qui rehaussent la
capacité de B.C. Pipeline;
- le programme de modernisation de 1,0 G$ US dans le secteur
Transport de gaz en 2021;
- le projet de prolongement Cameron
de 0,1 G$ US le long de la côte américaine du golfe du
Mexique pour alimenter en gaz naturel l'installation de GNL de
Calcasieu Pass;
- les projets associés Appalachia to Market et de prolongement
Middlesex de 0,1 G$ US, qui
assurent un approvisionnement fiable en gaz naturel dans le
Nord-Est des États-Unis;
- le programme d'investissement de croissance de 0,9 G$ de
l'entreprise de distribution de gaz naturel en 2021.
Au quatrième trimestre, Enbridge a conclu l'acquisition
précédemment annoncée de Moda Midstream Operating LLC pour la somme
de 3,0 G$ US, ce qui comprend l'Ingleside Energy Center ainsi que
les actifs pipeliniers et logistiques s'y rattachant. La société
travaille à l'aménagement d'installations pouvant stocker environ
deux millions de barils supplémentaires approuvés et d'une
installation d'énergie solaire pouvant générer jusqu'à 60 MW qui
sera située sur le site.
Aujourd'hui, Enbridge a annoncé qu'elle allait de l'avant avec
la deuxième phase du programme de modernisation du réseau Texas
Eastern, dont le coût en capital totalise environ 0,4 G$ US, afin
de moderniser des stations de compression vieillissantes à
l'échelle du réseau Texas Eastern et de rehausser la sécurité et la
fiabilité du réseau tout en réduisant les émissions de gaz à effet
de serre. Ce travail sera accompli par étapes, et la mise en
service devrait commencer en 2024. La société s'attend à obtenir
des rendements appropriés sur ces investissements au moyen du dépôt
de dossiers tarifaires périodiques pour le réseau Texas
Eastern.
La société a également annoncé la deuxième phase de l'expansion
du réseau Texas Eastern, Appalachia to Market, d'un montant de 0,1
G$ US, afin d'étendre l'approvisionnement en gaz naturel dans le
nord-est des États-Unis pour répondre à la demande locale. Cette
phase devrait être mis en service en 2025.
Compte tenu du capital nouvellement autorisé, le programme
actuel de projets de croissance garantis de la société s'élève à
environ 10 G$ et il est appuyé par des modèles commerciaux qui
cadrent entièrement avec le modèle à faible risque d'Enbridge. Le
programme comprend des besoins en capitaux proportionnels pour les
programmes de modernisation du secteur Transport de gaz et de
croissance de l'entreprise de distribution de gaz naturel au sein
du secteur Distribution de gaz, quatre projets éoliens extracôtiers
en France d'une capacité de
production cumulée de 1,5 GW (capacité nette de 0,3 GW)
et un certain nombre d'autres projets de petite envergure dans
chacune des entreprises d'Enbridge.
AUTRES ACTUALITÉS
Contrats visant le réseau principal
Le 26 novembre 2021, la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») a refusé la
demande d'Enbridge visant la mise en œuvre d'un service garanti sur
le réseau principal au Canada. À
la suite de la décision de la Régie, Enbridge a entrepris un
processus visant à négocier avec ses clients et parties prenantes
une structure de tarification future pour le réseau principal
au Canada.
Actuellement, la société propose en parallèle deux cadres
commerciaux possibles pour le réseau principal, soit i) un nouvel
accord de tarification incitative qui pourrait être semblable à
l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») échue
le 30 juin 2021 et ii) une
demande de tarification fondée sur le coût du service pour le
réseau principal au Canada. La
société prévoit que le processus de consultation et de négociation
avec le secteur progressera au cours du premier semestre de
2022 et qu'il est possible qu'une
proposition de règlement de tarification incitative fondée sur le
coût des services soit déposée auprès de la Régie pour examen plus
tard cette année.
Ces deux cadres proposent d'intéressants rendements ajustés
selon le risque quant à l'exploitation du réseau principal
au Canada et la fourchette de résultats financiers prévus ne
devrait pas avoir d'incidence importante sur les perspectives
financières d'Enbridge.
Conformément aux modalités de l'ETC, Enbridge perçoit des droits
provisoires correspondant aux droits en vigueur le 30 juin
2021, date d'échéance de l'ETC, qui peuvent être remboursés. Pour
tenir compte de l'incertitude des droits futurs, la société a
comptabilisé des provisions relativement aux résultats du réseau
principal entre le 31 juillet et le 31 décembre
2021 et aux prévisions pour
2022 et les trois prochains
exercices.
Captage et stockage du carbone (« CSC »)
Enbridge a annoncé un projet collaboratif à plusieurs
intervenants visant à mettre sur pied un nouveau carrefour du
carbone à accès ouvert à Wabamun,
dans le centre de l'Alberta
(le « carrefour du carbone de Wabamun »), ce qui
comprend un protocole d'entente conclu le 26 janvier 2022 en
vue d'une collaboration avec Lehigh Cement, qui fait partie du
HeidelbergCement Group (« Lehigh »), pour créer une
solution de stockage du carbone pour la cimenterie de Lehigh située
à Edmonton, en Alberta. Lehigh développe actuellement la
première solution de CSC à grande échelle en Amérique du Nord pour
l'industrie du ciment à son installation d'Edmonton dans le but de capter environ
780 000 tonnes de CO2 par année. Les émissions
captées seraient transportées par pipeline et séquestrées de façon
permanente par Enbridge et, sous réserve de l'obtention des droits
de séquestration du carbone et des approbations réglementaires,
l'installation pourrait être en service dès 2025.
Le protocole d'entente avec Lehigh, conjointement avec le
protocole d'entente avec Capital Power Corporation (« Capital
Power ») annoncé le 29 novembre 2021, représente une
occasion de capter des émissions d'environ 4 millions de
tonnes de CO2 par année par les installations de ces
entreprises au carrefour du carbone de Wabamun proposé.
