CALGARY,
AB, le 29 juill.
2022 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le deuxième
trimestre de 2022, confirmé ses perspectives financières pour
2022 et annoncé des projets de
croissance nouvellement garantis de 3,6 G$ ce trimestre.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire. L'astérisque (*) signale une mesure financière hors
PCGR; se reporter à la section en annexe « Rapprochement
des mesures hors PCGR ».)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 0,5 G$, ou 0,22 $ par action
ordinaire, pour le deuxième trimestre, comparativement à un
bénéfice conforme aux PCGR de 1,4 G$ ou 0,69 $ par action ordinaire
en 2021
- Bénéfice ajusté* de 1,4 G$, ou 0,67 $ par action ordinaire*,
comparativement à 1,4 G$ ou 0,67 $ par action ordinaire* en
2021
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA »)* de 3,7 G$, comparativement à 3,3 G$ en 2021
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
2,5 G$, comparativement à 2,5 G$ en 2021
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,7 G$, ou 1,36
$ par action ordinaire*, comparativement à 2,5 G$ ou 1,24 $ par
action ordinaire* en 2021
- 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
- Mise en œuvre du programme diversifié d'investissement garanti
de la société, dont des projets d'une valeur d'environ 4 G$ sont en
bonne voie d'entrer en service en 2022, ce qui assurera une
croissance visible du BAIIA au cours des prochaines années
- Conclusion d'un règlement de principe avec les participants de
Texas Eastern pour veiller à ce que le réseau continue d'obtenir un
rendement approprié sur le capital investi
- Approbation de deux projets totalisant 0,4 G$ US devant
permettre la livraison de 1,5 milliard de pieds cubes par jour («
Gpi3/j ») de gaz naturel à l'installation de GNL
Plaquemines de Venture Global
- Mise en place du projet d'agrandissement du tronçon T-North du
pipeline B.C. Pipeline d'une valeur estimative de 1,2 G$ pour
soutenir la croissance de la demande régionale et des exportations
de GNL sur la côte Ouest
- Lancement d'un appel de soumissions exécutoires dans le cadre
de l'agrandissement du tronçon T-South du pipeline B. C. Pipeline
d'une valeur de plus de 2,5 G$ permettant de hausser la capacité
d'environ 300 millions de pieds cubes par jour
- Annonce d'un investissement dans l'installation de GNL de
Woodfibre d'une capacité de 2,1 millions de tonnes par an (« Mt/an
»), soit une participation de 30 %, qui fait progresser la
stratégie d'exportation de GNL d'Enbridge
- Conclusion de trois appels de soumissions fructueux pour la
capacité du pipeline Alliance, soulignant la valeur unique de sa
capacité de transport de gaz naturel riche en liquides Réalisation
de trois appels de soumissions fructueux pour de la capacité sur le
pipeline Alliance, soulignant la valeur unique de sa capacité de
transport de gaz naturel riche en liquides
- Publication du 21e rapport sur le développement
durable, qui témoigne des progrès continus de la société vers
l'atteinte des objectifs établis en novembre 2020
- Maintien de l'engagement de la société à l'égard de son modèle
d'autofinancement par capitaux propres; en bonne voie d'atteindre
un ratio de la dette/BAIIA de 4,7 fois ou moins d'ici la fin de
l'exercice, ce qui procure une grande souplesse financière
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Al Monaco, président et chef de
la direction, a formulé les commentaires suivants :
« L'augmentation des pénuries d'énergie à l'échelle
mondiale et les prix élevés des produits de base soulignent
l'importance d'un approvisionnement énergétique sûr, abordable et
fiable. Les marchés de l'énergie se trouvent à un point
tournant, ce qui exige un investissement renouvelé dans
l'approvisionnement en énergie classique et en énergie à faibles
émissions de carbone pour répondre à la demande croissante
d'énergie, tout en atteignant les objectifs de réduction des
émissions de la société. L'Amérique du Nord est idéalement placée
pour jouer un rôle essentiel pour répondre à la demande future
d'énergie grâce à ses ressources considérables, peu coûteuses et
durables.
« Les perspectives énergétiques actuelles valident la
pertinence de notre stratégie à deux volets visant à élargir nos
entreprises actuelles d'exportation et de pipelines conventionnels,
tout en augmentant les investissements dans les occasions à faibles
émissions de carbone pour stimuler les futures plateformes de
croissance. Nous nous sommes engagés, dans le cadre de
l'exécution de notre stratégie, à préserver notre modèle d'affaires
à faible risque, lequel nous permet de dégager des flux de
trésorerie stables et prévisibles dans tous les cycles du
marché.
« Au deuxième trimestre, nous avons continué de bien
progresser par rapport à nos priorités stratégiques.
« Le rendement de l'exploitation est resté solide, ce qui a
donné lieu à des résultats financiers satisfaisants au deuxième
trimestre. Pour le premier semestre, nos résultats sont conformes
aux prévisions, et nous sommes en bonne voie d'atteindre la
fourchette prévisionnelle pour le BAIIA et les FTD par action pour
l'exercice complet.
« Notre 21e rapport annuel sur le
développement durable, publié récemment, fait le point sur notre
rendement par rapport aux objectifs que nous nous sommes fixés en
2020. Les émissions maintiennent leur tendance positive vers notre
cible provisoire pour 2030, la diversité des employés augmente et
nos résultats en matière de sécurité continuent de dominer
l'industrie.
« Nous poursuivons les discussions avec les expéditeurs au
sujet d'une nouvelle entente de tarification pour le réseau
principal, et deux voies commerciales intéressantes en cours
d'évaluation, soit un modèle de tarification incitative et un
modèle fondé sur le coût du service. Les deux options nous
permettront de rester axés sur nos clients et d'obtenir des flux de
trésorerie prévisibles et un rendement approprié. Nous comptons
prendre une décision d'ici la fin de l'été sur la meilleure voie à
suivre.
