CALGARY, le
29 juillet 2020 /CNW/- Enbridge Inc.
(« Enbridge » ou la « société »)
(TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les
résultats financiers du deuxième trimestre de 2020 et a
présenté un compte rendu trimestriel.
Points saillants des résultats du deuxième trimestre
de 2020
(Tous les montants sont non audités et sont
en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1 647 M$ ou 0,82 $ par action
ordinaire, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1 736
M$ ou 0,86 $ par action ordinaire en 2019
- Bénéfice ajusté de 1 133 M$ ou 0,56 $ par action ordinaire,
comparativement à 1 349 M$ ou 0,67 $ par action ordinaire en
2019
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 3 312 M$, comparativement à 3 208 M$ en 2019
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2
416 M$, comparativement à 2 494 M$ en 2019
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 437 M$,
comparativement à 2 310 M$ en 2019
- Confirmation des objectifs financiers pour 2020 visant des FTD
par action se situant entre 4,50 $ et 4,80 $
- Exploitation continue et stable de nos réseaux pipeliniers en
Amérique du Nord pendant la pandémie de COVID-19 pour répondre aux
besoins énergétiques de nos clients de manière fiable
- Adoption par la société de plusieurs mesures visant à rehausser
la résilience et à réaliser des réductions de coûts de 300 M$ en
2020
- Réalisation du plan de financement par emprunt de 2020, portant
les liquidités disponibles à plus de 14 G$
- Obtention des approbations réglementaires pour les règlements
tarifaires incontestés visant Algonquin Gas Transmission et BC
Pipeline
- Début de l'aménagement du parc éolien extracôtier de Fécamp en
France, une installation d'une
capacité de 500 MW qui s'appuie sur des ententes d'achat
d'électricité à prix fixes à long terme
- Approbation de quatre projets de croissance dans le secteur
Distribution et stockage de gaz visant à renforcer le réseau de
distribution et à accroître la capacité de stockage au carrefour
Dawn
- Progrès dans le cadre de l'exécution du programme
d'investissement garanti de 11 G$
- Achèvement du processus de requête en révision pour la
canalisation 3 auprès de la Minnesota Public Utilities Commission
(« MPUC »); progrès vers l'échéance du 14 novembre pour l'obtention
des permis de l'Agence de contrôle de la pollution du Minnesota (« ACPM »)
- Établissement d'un processus d'examen réglementaire par la
Régie de l'énergie du Canada (la «
Régie ») pour la demande visant les contrats de services de
transport sur le réseau principal au Canada; réponse d'Enbridge aux demandes de
renseignements initiales démontrant clairement les avantages pour
le public et les expéditeurs
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION - Al Monaco, Président et chef de
la direction
« La pandémie de COVID-19 a eu une incidence sans précédent
sur notre société, sur nos économies et sur le secteur énergétique
à l'échelle mondiale. Enbridge y a réagi rapidement et
efficacement en vue d'assurer la livraison sécuritaire et
ininterrompue d'énergie à ses clients à l'échelle de l'Amérique du
Nord tout en protégeant la santé de ses employés. Alors que la
pandémie prenait de l'ampleur au début de l'année, nous avons
adopté des plans visant à rehausser notre solidité opérationnelle
et financière pour nous protéger contre un ralentissement prolongé,
et à atténuer l'incidence d'une baisse de débit sur notre réseau
principal. Nous avons bien résisté aux effets à court terme de la
pandémie sur notre entreprise, et je suis très fier de toute
l'équipe d'Enbridge et de la façon dont nous avons relevé ce
défi. »
« Au cours des trois dernières années, nous nous sommes
employés à bâtir une entreprise plus robuste, ce qui nous a mis en
bonne position pour entreprendre 2020, avant que ne survienne
la COVID-19. Nous avons fortement diversifié nos activités
commerciales vers le gaz naturel, vendu notre entreprise de
collecte et de traitement de gaz naturel et considérablement réduit
notre niveau d'endettement en adoptant un modèle d'autofinancement
par capitaux propres. Nous avons par ailleurs simplifié notre
structure d'entreprise, réduit les frais généraux et exécuté avec
succès des projets d'investissement de 30 G$. »
« Nous adoptons cette année d'autres mesures en vue de
renforcer davantage notre solidité et notre souplesse
financières. Nous avons tiré profit de la vigueur des marchés
des titres de créance pour lever du capital d'une valeur de
6,9 G$ à des taux favorables, ce qui nous a procuré la
totalité du capital de croissance requis en 2020. Nos
liquidités disponibles ont atteint 14 G$ de sorte que nous
n'aurons pas à recourir aux marchés des capitaux d'ici la fin
de 2021. Nous avons de plus concrétisé la totalité de notre
plan de réduction de coûts pour 2020. »
« Dans le contexte du pire ralentissement que le
secteur énergétique ait jamais connu, la solidité et la résilience
de nos actifs ont été démontrées une fois de plus au deuxième
trimestre, comme en témoignent nos résultats financiers. Les
FTD par action ont atteint 1,21 $, montant supérieur à nos
attentes pour le deuxième trimestre et le premier semestre de
l'exercice. Malgré la turbulence prévue au cours du deuxième
semestre de 2020, qui atténuera les résultats favorables du
premier semestre, nous prévoyons atteindre nos objectifs pour
l'exercice complet, soit des FTD par action se situant dans la
fourchette de 4,50 $ à 4,80 $. »
« Toutes nos unités d'exploitation ont bien performé et