De plus, le 3 février 2022, Enbridge et le First Nation
Capital Investment Partnership regroupant quatre nations
autochtones du centre de l'Alberta
ont annoncé la signature d'une lettre d'intention en vue d'un
travail de collaboration visant à faire progresser l'aménagement du
carrefour du carbone de Wabamun.
Les quatre Premières Nations signataires du Traité no 6
représentent collectivement plus de 10 000 membres qui
habitent ou non dans les réserves, dont la Première Nation
Alexander, la Nation sioux des Nakota d'Alexis, la Nation crie
d'Enoch et la Première Nation Paul. Une lettre d'intention
distincte a également été signée avec l'association communautaire
des Métis du Lac Ste-Anne. Cette collaboration et ce partenariat
témoignent de l'engagement d'Enbridge à l'égard de la
réconciliation avec les Autochtones et, plus précisément, de la
participation significative des nations, des communautés et des
groupes autochtones à l'élaboration de projets énergétiques.
Enbridge participe au processus de demande de propositions de
projet complètes pour les centres de stockage du carbone du
gouvernement de l'Alberta.
Offre publique de rachat dans le cours normal des
activités
Le 31 décembre 2021, la TSX a approuvé une offre publique
de rachat dans le cours normal des activités d'Enbridge visant le
rachat, aux fins d'annulation, d'un maximum de
31 062 331 actions ordinaires d'Enbridge en
circulation, jusqu'à concurrence d'un total de 1,5 G$. L'offre
de rachat est entrée en vigueur le 5 janvier 2022 et son échéance est le 4 janvier 2023
ou toute date antérieure à laquelle Enbridge aura racheté le nombre
maximal d'actions ordinaires permis.
Les rachats d'actions effectués en vertu de l'offre de rachat de
la société reposeront sur le maintien d'un bilan solide, sur une
bonne performance de l'entreprise ainsi que sur la disponibilité et
l'attrait d'autres possibilités d'investissement de capitaux.
La mise en œuvre de l'offre publique de rachat dans le cours
normal des activités nous offre la souplesse nécessaire pour
racheter nos actions ordinaires et crée un moyen supplémentaire
d'accroître le rendement du capital pour les actionnaires, tout en
augmentant le bénéfice par action et les flux de trésorerie
distribuables.
MISE À JOUR SUR NOTRE LEADERSHIP EN MATIÈRE D'ESG
Enbridge s'est engagée à mettre en œuvre des pratiques et un
rendement ESG de premier plan qui sont depuis longtemps au cœur de
notre façon d'exercer des activités. À cette fin, la société s'est
fixé d'ambitieux objectifs ESG en 2020, qui comprennent la
carboneutralité pour nos émissions de portée 1 et 2 d'ici
2050 et une cible à moyen terme de
réduction de l'intensité de ses émissions des gaz à effet de serre
(GES) de 35 % d'ici 2030. Ces objectifs ont été élaborés de
façon à favoriser l'alignement sur les objectifs de l'Accord de
Paris, et la société est
déterminée à continuer de prendre les mesures nécessaires pour
atteindre ces objectifs liés aux changements climatiques.
La société a intégré ses objectifs ESG à la rémunération
incitative à l'échelle de l'entreprise et à des financements liés
au développement durable de 3 G$. Chacun des secteurs
d'exploitation de la société a également élaboré des plans
pluriannuels de réduction des émissions qui sont en cours de mis en
œuvre et qui feront l'objet d'un suivi étroit.
Pour 2021, la société estime que l'intensité des émissions de
GES est d'environ 21 % inférieure à son niveau de référence de
2018 et qu'elle progresse vers son
objectif de 2030. De plus, en 2021, la société a accru
l'information présentée sur les émissions afin d'inclure de
nouvelles mesures conçues pour évaluer l'intensité des émissions de
l'énergie livrée et les émissions évitées sur plus de deux
décennies d'investissement dans les énergies renouvelables, les
carburants à faible teneur en carbone
et les programmes de gestion de la demande.
Enbridge vise à renforcer continuellement son approche en
matière d'information sur les émissions et de réduction de ces
émissions. En 2021, Enbridge a établi une base solide et la société
élargit maintenant son approche pour y inclure les mesures
supplémentaires suivantes :
- s'assurer que les décisions d'investissement sont conformes aux
objectifs de réduction des émissions à moyen et à long terme
d'Enbridge;
- continuer de travailler de façon proactive avec d'autres
organisations à l'élaboration de lignes directrices basées sur la
science pour élaborer des cibles d'émissions pour le secteur
intermédiaire;
- travailler avec les principaux fournisseurs pour soutenir la
réduction supplémentaire des émissions de portée 3;
- mettre à jour les informations fournies dans le cadre du GIFCC
dans le 21ᵉ rapport annuel sur le développement durable de la
société afin d'y inclure une analyse de scénarios visant la
carboneutralité pour nos émissions;
- poursuivre le développement de partenariats en matière
d'énergie à faibles émissions de carbone afin de stimuler
l'innovation dans l'ensemble de nos activités, en mettant l'accent
sur l'énergie renouvelable, le gaz naturel renouvelable,
l'hydrogène et le captage du carbone.
RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE
L'EXERCICE 2021
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société
comptabilisés conformément aux PCGR pour le quatrième trimestre et
l'exercice 2021.
BAIIA PAR SECTEUR ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DES
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
141
|
2 403
|
|
7
897
|
7 683
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
946
|
857
|
|
3
671
|
1 087
|
Distribution et
stockage de gaz
|
743
|
463
|
|
2
117
|
1 748
|
Production d'énergie
renouvelable
|
146
|
147
|
|
508
|
523
|
Services
énergétiques
|
66
|
(224)
|
|
(313)
|
(236)
|
Éliminations et
divers
|
165
|
385
|
|
356
|
(113)
|
BAIIA1
|
4
207
|
4 031
|
|
14
236
|
10 692
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
840
|
1 775
|
|
5
816
|
2 983
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux
activités d'exploitation
|
2
302
|
2 254
|
|
9
256
|
9 781
|
1 Mesure
financière non conforme aux PCGR. Veuillez vous
reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR » du présent communiqué.