« Nous exécutons notre programme d'investissement de
croissance garanti diversifié de 10 G$, dont près de 4 G$
devraient entrer en service en 2022. De plus, nous avons ajouté à
notre carnet de projets garantis de nouveaux projets d'une valeur
de plus de 3,6 G$, y compris l'agrandissement du réseau de
B.C. Pipeline, le prolongement de Texas Eastern et un
investissement dans l'installation de GNL de Woodfibre. Cela porte
le total des projets de croissance nouvellement approuvés en 2022 à
4,5 G$. Ces investissements garantis sur le plan commercial
démontrent la valeur de la connectivité et de la compétitivité des
coûts de notre réseau continental de transport de
gaz naturel.
« En mai, nous avons approuvé le prolongement de notre
réseau Texas Eastern pour desservir l'installation de GNL
Plaquemines de Venture Global sur la côte américaine du golfe du
Mexique. Une fois le prolongement terminé, cinq installations
d'exportation seront directement reliées, et nous avons décroché
deux projets supplémentaires qui alimenteront Rio Grande et Texas
LNG, une fois qu'une décision d'investissement finale aura été
prise.
« Pour soutenir les grands progrès que nous avons réalisés
dans l'établissement de notre position en matière d'infrastructures
sur la côte du golfe du Mexique, nous mettons en œuvre un important
volet de notre stratégie relative au gaz naturel en
Colombie-Britannique, qui illustre bien la valeur de notre position
actuelle dans l'Ouest canadien.
« La vigueur des facteurs fondamentaux de la demande de gaz
naturel et la croissance des exportations créent une occasion
importante pour le réseau de B.C. Pipeline. Nous allons de l'avant
avec l'expansion de 535 Mpi3/j du réseau T-North,
qui résulte d'un récent appel de soumissions obligatoire ayant reçu
un solide soutien commercial de nos clients et qui devrait être en
service en 2026. Ce projet permettra de veiller à ce que l'offre
régionale croissante se rende aux centres de demande locaux
et mondiaux.
« Nous avons également annoncé un investissement
intéressant dans l'installation de GNL de 2,1 Mt/an de
Woodfibre, qui s'inscrit dans notre modèle commercial à faible
risque axé sur les pipelines et les services publics et qui
générera un rendement intéressant. Cet investissement est un
prolongement naturel du réseau de B.C. Pipeline de la société,
qui fournira du gaz à l'installation aux termes d'une entente de
transport à long terme et qui appuiera un nouveau prolongement du
réseau de B.C. Pipeline. Les facteurs fondamentaux de
l'exportation de GNL de l'Ouest canadien vers les marchés
asiatiques sont solides, et l'installation de Woodfibre constitue
une source d'approvisionnement concurrentielle sur le plan des
coûts.
« Cet investissement cadre également très bien avec nos
critères ESG sur deux aspects. Premièrement, le projet
bénéficie d'un solide soutien de la collectivité locale et des
Autochtones, avec la possibilité d'une prise de participation
future des Autochtones. Deuxièmement, Woodfibre figurera parmi les
chefs de file mondiaux en matière d'émissions en tonnes métriques
par an grâce à l'utilisation de l'hydroélectricité pour alimenter
l'installation.
« Alors que Woodfibre va de l'avant, nous avons également
annoncé que nous lancerons un appel de soumissions pour le tronçon
T-South du réseau de B.C. Pipeline pour répondre à la demande
d'énergie de façon abordable et fiable dans la région du nord-ouest
des États-Unis sur la côte du Pacifique. Cela pourrait se traduire
par un agrandissement du tronçon T-South de plus
de 2,5 G$.
« Notre carnet de projets de croissance garantis atteint
désormais 13 G$, et les capitaux seront déployés d'ici
2026. Les besoins de financement s'intègrent bien dans notre
capacité d'investissement annuelle de 5 à 6 G$, et nous
maintenons notre engagement à l'égard de notre modèle
d'autofinancement par capitaux propres. Notre approche rigoureuse
en matière d'investissement de capitaux et notre modèle commercial
à faible risque appuient des perspectives de croissance
transparentes jusqu'en 2024, et nous
augmentons le carnet de projets garantis pour soutenir la
croissance au-delà de 2024. Nous continuerons de privilégier un
bilan solide, une croissance durable des dividendes, une croissance
organique attrayante et des rachats d'actions.
« Au cours du premier semestre de 2022, nous avons réalisé
d'excellents progrès pour la concrétisation de nos priorités
stratégiques; nous croyons que notre stratégie générera de la
valeur à long terme et un rendement du capital attrayant pour les
actionnaires, tout en soutenant la demande mondiale croissante
d'énergie sûre et abordable nécessaire pour assurer un avenir
énergétique plus propre. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres clos les 30 juin
2022 et 2021 sont résumés dans le
tableau ci-après :
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(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
|
450
|
1 394
|
|
2 377
|
3 294
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,22
|
0,69
|
|
1,17
|
1,63
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2 534
|
2 489
|
|
5 473
|
5 053
|
BAIIA ajusté1
|
3 715
|
3 302
|
|
7 862
|
7 045
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 350
|
1 357
|
|
3 055
|
3 294
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,67
|
0,67
|
|
1,51
|
1,48
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2 747
|
2 503
|
|
5 819
|
5 264
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2 026
|
2 024
|
|
2 026
|
2 023
|
1
Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la
section en annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Au deuxième trimestre de 2022, le bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de
944 M$, ou 0,47 $ par action, par rapport à la période
correspondante de 2021, en raison surtout de l'incidence de
l'évaluation à la valeur de marché des instruments financiers
dérivés utilisés pour gérer le risque de change. Au deuxième
trimestre de 2022, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires conforme aux PCGR a subi l'incidence défavorable des de
pertes latentes nettes hors trésorerie de 850 M$ liées à la
juste valeur des dérivés, alors que des gains latents de
242 M$ avaient été enregistrés au deuxième trimestre de
2021.