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction
et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la
performance de la société d'une période à l'autre en fonction
de la normalisation des éléments qui ne sont pas
représentatifs de la performance commerciale sous-jacente. Ces
données sont présentées dans les tableaux ci-après. Les
rapprochements du BAIIA, du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par
secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action et des
FTD avec leurs équivalents les plus proches selon les PCGR sont
fournis en annexe à la fin du
présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens,
sauf les montants par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
108
|
1 787
|
|
7
731
|
7 182
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
922
|
878
|
|
3
850
|
3 895
|
Distribution et
stockage de gaz
|
450
|
492
|
|
1
853
|
1 822
|
Production d'énergie
renouvelable
|
140
|
146
|
|
496
|
507
|
Services
énergétiques
|
(83)
|
(82)
|
|
(360)
|
(119)
|
Éliminations et
divers
|
150
|
(20)
|
|
431
|
(14)
|
BAIIA ajusté1, 3
|
3
687
|
3 201
|
|
14
001
|
13 273
|
Investissements de
maintien
|
(274)
|
(320)
|
|
(686)
|
(915)
|
Charge
d'intérêts1
|
(747)
|
(705)
|
|
(2
724)
|
(2 846)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(142)
|
(17)
|
|
(352)
|
(342)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle1
|
(64)
|
(68)
|
|
(271)
|
(300)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice des satellites1
|
65
|
170
|
|
313
|
649
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(93)
|
(96)
|
|
(367)
|
(380)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
53
|
42
|
|
127
|
292
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
2
|
2
|
|
--
|
9
|
FTD3
|
2
487
|
2 209
|
|
10
041
|
9 440
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires
en circulation
|
2
024
|
2 022
|
|
2
023
|
2 020
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
3
|
Mesures
financières non conformes aux PCGR. Veuillez vous reporter à
la section en annexe « Rapprochement des mesures non conformes
aux PCGR » du présent communiqué.
|
Les FTD du quatrième trimestre de 2021 ont augmenté de
278 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2020, en raison principalement des facteurs d'exploitation
mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur
et ce qui suit :
- Diminution des investissements de maintien du secteur
Distribution et stockage de gaz, en raison de l'échéancier des
décaissements. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce
qui suit :
- Hausse de la charge d'impôts exigibles attribuable à la hausse
du bénéfice et au calendrier de comptabilisation de l'impôt minimum
des États-Unis;
- Hausse de la charge d'intérêts en raison de la réduction des
intérêts capitalisés compte tenu de la mise en service du tronçon
américain du projet de remplacement de la canalisation 3 au
quatrième trimestre de 2021.
- Diminution de l'excédent des distributions en trésorerie sur la
quote-part du bénéfice des satellites en raison principalement de
la hausse de la quote-part du bénéfice de certains satellites
(comptabilisé dans le BAIIA ajusté) pour lesquels les distributions
en trésorerie correspondantes n'ont pas augmenté au cours du
trimestre.
Les FTD de l'exercice 2021 ont augmenté de 601 M$
comparativement à 2020 en raison surtout des facteurs décrits
ci-dessus ainsi que de la baisse de la charge d'intérêts pour
les neuf premiers mois de 2021 compte tenu des taux d'intérêt moins
élevés sur les emprunts à court terme et de l'incidence positive de
l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion des
paiements d'intérêts sur la dette libellée en dollars américains.
De plus, les FTD de l'exercice complet ont subi l'incidence des
facteurs d'exploitation dont il est question ci-dessous à la
rubrique BAIIA ajusté par secteur.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens,
sauf les montants par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
3
687
|
3 201
|
|
14
001
|
13 273
|
Amortissement
|
(1
047)
|
(946)
|
|
(3
852)
|
(3 712)
|
Charge
d'intérêts2
|
(734)
|
(694)
|
|
(2
675)
|
(2 793)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(406)
|
(304)
|
|
(1
429)
|
(1 437)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(31)
|
(29)
|
|
(121)
|
(57)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(93)
|
(96)
|
|
(373)
|
(380)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
376
|
1 132
|
|
5
551
|
4 894
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,68
|
0,56
|
|
2,74
|
2,42
|
1
|
Mesures
financières non conformes aux PCGR. Veuillez vous reporter à
la section en annexe « Rapprochement des mesures non conformes
aux PCGR » du présent communiqué.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 244 M$ et le bénéfice
ajusté par action a progressé de 0,12 $ par rapport au
quatrième trimestre de 2020, principalement en raison des facteurs
d'exploitation décrits ci-dessous à la rubrique BAIIA ajusté par
secteur ainsi qu'en raison de ce qui suit :
- Augmentation de la charge d'amortissement sur les nouveaux
actifs mis en service en 2021, y compris le tronçon américain du
projet de remplacement de la canalisation 3 au quatrième trimestre
et l'acquisition de l'Ingleside Center en octobre.
- Accroissement de la charge d'intérêts découlant de la réduction
des intérêts capitalisés compte tenu de la mise en service du
tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation
3.
Pour l'exercice, le bénéfice ajusté a augmenté de 657 M$ et
le bénéfice ajusté par action a progressé de 0,32 $
comparativement à 2020, principalement en raison des facteurs
d'exploitation commentés ci-après sous la rubrique BAIIA ajusté
par secteur et de la hausse de l'amortissement susmentionnée.