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
du deuxième trimestre de 2022 déposé de concert avec les états
financiers du deuxième trimestre pour un commentaire détaillé sur
les résultats financiers conformes aux PCGR.
Pour le deuxième trimestre de 2022, le BAIIA ajusté a augmenté
de 413 M$ comparativement à la période correspondante de 2021,
ce qui s'explique principalement par l'apport des nouveaux actifs
mis en service, y compris le tronçon américain du projet de
remplacement de la canalisation 3 et l'acquisition du centre
énergétique Ingleside
d'Enbridge.
Le bénéfice ajusté a diminué de 7 M$, ou moins de
0,01 $ par action, au deuxième trimestre de 2022,
principalement en raison de la hausse des apports au BAIIA ajusté,
contrebalancée par l'accroissement des coûts de financement compte
tenu de la baisse des intérêts capitalisés à la suite de
l'achèvement du tronçon américain dans le cadre du programme de
remplacement de la canalisation 3 ainsi que par les
incidences de la hausse des taux d'intérêt sur les titres d'emprunt
à taux variable, l'augmentation de la charge d'amortissement sur
les nouveaux actifs mis en service en 2021 et l'accroissement
de l'impôt sur le bénéfice découlant de la hausse
du bénéfice.
Les FTD du deuxième trimestre de 2022 ont progressé de
244 M$, ou 0,12 $ par action, principalement en raison de
la hausse des apports au BAIIA ajusté, en
partie contrebalancée par l'augmentation des impôts en
trésorerie sur un bénéfice imposable plus élevé et par
l'accroissement des coûts de financement susmentionné.
La rubrique Résultats financiers du deuxième trimestre de
2022 ci-après présente de l'information financière détaillée
ainsi qu'une analyse des résultats.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société réaffirme ses prévisions financières pour 2022
annoncées lors de la conférence annuelle à l'intention des
investisseurs en décembre, qui comprenaient un BAIIA ajusté de
15,0 G$ à 15,6 G$ et des FTD par action
de 5,20 $ à 5,50 $. Les résultats du premier
semestre de 2022 sont conformes à nos attentes et la société
prévoit que ses entreprises continueront de connaître une forte
utilisation et de bons résultats d'exploitation pour le reste de
l'exercice, compte tenu du caractère saisonnier normal des
activités. Les prévisions financières prospectives reflètent une
provision pour tenir compte de l'incertitude des droits futurs du
réseau principal découlant des discussions en cours avec les
expéditeurs au sujet du cadre commercial.
Les résultats financiers de l'exercice complet se rapprochent de
la médiane des prévisions financières de la société. La solide
performance opérationnelle devrait être contrebalancée par des
conditions de marché difficiles qui continuent d'avoir une
incidence sur le secteur Services énergétiques, ainsi que par des
coûts de financement plus élevés, en raison de la hausse des taux
d'intérêt, par rapport aux prévisions financières de 2022.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT
En mai 2022, Enbridge a obtenu un emprunt à terme d'un an
de 1,5 G$ US et a remplacé un emprunt à terme de
52,5 milliards de yens (environ 500 M$ CA) à son
échéance par un emprunt à terme de trois ans de 84,8 milliards
de yens (environ 800 M$ CA) à des taux attrayants, le
produit ayant servi à rembourser la dette existante et à d'autres
fins générales.
Le 1er juin 2022, Enbridge a conclu le rachat
antérieurement annoncé d'actions privilégiées rachetables à
dividende cumulatif, série J, en circulation, d'un montant de
200 M$ US.
La société prévoit continuer à financer son programme
d'investissement de croissance garanti conformément à son modèle
d'autofinancement par capitaux propres au moyen des flux de
trésorerie générés à l'interne et des financements par emprunt
futurs, tout en maintenant son ratio de la dette sur le BAIIA à
l'intérieur de sa fourchette cible, soit entre 4,5 fois et
5,0 fois.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
Au cours du deuxième trimestre, la société a ajouté des projets
d'investissement de croissance de 3,6 G$ dans le cadre de son
programme d'investissement garanti, y compris l'agrandissement de
0,4 G$ US du réseau Texas Eastern associé au projet de
GNL Plaquemines de Venture Global, l'agrandissement pour un montant
estimatif de 1,2 G$ du tronçon T-North du réseau de
B.C. Pipeline (« agrandissement du
tronçon T-North ») et l'investissement de
1,5 G$ US dans l'installation de GNL de
Woodfibre. Les modalités commerciales de ces projets, décrites
de façon plus détaillée ci-dessous, sont conformes au modèle
d'affaires à faible risque d'Enbridge et démontrent la valeur des
infrastructures existantes d'Enbridge pour répondre à la demande
croissante d'énergie.
Le programme d'investissement de croissance garanti actuel de la
société s'élève à environ 13 G$ et, outre les projets
nouvellement garantis annoncés aujourd'hui, prévoit des besoins en
capitaux proportionnels, tant pour le programme de modernisation du
secteur Transport de gaz que pour le programme de croissance des
services publics du secteur Distribution de gaz, ainsi que quatre
projets éoliens extracôtiers en France qui devraient avoir une capacité de
production cumulée de 1,5 GW (capacité nette de 0,3 GW)
et plusieurs autres projets de moindre envergure à l'échelle
de l'entreprise.
Le financement du programme de croissance garanti sera
entièrement assuré par la capacité d'investissement annuelle de 5
G$ à 6 G$ de la société, provenant des flux de trésorerie
disponibles générés en interne et du bilan.
Projets d'agrandissement de Venice et de station de comptage de Gator
Express
La société a approuvé le projet d'agrandissement de Venice et le projet de station de comptage de
Gator Express pour livrer un volume cumulé de
1,5 Gpi3/j de gaz naturel à l'installation de GNL
Plaquemines de Venture Global située dans la paroisse de
Plaquemines, en Louisiane.