Au quatrième trimestre, l'incidence de la charge d'intérêts plus
élevée en raison de la réduction des intérêts capitalisés a été
contrebalancée, pour l'exercice complet, par l'effet des taux
d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que par
l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur
la conversion des paiements d'intérêt sur la dette libellée en
dollars américains.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains
pour le quatrième trimestre a été converti en dollars canadiens à
un taux de change moyen plus faible entre le dollar américain et le
dollar canadien de 1,26 $ CA/$ US, par rapport à
1,30 $ CA/$ US pour la période correspondante
de 2020. Pour l'exercice, le BAIIA ajusté des activités
libellées en dollars américains a été converti à un taux de change
moyen entre le dollar américain et le dollar canadien de
1,25 $ CA/$US en 2021 comparativement à
1,34 $ CA/$US en 2020. Le bénéfice libellé en
dollars américains est en partie couvert par le programme de
gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la
société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires
sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1
202
|
|
1 032
|
|
|
4
466
|
|
4 102
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
234
|
|
234
|
|
|
927
|
|
839
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique
et du milieu du continent
|
317
|
|
206
|
|
|
1
019
|
|
920
|
|
Autres
réseaux1
|
355
|
|
315
|
|
|
1
319
|
|
1 321
|
|
BAIIA
ajusté2
|
2
108
|
|
1 787
|
|
|
7
731
|
|
7 182
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna3
|
3
014
|
|
2 651
|
|
|
2
765
|
|
2 622
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux4
|
1
983
|
|
1 919
|
|
|
1
929
|
|
1 641
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
|
4,27
|
$
|
4,24
|
$
|
Droits
supplémentaires au titre de l'entente
de tarification concurrentielle
(« ETC »)5
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
|
0,26
|
$
|
0,19
|
$
|
Droits
supplémentaires pour le remplacement
de la canalisation 35,6
|
0,94
|
$
|
0,20
|
$
|
|
0,94
|
$
|
0,20
|
$
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
2
|
Mesure financière
non conforme aux PCGR. Veuillez vous reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR » du
présent communiqué.
|
3
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États Unis et dans
l'Est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
|
4
|
Les volumes visent
le pipeline d'Athabasca, le pipeline Waupisoo, le pipeline Woodland
et le réseau Wood Buffalo, et ne comprennent pas les canalisations
latérales du réseau régional des sables bitumineux.
|
5
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal de la société est couvert en majeure partie. Le
tronçon canadien du réseau principal représente environ 55 %
du total des produits du réseau principal et le taux de change
effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal était
de 1,27 $ CA/$ US pour le quatrième trimestre
de 2021 (1,21 $ CA/$ US pour le quatrième
trimestre de 2020) et de 1,25 $ CA/$ US
pour l'exercice 2021 (1,19 $ CA/$ US pour
l'exercice 2020). 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.
|
6
|
Les droits
supplémentaires provisoires de 0,20 $ US pour le tronçon
canadien du projet de remplacement de la canalisation 3, mis
en service le 1er décembre 2019, ont été perçus
jusqu'au 1er octobre 2021. Les droits
supplémentaires provisoires ont été remplacés par les droits
supplémentaires totaux sur le remplacement de la
canalisation 3 à compter du 1er octobre 2021 à
la suite de l'achèvement du tronçon américain du projet de
remplacement de la canalisation 3.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 321 M$
par rapport au quatrième trimestre de 2020, principalement en
raison des facteurs suivants :
- Augmentation du débit du réseau principal attribuable à
l'accroissement de capacité de la canalisation 3 mise en service le
1er octobre, à l'augmentation des droits en raison de
l'application de droits supplémentaires totaux sur le remplacement
de la canalisation 3 de 0,935 $ US par baril à compter d'octobre
2021, comparativement aux droits supplémentaires de 0,20 $ US par
baril pour le tronçon canadien dans le cadre du projet et à un taux
de couverture du change effectif plus élevé (1,27 $ CA en 2021,
contre 1,21 $ CA en 2020) sur les couvertures utilisées pour gérer
le risque de change sur les produits du réseau principal au
Canada libellés en dollars
américains, facteurs contrebalancés par la constatation d'une
provision pour les volumes expédiés sur le réseau principal entre
le 1er juillet et le 31 décembre 2021.
- Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout de
l'acquisition d'Ingleside Energy Center au quatrième trimestre de
2021 et de l'apport supérieur sur le
réseau pipelinier de pétrole brut Seaway. Ces facteurs ont été en
partie contrebalancés par ce qui suit :
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement
compensée par les gains de couverture réalisés par l'unité
Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du
risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2021 du secteur Oléoducs a
progressé de 549 M$ par rapport à celui de
l'exercice 2020, principalement en raison des facteurs
susmentionnés ainsi que du débit supérieur sur le réseau principal
et le réseau régional des sables bitumineux compte tenu de
l'atténuation des incidences de la pandémie de COVID-19 sur la
demande de pétrole brut et de l'achèvement du projet d'expansion du
pipeline Woodland en juin 2021.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux États-Unis
|
670
|
673
|
|
2
905
|
3 090
|
Transport de gaz au Canada
|
125
|
140
|
|
537
|
494
|
Services
intermédiaires aux États-Unis
|
91
|
40
|
|
260
|
156
|
Autres
|
36
|
25
|
|
148
|
155
|
BAIIA ajusté1
|
922
|
878
|
|
3
850
|
3 895
|
1 Mesure
financière non conforme aux PCGR. Veuillez vous reporter à
la section en annexe « Rapprochement des mesures non conformes
aux PCGR » du présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 44 M$ par rapport au quatrième
trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui
suit :
- Apport supérieur au secteur Transport de gaz aux
États-Unis de la phase III du projet
Atlantic Bridge, mise en service en janvier 2021, et hausse des produits en raison de
l'absence de restrictions liées à la pression auxquelles le réseau
Texas Eastern était assujetti en 2020;
- Apport accru des services intermédiaires aux États-Unis en
raison de l'augmentation du prix des marchandises pour les
coentreprises Aux Sable et DCP
Midstream d'Enbridge; ces facteurs ont été en partie contrebalancés
par ce qui suit :
- Apport moindre du secteur Transport de gaz au Canada en raison du calendrier des charges
d'exploitation et d'administration au quatrième de 2021; ce recul a
été en partie contrebalancé par l'apport plus élevé découlant de la
mise en service au cours du trimestre des dernières phases dans le
cadre des projets d'agrandissement du réseau T-South et de Spruce
Ridge.
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar américain et le dollar canadien se répercutant
principalement sur les résultats du secteur Transport de gaz et
services intermédiaires aux États-Unis, qui a été partiellement
compensée par les gains réalisés dans l'unité Éliminations et
divers relativement au programme de gestion du risque financier qui
s'applique à l'échelle de la société.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2021 du secteur Transport de gaz
et services intermédiaires a diminué de 45 M$ par rapport à
l'exercice 2020 en raison des facteurs décrits ci-dessus ainsi
que de l'absence de produits rétroactifs comptabilisés en 2020 au
titre du règlement des droits provisoires perçus auprès des
expéditeurs pour Texas Eastern, ce qui se répercute sur les
résultats du secteur Transport de gaz aux États-Unis.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
427
|
455
|
|
1
744
|
1 741
|
Autres
|
23
|
37
|
|
109
|
81
|
BAIIA
ajusté1
|
450
|
492
|
|
1
853
|
1 822
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
560
|
507
|
|
1
943
|
1
793
|
Nombre de clients
actifs2 (en millions)
|
|
|
|
3,8
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
144
|
1 234
|
|
3
494
|
3
657
|
Prévisions fondées sur
les volumes en présence
de températures normales4
|
1
317
|
1 310
|
|
3
855
|
3
843
|
1
|
Mesure financière non
conforme aux PCGR. Veuillez vous reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures non conformes aux PCGR » du
présent communiqué.
|
2
|
Le nombre de clients
actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à
la fin de la période visée.
|
3
|
Les degrés-jours de
chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement
plus élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la
demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage.
L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un
exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes
acheminés des températures plus chaudes ou plus froides que la
normale. Le poste « Autres » tient compte des apports de
Noverco. La cession de Noverco a été conclue le
30 décembre 2021.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a
diminué de 42 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2020,
principalement en raison des facteurs suivants :
- Incidence négative d'environ 16 M$ des températures plus
chaudes en 2021.
- Hausse des charges d'exploitation et d'administration découlant
en grande partie du calendrier des coûts liés à l'exploitation, à
l'intégrité des pipelines et à la sécurité d'un trimestre à
l'autre, annulée en partie par ce qui suit :
- Accroissement des charges liées à la distribution découlant de
l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la
clientèle.
Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises
en compte dans les tarifs, le temps plus doux au quatrième
trimestre de 2021 a eu une incidence défavorable d'environ
31 M$ sur le BAIIA, comparativement à une incidence
défavorable d'environ 15 M$ au quatrième trimestre de
2020.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2021 du secteur Distribution et
stockage de gaz a progressé de 31 M$ par rapport à celui de
l'exercice 2020 en raison des mêmes facteurs décrits ci-dessus.
Pour l'exercice 2021, comparativement aux prévisions
météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, le temps
plus doux a eu une incidence défavorable d'environ 55 M$ sur
le BAIIA, tandis qu'il avait eu une incidence défavorable d'environ
33 M$ pour l'exercice 2020.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
140
|
146
|
|
496
|
507
|
1 Mesure
financière non conforme aux PCGR. Veuillez vous reporter à la
section en annexe « Rapprochement des mesures non conformes
aux PCGR » du présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
diminué de 6 M$ comparativement au quatrième trimestre
de 2020, ce qui s'explique avant tout par la diminution des
ressources éoliennes aux centrales éoliennes au Canada.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2021 du secteur Production
d'énergie renouvelable a affiché un recul de 11 M$
comparativement à celui de l'exercice 2020 en raison des
facteurs susmentionnés et de ce qui suit :
- Diminution des ressources éoliennes aux installations éoliennes
aux États-Unis, y compris l'incidence de la tempête hivernale ayant
frappé le Texas en février
2021.
- L'absence des remboursements reçus en 2020 par certaines
centrales éoliennes au Canada à la
suite d'un changement d'exploitant, annulée en partie par ce qui
suit :
- Les honoraires touchés à la clôture, au premier trimestre de
2021, sur la vente à Investissements RPC de la participation de 49
% d'Enbridge dans trois projets éoliens extracôtiers en cours
d'aménagement en France.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(83)
|
(82)
|
|
(360)
|
(119)
|
1 Mesure
financière non conforme aux PCGR. Veuillez vous reporter à la
section en annexe « Rapprochement des mesures non conformes
aux PCGR » du présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de
1 M$ comparativement au quatrième trimestre de 2020 et de
241 M$ comparativement à l'exercice 2020. La baisse
s'explique par ce qui suit :
- Importante compression des différentiels d'emplacement et de
qualité sur certains marchés et occasions de stockage réduites en
raison d'un marché en déport.
- Incidence négative de l'importante tempête hivernale ayant
frappé le Midwest américain en février 2021.
Ces conditions ont donné lieu à de moindres possibilités de
dégager des marges de transport rentables à l'égard des
installations pour lesquelles les Services énergétiques ont des
obligations de capacité.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
|
103
|
(8)
|
|
256
|
158
|
Gains (pertes)
réalisés sur le règlement de couvertures de change
|
47
|
(12)
|
|
175
|
(172)
|
BAIIA
ajusté1
|
150
|
(20)
|
|
431
|
(14)
|
1 Mesure
financière non conforme aux PCGR. Veuillez vous reporter à
la section en annexe « Rapprochement des mesures non conformes
aux PCGR » du présent communiqué.
|
Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour
cette unité reflète le coût des services centralisés
(y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte
tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour
la prestation de ces services. Le bénéfice libellé en dollars
américains de ce secteur d'exploitation est converti aux taux de
change moyens du trimestre, et l'effet de compensation des
règlements effectués aux termes du programme de couverture de
change de la société est constaté dans les résultats de ce
secteur.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de
170 M$ comparativement au quatrième trimestre de 2020, en
raison des facteurs suivants :
- Hausse des gains de change réalisés, comparativement aux pertes
de change réalisées en 2020, attribuables à la baisse du taux de
change moyen du dollar américain, qui s'est établi à 1,26 $ au
quatrième trimestre de 2021 (1,30 $ au quatrième trimestre de 2020)
alors que le taux de couverture s'est établi à 1,30 $ au quatrième
trimestre de 2021 (1,29 $ au quatrième trimestre de 2020).