Ces projets comprendront l'ajout de conduites de 36 pouces
de diamètre, de stations de comptage et de compression et d'autres
améliorations sur le réseau de Texas Eastern, pour un coût en
capital cumulé estimé à 0,4 G$ US s'appuyant sur des
contrats d'achat ferme à long terme. Le projet de station de
comptage de Gator Express devrait entrer en service en 2023
alors que le projet d'agrandissement de Venice devrait entrer en service
en 2024.
Agrandissement du tronçon T-North
Au cours du deuxième trimestre, Enbridge a mené à bien un appel
de soumissions exécutoires pour une capacité de
535 Mpi3/j dans le cadre du projet d'agrandissement
du tronçon T-North d'un coût en capital estimatif de
1,2 G$.
L'agrandissement du tronçon T-North comprendra des ajouts
d'unités de compression, des boucles de canalisations et d'autres
modifications aux stations auxiliaires. Enbridge a maintenant
entamé le processus de réglementation et d'obtention de permis et
prévoit déposer une demande auprès de la Régie de l'énergie du
Canada (la « Régie »)
en 2024.
Le projet devrait être mis en service en 2026 et s'appuiera sur un modèle commercial fondé
sur le coût du service.
Investissement dans l'installation de GNL de
Woodfibre
Aujourd'hui, Enbridge a annoncé qu'elle avait conclu une entente
afin d'investir dans l'installation de GNL de 2,1 Mt/an
(~300 Mpi3/j) de Woodfibre située à Squamish, en Colombie-Britannique, mise en
place par Pacific Energy Corporation Limited. La participation
hors exploitation détenue par Enbridge sera de 30 % et fera
l'objet d'une distribution privilégiée conforme au modèle à faible
risque de la société axé sur les pipelines et les services publics;
la distribution privilégiée, fondée sur les coûts en capital
de l'investissement dans l'usine de GNL et les installations
connexes, sera déterminée au cours du premier semestre de
2023.
Le coût total du projet de l'installation de GNL de Woodfibre
s'élève à environ 5,1 G$ US et comprend les installations
de liquéfaction et de stockage flottant sur le site, ainsi que le
prolongement du gazoduc Eagle de Fortis BC pour transporter la
charge d'alimentation de B.C. Pipeline d'Enbridge à
l'installation de GNL de Woodfibre. Enbridge fournira sa
quote-part des coûts de construction pendant l'exécution du projet,
qui devrait être financé au moyen d'injections de capitaux propres
de 0,7 G$ US et d'un emprunt sans recours lié au projet,
dont la part proportionnelle d'Enbridge devrait s'élever à environ
0,6 G$ US. L'investissement d'Enbridge devrait comprendre
des intérêts incorporés à l'actif de 0,2 G$.
Le projet est titulaire d'une licence d'exportation de
40 ans et a reçu tous les permis environnementaux importants,
y compris l'Accord environnemental de la Nation
Squamish. L'installation de GNL de Woodfibre bénéficie d'un
solide soutien de la part des Autochtones grâce à des consultations
approfondies et significatives avec les peuples autochtones locaux,
et une entente a été conclue avec la nation Squamish au sujet des retombées.
La mise en service de l'installation est prévue pour
2027.
ACTUALITÉS
Cadre commercial pour le réseau principal
Actuellement, la société propose en parallèle deux cadres
commerciaux possible 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. 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.
Enbridge a consulté des intervenants du secteur et a donc fait
des propositions de tarification incitative étayées par des
renseignements détaillés sur les coûts à un groupe de négociation
composé d'un échantillon représentatif d'intervenants du secteur, y
compris des producteurs, des producteurs intégrés et des raffineurs
.
La société prévoit qu'elle aura décidé à la fin du troisième
trimestre si elle déposera une proposition de règlement de
tarification incitative ou une demande fondée sur le coût des
services auprès de la Régie de l'énergie du Canada.
Dossier tarifaire de Texas Eastern Transmission, LP
(« Texas Eastern »)
Le 11 juillet 2022, Texas Eastern a demandé au juge
administratif en chef de suspendre le calendrier des procédures
visant son dossier tarifaire consolidé, car un règlement de
principe sans opposition a été conclu entre les parties. En
collaboration avec les parties intéressées, Texas Eastern mettra la
dernière main à la stipulation et entente au cours des prochains
mois.
Appel de soumissions pour l'agrandissement du tronçon
T-South
La société a annoncé un appel de soumissions exécutoires pour
garantir l'agrandissement proposé du tronçon T-South de son réseau
B.C. Pipeline jusqu'à concurrence de
300 Mpi3/j, dont le coût en capital est estimé à
plus de 2,5 G$. Le projet d'agrandissement est conçu pour
répondre à la demande dans la région du nord-ouest des États-Unis
sur la côte du Pacifique. Si le projet va de l'avant, la société
prévoit qu'il sera mis en service en 2028
et qu'il sera assujetti à la tarification fondée sur le coût
du service.
Renégociation des contrats d'Alliance Pipeline
(« Alliance »)
Au cours du deuxième trimestre de 2022, Alliance a réalisé trois
appels de soumissions pour de la capacité sur son réseau. Le
plus important appel de soumissions a donné lieu à un volume
d'environ 270 Mpi3/j de service garanti à long
terme supplémentaire, sur une durée moyenne pondérée de
15 ans, à compter de novembre 2022. Les appels de
soumissions récents ont permis à Alliance de conclure des contrats
pour plus de 90 % de la capacité pour l'année gazière en cours
et la suivante, ce qui souligne la valeur de l'accès concurrentiel
d'Alliance aux marchés gaziers du Midwest américain et l'importance
d'Alliance comme lien entre la côte américaine du golfe du Mexique
et le marché de GNL.
Réalisation de l'offre publique de rachat dans le cours
normal des activités
Au deuxième trimestre de 2022, Enbridge a racheté et annulé
environ 2 millions de ses actions ordinaires en contrepartie
de près de 100 M$ dans le cadre de son offre publique de
rachat dans le cours normal des activités.
L'offre de rachat d'Enbridge 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
approuvé, soit 31 062 331 actions ordinaires,
jusqu'à concurrence d'un total de 1,5 G$. Depuis la mise
en place de l'offre de rachat, la société a racheté environ
3 millions d'actions.
Enbridge continuera d'évaluer les possibilités de rachat
d'actions aux termes de l'offre de rachat dans le cours normal des
activités de la société en fonction du maintien d'un bilan solide,
d'une bonne performance de l'entreprise ainsi que de la
disponibilité et de l'attrait d'autres possibilités
d'investissement de capitaux.
RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE
DE 2022
BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation conformes aux PCGR
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1 818
|
2 044
|
|
4 147
|
4 083
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 119
|
868
|
|
2 133
|
1 841
|
Distribution et
stockage de gaz
|
417
|
458
|
|
1 082
|
1 092
|
Production d'énergie
renouvelable
|
122
|
115
|
|
284
|
271
|
Services
énergétiques
|
(177)
|
(239)
|
|
(278)
|
(175)
|
Éliminations et
divers
|
(704)
|
92
|
|
(349)
|
312
|
BAIIA1
|
2 595
|
3 338
|
|
7 019
|
7 424
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
450
|
1 394
|
|
2 377
|
3 294
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2 534
|
2 489
|
|
5 473
|
5 053
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
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.
BAIIA ajusté par secteur
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a
été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen
supérieur de 1,28 $ CA/$ US au deuxième trimestre de
2022 et comparativement au deuxième
trimestre de 2021 (1,23 $ 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 de couverture compensatoires sont
comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.
Oléoducs
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1 223
|
|
1 050
|
|
|
2 507
|
|
2 181
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
213
|
|
231
|
|
|
458
|
|
468
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique
et du milieu du continent
|
284
|
|
261
|
|
|
631
|
|
450
|
|
Autres
réseaux1
|
375
|
|
302
|
|
|
716
|
|
626
|
|
BAIIA
ajusté2
|
2 095
|
|
1 844
|
|
|
4 312
|
|
3 725
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna3
|
2 782
|
|
2 623
|
|
|
2 892
|
|
2 684
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)4
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
Droits supplémentaires
au titre de l'entente de tarification
concurrentielle4
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
Droits supplémentaires
au titre du remplacement de la canalisation 34,
5
|
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
hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
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 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 réalisé pour le tronçon canadien du réseau principal
au Canada était de 1,24 $ CA/$ US pour le deuxième
trimestre de 2022 (1,24 $ CA/$ US pour le deuxième
trimestre de 2021). 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. La société constate actuellement une provision au
titre du TIC pour tenir compte de l'incertitude quant aux droits
définitifs pour le réseau principal à l'issue des négociations
relatives au cadre commercial pour ce réseau.
|
5
|
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 251 M$ par
rapport au deuxième trimestre de 2021, 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 2021, à la hausse des droits en raison de
l'application de droits supplémentaires totaux sur le remplacement
de la canalisation 3 de 0,935 $ US par baril, comparativement aux
droits supplémentaires de 0,20 $ US par baril pour le tronçon
canadien en vigueur avant octobre 2021, facteurs contrebalancés en
partie par la comptabilisation d'une provision au titre du TIC
provisoire pour les volumes expédiés sur le réseau principal en
2022.
- Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout
de l'acquisition du centre énergétique Ingleside d'Enbridge et de la hausse de
l'apport du pipeline Flanagan Sud;
contrebalancée en partie par la diminution des apports du réseau de
pétrole brut Seaway, du pipeline Spearhead et des actifs de
stockage de Cushing en raison de
la baisse de la demande.
- Comptabilisation, dans les FTD, d'encaissements de trésorerie
non inscrits dans les produits au titre de volumes contractuels non
acheminés au centre énergétique Ingleside d'Enbridge assortis de droits
contractuels d'acheminement à une date ultérieure.
- Incidence favorable de la conversion en dollars canadiens du
BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change supérieur,
partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le
cadre du programme de gestion du risque financier à l'échelle de la
société.
Transport de gaz et services intermédiaires
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux États-Unis
|
760
|
721
|
|
1 519
|
1 503
|
Transport de gaz au Canada
|
151
|
140
|
|
328
|
282
|
Services intermédiaires
aux États-Unis
|
131
|
41
|
|
220
|
84
|
Autres
|
42
|
33
|
|
75
|
73
|
BAIIA ajusté1
|
1 084
|
935
|
|
2 142
|
1 942
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 149 M$ par rapport au deuxième
trimestre de 2021, principalement en raison de ce qui
suit :
- Augmentation de l'apport du secteur Transport de gaz aux
États-Unis découlant de la mise en service au quatrième trimestre
de 2021 des projets de prolongement de Cameron et de Middlesex et du projet Appalachia to
Market.
- Augmentation de l'apport du secteur Transport de gaz au
Canada découlant du projet
d'agrandissement du tronçon de T‑South et du projet Spruce Ridge,
mis en service au quatrième trimestre de 2021, et hausse de l'apport de l'investissement
d'Enbridge dans Alliance Pipeline en raison de l'augmentation du
différentiel de base AECO-Chicago, ces facteurs étant
contrebalancés en partie par l'accroissement des charges
d'exploitation au deuxième trimestre de 2022.
- Augmentation de l'apport des services intermédiaires aux
États-Unis découlant de la hausse des prix des marchandises pour
les coentreprises DCP Midstream et Aux
Sable d'Enbridge.
- Incidence favorable de la conversion en dollars canadiens du
BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change supérieur,
partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le
cadre du programme de gestion du risque financier à l'échelle de la
société.