- Avantages annualisés des mesures de compression des coûts
exécutées en 2020.
Le BAIIA ajusté de l'exercice 2021 de l'unité Éliminations et
divers a augmenté de 445 M$ par rapport à celui de
l'exercice 2020, en raison des facteurs susmentionnés. Pour
l'exercice 2021, le taux de change moyen s'est établi à
1,25 $ (1,34 $ en 2020), tandis que le taux de couverture
s'est établi à 1,30 $ (1,29 $ en 2020).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 11 février 2022 à 9 h, heure de l'Est (7 h,
heure des Rocheuses), pour faire le point sur la
situation globale de la société et passer en revue les
résultats financiers du quatrième trimestre de 2021.
Analystes, membres des médias et autres parties intéressées
qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le
(833) 233-4460, ou le (647) 689-4543 en
Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique
du Nord ainsi que le code d'identification 6486063.
La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://event.on24.com/wcc/r/3574327/A306812D7E85261DFF8D8810CF6EC1E4.
Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se
joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue.
Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa
conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le
site Web. On pourra entendre la conférence
en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant
sans frais le (800) 585-8367, ou
le (416) 621-4642 en Amérique du Nord ou à
l'extérieur de l'Amérique du Nord
(code d'identification : 6486063).
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 6 décembre 2021, le conseil d'administration de la
société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous
les dividendes sont payables le 1er mars 2022
aux actionnaires inscrits le 15 février 2022.
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
0,86000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,15719
|
$
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,27875
|
$
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350
|
$
|
Actions privilégiées,
série J
|
0,30540
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série L
|
0,30993
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série N
|
0,31788
|
$
|
Actions privilégiées,
série P
|
0,27369
|
$
|
Actions privilégiées,
série R
|
0,25456
|
$
|
Actions privilégiées,
série 1
|
0,37182
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,23356
|
$
|
Actions privilégiées,
série 5
|
0,33596
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
0,27806
|
$
|
Actions privilégiées,
série 9
|
0,25606
|
$
|
Actions privilégiées,
série 11
|
0,24613
|
$
|
Actions privilégiées,
série 13
|
0,19019
|
$
|
Actions privilégiées,
série 15
|
0,18644
|
$
|
Actions privilégiées,
série 17
|
0,32188
|
$
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,30625
|
$
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3 %
et passera de 0,835 $ à 0,86 $ à compter du
1er mars 2022.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été majoré pour passer de 0,15349 $ à 0,15501 $
le 1er mars 2021, majoré pour passer de
0,15501 $ à 0,15753 $ le
1er juin 2021, majoré pour passer de
0,15753 $ à 0,16081 $ le 1er septembre
2021 et diminué pour passer de 0,16081 $ à 0,15719 $ le
1er décembre 2021, en raison de la refixation du
taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions
privilégiées de série C.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives,
ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des
renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés
affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction
des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins.
Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi
de verbes comme « entrevoir », « s'attendre
à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : le plan stratégique, les
priorités et les perspectives d'Enbridge; les prévisions
financières pour 2022, y compris les FTD par action et le BAIIA
ajusté projetés ainsi que la croissance prévue de ces derniers; les
dividendes, la croissance des dividendes et la politique en matière
de dividendes prévus; l'offre et la demande prévues pour le pétrole
brut, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel (LGN), le gaz
naturel liquéfié (GNL) et l'énergie renouvelable et les
exportations et les prix prévus pour ces derniers; la transition
énergétique et l'énergie à faible émission de carbone et notre
approche en la matière; les objectifs, cibles et plans n matière de
critères environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG), y
compris les objectifs d'intensité et de réduction des émissions de
gaz à effet de serre (GES), l'engagement et la présentation
d'information en matière d'ESG, et les objectifs de diversité et
d'inclusion; l'utilisation prévue de nos actifs; le BAIIA prévu et
le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le
bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; la fourchette prévue du ratio dette/ BAIIA; les rendements
prévus pour les actionnaires, les rendements des actifs et les
rendements des capitaux propres; le rendement prévu des entreprises
de la société, y compris la croissance de la clientèle et les
opportunités de croissance organique; force, capacité et
flexibilité financières; le rendement prévu des entreprises de la
société; la vigueur, la capacité et la souplesse financières;
les priorités financières; les attentes quant à l'endettement, aux
sources de liquidités et à la suffisance des ressources
financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des
projets annoncés et en construction et de l'expansion, de
l'optimisation et de la modernisation du réseau; le cadre et les
priorités d'affectation du capital, y compris en ce qui a trait aux
facteurs ESG; les rachats d'actions dans le cadre de l'offre
publique de rachat dans le cours normal des activités; la capacité
d'investissement; les possibilités de croissance et d'expansion
futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les
occasions de développement et les occasions et la stratégie liées
aux énergies à faible émission de carbone et aux nouvelles
énergies; les futures mesures et décisions prévues que
prendront les organismes de réglementation et les tribunaux,
de même que leur moment et leur incidence; et les discussions sur
les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce
titre, y compris en ce qui a trait au
réseau principal, ainsi que le calendrier prévu et
l'incidence de ceux-ci.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis
d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles
à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés
pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à
venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en
ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature,
ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent
compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus,
ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte
que les résultats réels, les niveaux d'activité et les
réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou
sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses
importantes visent notamment : la transition énergétique,
y compris ses moteurs et le rythme auquel elle s'effectue; la
pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence; la
croissance économique et le commerce à l'échelle mondiale; l'offre
et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, des LGN, du
GNL et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz
naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; l'utilisation prévue
de nos actifs; les économies de coûts prévues; les taux de change;
l'inflation; les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût
de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la fiabilité
et le rendement d'exploitation; le soutien et les approbations par
les clients, les organismes de réglementation et les parties
prenantes; les dates prévues de construction et de mise en service;
les conditions météorologiques; l'acquisition annoncée et
éventuelle; les cessions et autres transactions d'affaires et le
moment et l'incidence de ces dernières; les lois gouvernementales;
les litiges; les notations; le programme de couverture; le BAIIA
prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la
perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu
par action; les flux de trésorerie futurs prévus et
les FTD et les FTD par action futurs prévus; les dividendes
futurs estimatifs; la vigueur et la souplesse financières; la
conjoncture des marchés d'emprunt et des capitaux propres et la
conjoncture économique et le contexte concurrentiel. Les hypothèses
relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz
naturel, de LGN, de GNL et d'énergie renouvelable, et aux prix de
ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés
prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent
avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande
pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change,
l'inflation, les taux d'intérêt et la pandémie de COVID-19 ont une
incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires
dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les
niveaux de la demande pour les services de la société et le coût
des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les
énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la
corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible
de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une
ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en
particulier en ce qui concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté
prévu, le bénéfice (la perte) prévu, le bénéfice
(la perte) ajusté prévu, les FTD prévus et les montants
connexes par action et les dividendes futurs estimatifs. Voici
les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés
prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en
construction, y compris les dates estimatives
d'achèvement et les dépenses d'investissement
estimatives : la disponibilité et le prix de la
main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de
l'inflation et des taux de change sur les coûts de la
main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur
les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques;
l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes de
réglementation des calendriers de construction et de mise
en service et les régimes de recouvrement des coûts; et la
pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et
son incidence.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de
l'exécution réussie de nos priorités stratégiques, du rendement de
l'exploitation, de la politique de la société en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la
société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres
opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change,
des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la
demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment
les risques et incertitudes dont il est question dans le présent
document et dans d'autres documents déposés par la société auprès
des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible
d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces
risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif
particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action
futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de
l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre.
Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est
pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé
prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés
d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en
toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité
de vie des gens. Nos principales entreprises englobent le
secteur Oléoducs, qui transporte près de 30 % 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, le
secteur Distribution et stockage de gaz, qui dessert près
de 3,9 millions de clients du marché de détail
en Ontario et au Québec ainsi que
le secteur Production d'énergie renouvelable, qui détient
une capacité de production d'environ 1 766 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 liée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT
D'INFORMATION
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Enbridge Inc. - Médias
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Enbridge Inc. -
Investisseurs
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Jesse
Semko
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Jonathan
Morgan
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Sans frais :
(888) 992-0997
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Sans frais :
(800) 481-2804
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Courriel :
media@enbridge.com
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Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au BAIIA, au
BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté
par action ordinaire et aux FTD. La direction est
d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les
investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent
à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la
performance de la société.
Le BAIIA représente le bénéfice avant intérêts, impôts et
amortissement.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation des données sectorielles et consolidées.
La direction se sert du BAIIA et du BAIIA ajusté
pour établir ses cibles et évaluer la performance de la société et
de ses secteurs d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que
les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la
charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux
participations ne donnant pas le contrôle sur une base consolidée.
La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de
la capacité de la société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les flux
de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant
l'incidence des variations des actifs et des passifs d'exploitation
(y compris les variations des passifs environnementaux),
déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas
le contrôle, des dividendes sur les actions privilégiées et
des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour
les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation. La direction se sert des FTD pour
évaluer la performance de la société et pour établir ses cibles de
versement de dividendes.
Le présent communiqué contient également des références au ratio
dette/BAIIA, un ratio hors PCGR, qui utilise le BAIIA ajusté comme
l'une de ses composantes. Le ratio dette/ BAIIA est utilisé comme
mesure de liquidité indiquant le montant du bénéfice ajusté
nécessaire pour payer la dette (calculée conformément aux PCGR)
avant couverture des intérêts, des impôts, et de
l'amortissement.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières non conformes aux PCGR et des ratios
hors PCGR prospectifs avec les mesures conformes aux PCGR
comparables en raison de la difficulté et de l'impraticabilité
de l'estimation de certains éléments, plus particulièrement
en ce qui a trait à certains passifs éventuels et aux
gains et pertes hors trésorerie latents liés à la juste valeur
d'instruments financiers dérivés touchés par les variations du
marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un
rapprochement des mesures financières non conformes
aux PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs sans effort
déraisonnable.
Nos mesures financières non conformes aux PCGR et nos
ratios hors PCGR décrits ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas
de signification normalisée aux termes des principes
comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR
des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des
mesures conformes aux PCGR des États-Unis.
Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux
mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR avec les mesures conformes
aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA
AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
141
|
2 403
|
|
7
897
|
7 683
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
946
|
857
|
|
3
671
|
1 087
|
Distribution et
stockage de gaz
|
743
|
463
|
|
2
117
|
1 748
|
Production d'énergie
renouvelable
|
146
|
147
|
|
508
|
523
|
Services
énergétiques
|
66
|
(224)
|
|
(313)
|
(236)
|
Éliminations et
divers
|
165
|
385
|
|
356
|
(113)
|
BAIIA
|
4
207
|
4 031
|
|
14
236
|
10 692
|
Amortissement
|
(1
047)
|
(946)
|
|
(3
852)
|
(3 712)
|
Charge
d'intérêts
|
(732)
|
(685)
|
|
(2
655)
|
(2 790)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(463)
|
(501)
|
|
(1
415)
|
(774)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant
pas le contrôle
|
(32)
|
(28)
|
|
(125)
|
(53)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(93)
|
(96)
|
|
(373)
|
(380)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
840
|
1 775
|
|
5
816
|
2 983
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
108
|
1 787
|
|
7
731
|
7 182
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
922
|
878
|
|
3
850
|
3 895
|
Distribution et
stockage de gaz
|
450
|
492
|
|
1
853
|
1 822
|
Production d'énergie
renouvelable
|
140
|
146
|
|
496
|
507
|
Services
énergétiques
|
(83)
|
(82)
|
|
(360)
|
(119)
|
Éliminations et
divers
|
150
|
(20)
|
|
431
|
(14)
|
BAIIA ajusté
|
3
687
|
3 201
|
|
14
001
|
13 273
|
Amortissement
|
(1
047)
|
(946)
|
|
(3
852)
|
(3 712)
|
Charge
d'intérêts
|
(734)
|
(694)
|
|
(2
675)
|
(2 793)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(406)
|
(304)
|
|
(1
429)
|
(1 437)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant
pas le contrôle
|
(31)
|
(29)
|
|
(121)
|
(57)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(93)
|
(96)
|
|
(373)
|
(380)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
376
|
1 132
|
|
5
551
|
4 894
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,68
|
0,56
|
|
2,74
|
2,42
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
EBITDA
|
4
207
|
4 031
|
|
14
236
|
10 692
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de
change
|
(112)
|
(1 057)
|
|
(197)
|
(856)
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés -
prix des marchandises
|
(155)
|
146
|
|
(53)
|
122
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
--
|
|
111
|
2 351
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites
|
--
|
--
|
|
--
|
324
|
Gain à la cession de
Noverco
|
(303)
|
--
|
|
(303)
|
--
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
|
--
|
159
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
41
|
34
|
|
147
|
339
|
Autres
|
9
|
47
|
|
60
|
142
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(520)
|
(830)
|
|
(235)
|
2 581
|
BAIIA
ajusté
|
3
687
|
3 201
|
|
14
001
|
13 273
|
Amortissement
|
(1
047)
|
(946)
|
|
(3
852)
|
(3 712)
|
Charge
d'intérêts
|
(732)
|
(685)
|
|
(2
655)
|
(2 790)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(463)
|
(501)
|
|
(1
415)
|
(774)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(32)
|
(28)
|
|
(125)
|
(53)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(93)
|
(96)
|
|
(373)
|
(380)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
(2)
|
(9)
|
|
(20)
|
(3)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
57
|
197
|
|
(14)
|
(663)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
1
|
(1)
|
|
4
|
(4)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
376
|
1 132
|
|
5
551
|
4 894
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,68
|
0,56
|
|
2,74
|
2,42
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA
AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
2
108
|
1 787
|
|
7
731
|
7 182
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
36
|
635
|
|
120
|
545
|
Règlement d'impôts
fonciers
|
--
|
--
|
|
57
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
(17)
|
|
--
|
(30)
|
Autres
|
(3)
|
(2)
|
|
(11)
|
(14)
|
Total des
ajustements
|
33
|
616
|
|
166
|
501
|
BAIIA
|
2
141
|
2 403
|
|
7
897
|
7 683
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
922
|
878
|
|
3
850
|
3 895
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
--
|
|
(111)
|
(2 351)
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition
des satellites
|
--
|
--
|
|
--
|
(324)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
|
--
|
(159)
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
60
|
(4)
|
|
(44)
|
22
|
Autres
|
(36)
|
(17)
|
|
(24)
|
4
|
Total des
ajustements
|
24
|
(21)
|
|
(179)
|
(2 808)
|
BAIIA
|
946
|
857
|
|
3
671
|
1 087
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
450
|
492
|
|
1
853
|
1 822
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
2
|
(12)
|
|
14
|
(10)
|
Gain à la cession de
Noverco
|
303
|
--
|
|
303
|
--
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
(11)
|
(16)
|
|
(49)
|
(51)
|
Autres
|
(1)
|
(1)
|
|
(4)
|
(13)
|
Total des
ajustements
|
293
|
(29)
|
|
264
|
(74)
|
BAIIA
|
743
|
463
|
|
2
117
|
1 748
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
140
|
146
|
|
496
|
507
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
1
|
|
8
|
3
|
Couvertures
réalisées
|
13
|
--
|
|
13
|
--
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites
|
(8)
|
--
|
|
(8)
|
--
|
Cession - actifs de
transport de la LRMA
|
--
|
--
|
--
|
--
|
13
|
Autres
|
(1)
|
--
|
|
(1)
|
--
|
Total des
ajustements
|
6
|
1
|
|
12
|
16
|
BAIIA
|
146
|
147
|
|
508
|
523
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
(83)
|
(82)
|
|
(360)
|
(119)
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
155
|
(146)
|
|
53
|
(122)
|
Ajustement des
stocks, montant net
|
(6)
|
4
|
|
(6)
|
5
|
Total des
ajustements
|
149
|
(142)
|
|
47
|
(117)
|
BAIIA
|
66
|
(224)
|
|
(313)
|
(236)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 décembre
|
|
Exercices clos
les
31 décembre
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
150
|
(20)
|
|
431
|
(14)
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
72
|
433
|
|
55
|
318
|
Variation de
l'obligation de garantie de la société
|
--
|
--
|
|
--
|
(74)
|
Perte de valeur de
placements
|
--
|
--
|
|
--
|
(43)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(27)
|
(17)
|
|
(87)
|
(279)
|
Autres
|
(30)
|
(11)
|
|
(43)
|
(21)
|
Total des
ajustements
|
15
|
405
|
|
(75)
|
(99)
|
BAIIA
|
165
|
385
|
|
356
|
(113)
|
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
|
|
2021
|
2020
|
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie provenant des activités d'exploitation
|
2
302
|
2 254
|
|
9
256
|
9 781
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs
et des passifs d'exploitation1
|
548
|
120
|
|
1
616
|
(93)
|
|
2
850
|
2 374
|
|
10
872
|
9 688
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle
|
(64)
|
(68)
|
|
(271)
|
(300)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(93)
|
(96)
|
|
(367)
|
(380)
|
Investissements de
maintien2
|
(274)
|
(320)
|
|
(686)
|
(915)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
53
|
42
|
|
127
|
292
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et
de restructuration
|
39
|
31
|
|
147
|
335
|
Distributions
provenant des participations dans
des satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs4
|
121
|
263
|
|
418
|
675
|
Autres éléments
|
(145)
|
(17)
|
|
(199)
|
45
|
FTD
|
2
487
|
2 209
|
|
10
041
|
9 440
|
FTD par action
ordinaire
|
1,23
|
1,09
|
|
4,96
|
4,67
|
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.