Distribution et stockage de gaz
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
417
|
419
|
|
1 073
|
1 023
|
Autres
|
5
|
42
|
|
23
|
84
|
BAIIA
ajusté1
|
422
|
461
|
|
1 096
|
1 107
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
391
|
352
|
|
1 207
|
1 023
|
Nombre de clients
actifs2 (en millions)
|
3,8
|
3,8
|
|
3,8
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
495
|
482
|
|
2 523
|
2 289
|
Prévisions fondées sur
les volumes en présence de températures
normales4
|
523
|
520
|
|
2 444
|
2 444
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
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 BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a
diminué de 39 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2021,
principalement en raison des facteurs suivants :
- Absence de bénéfice de la participation minoritaire d'Enbridge
dans Noverco Inc. en raison de sa vente le 30 décembre 2021.
- Calendrier des charges d'exploitation engagées au deuxième
trimestre de 2022 comparativement au deuxième trimestre de 2021,
ces facteurs étant contrebalancés en partie par ce qui suit :
- Accroissement des charges liées à la distribution d'EGI
découlant de l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la
clientèle.
Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises
en compte dans les tarifs, les conditions météorologiques aux
deuxièmes trimestres de 2022 et de
2021 n'ont eu aucune incidence sur le BAIIA.
Production d'énergie renouvelable
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
127
|
113
|
|
287
|
267
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
augmenté de 14 M$ comparativement à celui du deuxième
trimestre de 2021 en raison de ce qui suit :
- Augmentation des ressources éoliennes dans les centrales
éoliennes au Canada et aux
États-Unis.
- Hausse des prix de l'énergie dans les centrales éoliennes
extracôtières Rampion.
Services énergétiques
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(99)
|
(86)
|
|
(170)
|
(161)
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de
13 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2021. Ce
repli s'explique par le recul plus marqué de la structure de marché
qu'à la période correspondante de 2021, limitant les occasions de
stockage, et par la compression importante des différentiels
d'emplacement et de qualité sur certains marchés.
Éliminations et divers
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
|
17
|
(19)
|
|
85
|
87
|
Gains réalisés sur le
règlement de couvertures de change
|
69
|
54
|
|
110
|
78
|
BAIIA
ajusté1
|
86
|
35
|
|
195
|
165
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en
annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
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
cette unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de
51 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2021, en
raison des facteurs suivants :
- Moment du recouvrement des charges d'exploitation et
d'administration auprès des secteurs d'activités.
- Hausse des gains de change réalisés sur le dénouement de
couvertures.
Flux de trésorerie distribuables
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, nombre d'actions
en millions)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 095
|
1 844
|
|
4 312
|
3 725
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 084
|
935
|
|
2 142
|
1 942
|
Distribution et
stockage de gaz
|
422
|
461
|
|
1 096
|
1 107
|
Production d'énergie
renouvelable
|
127
|
113
|
|
287
|
267
|
Services
énergétiques
|
(99)
|
(86)
|
|
(170)
|
(161)
|
Éliminations et
divers
|
86
|
35
|
|
195
|
165
|
BAIIA ajusté1,
3
|
3 715
|
3 302
|
|
7 862
|
7 045
|
Investissements de
maintien
|
(147)
|
(161)
|
|
(251)
|
(270)
|
Charge
d'intérêts1
|
(787)
|
(635)
|
|
(1 520)
|
(1 312)
|
Impôts
exigibles1
|
(89)
|
(20)
|
|
(262)
|
(121)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(64)
|
(73)
|
|
(124)
|
(141)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du
bénéfice1
|
111
|
153
|
|
144
|
196
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(82)
|
(90)
|
|
(173)
|
(182)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
84
|
32
|
|
125
|
51
|
Autres ajustements hors
trésorerie
|
6
|
(5)
|
|
18
|
(2)
|
FTD3
|
2 747
|
2 503
|
|
5 819
|
5 264
|
Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation
|
2 026
|
2 024
|
|
2 026
|
2 023
|
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 Mesure financière
hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Au deuxième trimestre de 2022, les FTD ont augmenté de 244 M$
comparativement au deuxième trimestre de 2021, principalement en
raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à
l'accroissement du BAIIA ajusté, ainsi que du facteur suivant:
- Augmentation des encaissements de trésorerie non inscrits dans
les produits au titre de volumes contractuels non acheminés au
centre énergétique Ingleside
d'Enbridge assortis de droits contractuels d'acheminement à une
date ultérieure, ce facteur ayant été contrebalancé par ce qui suit
:
- Accroissement de la charge d'intérêts découlant de la réduction
des intérêts capitalisés associés au tronçon américain du programme
de remplacement de la canalisation 3 mis en service au quatrième
trimestre de 2021 ainsi que de la hausse du solde de la dette lié à
la progression du programme d'investissement de croissance garanti
de la société en 2021 et de
l'augmentation des taux d'intérêt influant sur les titres d'emprunt
à taux variable.
- Hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice imposable
plus élevé et de l'augmentation du taux d'imposition minimum aux
États-Unis.
Bénéfice ajusté
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1,2
|
3 715
|
3 302
|
|
7 862
|
7 045
|
Amortissement
|
(1 103)
|
(929)
|
|
(2 168)
|
(1 861)
|
Charge
d'intérêts2
|
(776)
|
(622)
|
|
(1 498)
|
(1 287)
|
Charge
d'impôts2
|
(388)
|
(269)
|
|
(914)
|
(668)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(11)
|
(35)
|
|
(38)
|
(56)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(87)
|
(90)
|
|
(189)
|
(182)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 350
|
1 357
|
|
3 055
|
2 991
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,67
|
0,67
|
|
1,51
|
1,48
|
1
Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la
section en annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
2 Ces
montants sont présentés déduction faite des éléments
d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a diminué de 7 M$ et le bénéfice ajusté par
action est resté stable par rapport au deuxième trimestre de 2021,
principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés
ayant également contribué à la hausse du BAIIA ajusté, annulés en
partie par ce qui suit :
- Hausse de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis
en service en 2021, notamment le tronçon américain du programme de
remplacement de la canalisation 3, qui est entré en service au
quatrième trimestre, et le centre énergétique Ingleside d'Enbridge acquis en octobre
2021.
- Accroissement de la charge d'intérêts découlant de la réduction
des intérêts capitalisés associés au tronçon américain du programme
de remplacement de la canalisation 3 mis en service au quatrième
trimestre de 2021 ainsi que de la hausse du solde de la dette lié à
la progression du programme d'investissement de croissance garanti
de la société en 2021 et de
l'augmentation des taux d'intérêt ayant une incidence sur les
titres d'emprunt à taux variable.
- Hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice imposable
plus élevé et de l'augmentation du taux d'imposition minimum aux
États-Unis.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 29 juillet 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 deuxième
trimestre de 2022. Analystes, membres des médias et autres parties
intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais
le (888) 396-8049 ainsi que le code de participant 07842067.
La conférence sera diffusée en direct sur Internet à
l'adresse https://event.on24.com/wcc/r/3824792/88DB5677122E3804BF607036212 1F8BE.
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 (877) 674-7070
(code d'identification : 842067).
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 26 juillet 2022, le conseil d'administration de la
société a déclaré les dividendes trimestriels ci‑après. Tous
les dividendes sont payables le
1er septembre 2022 aux actionnaires inscrits
le 15 août 2022.
|
Dividende
par action
|
|
Actions
ordinaires1
|
0,86000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B2
|
0,32513
|
$
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,27875
|
$
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350
|
$
|
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 19
|
0,30625
|
$
|
1 Le
dividende trimestriel par action ordinaire a été majoré
de 3 % et est passé de 0,835 $ à 0,86 $ à compter du
1er mars 2022.
|
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 en 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 et
les rendements des actifs; le rendement prévu des entreprises de la
société, y compris la croissance de la clientèle et les occasions
de croissance interne; la vigueur, la capacité et la souplesse
financières; les coûts de financement; 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; l'incidence des conditions
météorologiques et du caractère saisonnier; 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, y compris en ce qui a trait à
l'investissement dans le projet de GNL de Woodfibre, à
l'agrandissement des réseaux T-North et T-South ainsi qu'au projet
d'agrandissement de Venice; les acquisitions, les cessions et
les autres transactions prévues, ainsi que le moment et les
avantages qui devrait être tirés de ces opérations;
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 et à
Texas Eastern, 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, du GNL 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 stabilité de notre chaîne d'approvisionnement;
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; le moment et la clôture des acquisitions, des
cessions et des autres transactions et la réalisation des avantages
prévus qui devraient en être tirés; 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 ses 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 relie en toute sécurité des millions de personnes à
l'énergie dont elles dépendent chaque jour, alimentant la qualité
de vie grâce à ses réseaux nord-américains de gaz naturel, de
pétrole ou d'énergie renouvelable et à son portefeuille européen de
parcs éoliens extracôtiers en pleine croissance. Nous investissons
dans des infrastructures modernes de distribution d'énergie afin de
maintenir l'accès à une énergie sûre et abordable et nous nous
appuyons sur deux décennies d'expérience en énergie renouvelable
pour faire progresser les nouvelles technologies, y compris
l'énergie éolienne et solaire, l'hydrogène, le gaz naturel
renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone. Nous
sommes déterminés à réduire l'empreinte carbone de l'énergie que
nous livrons et à atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Les
actions ordinaires d'Enbridge, dont le siège social est situé à
Calgary, en Alberta, sont négociées sous le symbole ENB
aux bourses de Toronto (TSX) et de
New York (NYSE). Pour en savoir
plus, visitez le site 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
|
|
|
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 HORS 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 principes
comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des
États-Unis ») avant couverture des intérêts, des impôts, et de
l'amortissement.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières hors 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 hors PCGR et des
ratios hors PCGR prospectifs sans effort déraisonnable.
Nos mesures financières hors PCGR et nos ratios hors PCGR
décrits ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas
de signification normalisée aux termes des 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
hors PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR -
BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1 818
|
2 044
|
|
4 147
|
4 083
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 119
|
868
|
|
2 133
|
1 841
|
Distribution et
stockage de gaz
|
417
|
458
|
|
1 082
|
1 092
|
Production d'énergie
renouvelable
|
122
|
115
|
|
284
|
271
|
Services
énergétiques
|
(177)
|
(239)
|
|
(278)
|
(175)
|
Éliminations et
divers
|
(704)
|
92
|
|
(349)
|
312
|
BAIIA
|
2 595
|
3 338
|
|
7 019
|
7 424
|
Amortissement
|
(1 064)
|
(929)
|
|
(2 119)
|
(1 861)
|
Charge
d'intérêts
|
(791)
|
(618)
|
|
(1 510)
|
(1 275)
|
Charge d'impôts sur les
bénéfices
|
(133)
|
(270)
|
|
(726)
|
(753)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(12)
|
(37)
|
|
(40)
|
(59)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(145)
|
(90)
|
|
(247)
|
(182)
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
450
|
1 394
|
|
2 377
|
3 294
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 095
|
1 844
|
|
4 312
|
3 725
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 084
|
935
|
|
2 142
|
1 942
|
Distribution et
stockage de gaz
|
422
|
461
|
|
1 096
|
1 107
|
Production d'énergie
renouvelable
|
127
|
113
|
|
287
|
267
|
Services
énergétiques
|
(99)
|
(86)
|
|
(170)
|
(161)
|
Éliminations et
divers
|
86
|
35
|
|
195
|
165
|
BAIIA ajusté
|
3 715
|
3 302
|
|
7 862
|
7 045
|
Amortissement
|
(1 103)
|
(929)
|
|
(2 168)
|
(1 861)
|
Charge
d'intérêts
|
(776)
|
(622)
|
|
(1 498)
|
(1 287)
|
Charge d'impôts sur les
bénéfices
|
(388)
|
(269)
|
|
(914)
|
(668)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(11)
|
(35)
|
|
(38)
|
(56)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(87)
|
(90)
|
|
(189)
|
(182)
|
Bénéfice
ajusté
|
1 350
|
1 357
|
|
3 055
|
2 991
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,67
|
0,67
|
|
1,51
|
1,48
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
|
2 595
|
3 338
|
|
7 019
|
7 424
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
850
|
(242)
|
|
417
|
(521)
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
16
|
153
|
|
36
|
14
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
(36)
|
47
|
|
26
|
66
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
62
|
--
|
|
72
|
--
|
Charges de
restructuration liées à la stratégie d'assurance
d'entreprise
|
100
|
--
|
|
100
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs
|
47
|
--
|
|
91
|
--
|
Autres
|
81
|
6
|
|
101
|
62
|
Total des éléments
d'ajustement
|
1 120
|
(36)
|
|
843
|
(379)
|
BAIIA ajusté
|
3 715
|
3 302
|
|
7 862
|
7 045
|
Amortissement
|
(1 064)
|
(929)
|
|
(2 119)
|
(1 861)
|
Charge
d'intérêts
|
(791)
|
(618)
|
|
(1 510)
|
(1 275)
|
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
|
(132)
|
(270)
|
|
(725)
|
(753)
|
Bénéfice
attribuable aux participations ne
donnant
pas le contrôle
|
(12)
|
(37)
|
|
(40)
|
(59)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(145)
|
(90)
|
|
(247)
|
(182)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Amortissement
|
(39)
|
--
|
|
(49)
|
--
|
Charge
d'intérêts
|
15
|
(4)
|
|
12
|
(12)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(256)
|
1
|
|
(189)
|
85
|
Bénéfice
attribuable aux participations ne
donnant
pas le contrôle
|
1
|
2
|
|
2
|
3
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
58
|
--
|
|
58
|
--
|
Bénéfice
ajusté
|
1 350
|
1 357
|
|
3 055
|
2 991
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,67
|
0,67
|
|
1,51
|
1,48
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA
AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
2 095
|
1 844
|
|
4 312
|
3 725
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(196)
|
145
|
|
(74)
|
306
|
Règlement d'impôts
fonciers
|
--
|
57
|
|
--
|
57
|
Perte de valeur
d'actifs
|
(47)
|
--
|
|
(47)
|
--
|
Autres
|
(34)
|
(2)
|
|
(44)
|
(5)
|
Total des
ajustements
|
(277)
|
200
|
|
(165)
|
358
|
BAIIA
|
1 818
|
2 044
|
|
4 147
|
4 083
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1 084
|
935
|
|
2 142
|
1 942
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
36
|
(47)
|
|
(26)
|
(66)
|
Autres
|
(1)
|
(20)
|
|
17
|
(35)
|
Total des
ajustements
|
35
|
(67)
|
|
(9)
|
(101)
|
BAIIA
|
1 119
|
868
|
|
2 133
|
1 841
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
422
|
461
|
|
1 096
|
1 107
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
--
|
12
|
|
--
|
14
|
Autres
|
(5)
|
(15)
|
|
(14)
|
(29)
|
Total des
ajustements
|
(5)
|
(3)
|
|
(14)
|
(15)
|
BAIIA
|
417
|
458
|
|
1 082
|
1 092
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
127
|
113
|
|
287
|
267
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
2
|
|
4
|
4
|
Autres
|
(7)
|
--
|
|
(7)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(5)
|
2
|
|
(3)
|
4
|
BAIIA
|
122
|
115
|
|
284
|
271
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
(99)
|
(86)
|
|
(170)
|
(161)
|
Variation de la perte
latente liée à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(16)
|
(153)
|
|
(36)
|
(14)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
(62)
|
--
|
|
(72)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(78)
|
(153)
|
|
(108)
|
(14)
|
BAIIA
|
(177)
|
(239)
|
|
(278)
|
(175)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
86
|
35
|
|
195
|
165
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(656)
|
83
|
|
(347)
|
197
|
Perte de valeur des
actifs locatifs
|
--
|
--
|
|
(44)
|
--
|
Frais de
restructuration de la stratégie d'assurance
de l'entreprise
|
(100)
|
--
|
|
(100)
|
--
|
Autres
|
(34)
|
(26)
|
|
(53)
|
(50)
|
Total des
ajustements
|
(790)
|
57
|
|
(544)
|
147
|
BAIIA
|
(704)
|
92
|
|
(349)
|
312
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR -
RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
ET FTD
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2022
|
2021
|
|
2022
|
2021
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2 534
|
2 489
|
|
5 473
|
5 053
|
Montant ajusté pour
tenir compte de la variation de l'actif et du passif
d'exploitation1
|
(114)
|
(55)
|
|
138
|
363
|
|
2 420
|
2 434
|
|
5 611
|
5 416
|
Distributions aux
participations ne donnant
pas le contrôle2
|
(64)
|
(73)
|
|
(124)
|
(141)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(82)
|
(90)
|
|
(173)
|
(182)
|
Investissements de
maintien3
|
(147)
|
(161)
|
|
(251)
|
(270)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits4
|
84
|
32
|
|
125
|
51
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des
bénéfices cumulatifs2
|
143
|
184
|
|
326
|
245
|
Frais de
restructuration de la stratégie d'assurance de
l'entreprise
|
100
|
--
|
|
100
|
--
|
Autres éléments
|
293
|
177
|
|
205
|
145
|
FTD
|
2 747
|
2 503
|
|
5 819
|
5 264
|
1 Variations des actifs et des
passifs d'exploitation, déduction faite des
recouvrements.
|
2 Ces montants sont présentés
déduction faite des éléments d'ajustement.
|
3 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.
|
4 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.
|
SOURCE Enbridge Inc.