contribué aux solides résultats du deuxième trimestre. Plus
particulièrement, les secteurs Transport de gaz et Distribution et
stockage de gaz ont connu une forte utilisation et des décisions
tarifaires favorables. Dans le secteur Oléoducs, le débit du réseau
principal a été d'environ 400 milliers de barils par jour
inférieur à celui du premier trimestre. Néanmoins, le débit ne
cesse de s'améliorer et est conforme à nos attentes. Cette tendance
rend compte de la position concurrentielle enviable des raffineries
du Midwest américain et de la côte américaine du golfe du Mexique
qui utilisent du pétrole lourd canadien acheminé par notre
réseau. »
« En débit des perturbations causées par la COVID-19, nous
avons réalisé des progrès importants en vue de concrétiser nos
grandes priorités stratégiques ce trimestre. Notre programme
d'investissement garanti de 11 G$ se déroule bien, notamment
la canalisation 3 au Minnesota, pour laquelle nous avons achevé le
processus réglementaire lié à l'étude d'impact environnemental, au
certificat de nécessité et à l'approbation du tracé. En outre,
l'Agence de contrôle de la pollution a établi le 14 novembre
comme l'échéance définitive pour l'obtention des permis de
construction. »
« Ce trimestre, nous avons approuvé de nouveaux projets de
croissance garantis de 1 G$, soit quatre projets de
distribution de gaz et un nouveau projet éolien extracôtier en
Europe. Notre demande visant les contrats de services de
transport sur le réseau principal est en cours de traitement; la
Régie a publié une ordonnance d'audience définissant les
principales étapes du processus et nous fournissons de
l'information démontrant la valeur de ces contrats pour les clients
et pour assurer l'optimisation de la valeur des ressources de
l'Ouest canadien. »
« Pour conclure, le rendement du premier semestre
de 2020 a été supérieur aux prévisions, ce qui témoigne de la
résilience de notre entreprise et de notre capacité de produire des
résultats solides dans une conjoncture de marché difficile. Nous
maintenons le cap sur l'exécution de notre programme
d'investissement garanti qui, cumulé à la croissance intrinsèque de
notre entreprise, devrait donner lieu à une croissance des FTD par
action de 5 % à 7 % d'ici la fin de 2022. »
REVUE DES RÉSULTATS FINANCIERS ET PERSPECTIVES FINANCIÈRES
POUR 2020
Les résultats financiers du trimestre et du semestre clos le
30 juin 2020 sont résumés dans le tableau
ci-après :
|
|
|
|
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action; nombre d'actions en
millions)
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR
|
1
647
|
|
1 736
|
|
218
|
|
3 627
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,82
|
|
0,86
|
|
0,11
|
|
1,80
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
416
|
|
2 494
|
|
5
225
|
|
4 670
|
BAIIA ajusté1
|
3
312
|
|
3 208
|
|
7
075
|
|
6 977
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
133
|
|
1 349
|
|
2
801
|
|
2 989
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,56
|
|
0,67
|
|
1,39
|
|
1,48
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
437
|
|
2 310
|
|
5
143
|
|
5 068
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
019
|
|
2 018
|
|
2
019
|
|
2 017
|
1
|
Mesures financières
non conformes aux PCGR. Les tableaux présentant le
rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du bénéfice
ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables
sont joints en annexe au présent communiqué.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR pour le deuxième trimestre de 2020 a
diminué de 89 M$, ou 0,04 $ par action, par rapport à la
période correspondante de 2019. La comparabilité d'une période
à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
a subi l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu
fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués
dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à
l'Annexe A du présent communiqué.
Au deuxième trimestre de 2020, le BAIIA ajusté a augmenté de
104 M$ comparativement à celui de la période correspondante de
2019. Cette augmentation découle des taux d'utilisation élevés dans
le secteur Transport de gaz et pour notre service public de
distribution de gaz, du bénéfice supplémentaire attribuable aux
règlements tarifaires positifs pour Texas Eastern, de l'apport des
nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019 et au premier trimestre de 2020 et des occasions de stockage favorables
ayant contribué au bénéfice du secteur Services énergétiques. Ces
facteurs commerciaux positifs ont été atténués en partie par le
recul du bénéfice du secteur Oléoducs découlant de la réduction du
débit sur le réseau principal en raison de la COVID-19 et par
l'absence de l'apport des installations sous réglementation
fédérale de nos entreprises canadiennes de collecte et de
traitement de gaz naturel, qui ont été vendues le 31 décembre
2019.
Le bénéfice ajusté au deuxième trimestre de 2020 a diminué
de 216 M$, ou 0,11 $ par action. Cette baisse rend
compte avant tout de la réduction des intérêts capitalisés et de la
hausse de l'amortissement compte tenu des nouveaux actifs mis en
service en 2019, principalement le programme de remplacement
de la canalisation 3 au Canada assorti de droits supplémentaires
provisoires jusqu'à l'achevement de la canalisation 3 aux
États-Unis.
Les FTD ont totalisé 2 437 M$ au deuxième trimestre,
soit 127 M$ de plus qu'au deuxième trimestre de 2019. Cet
accroissement provient principalement de l'incidence nette des
facteurs d'exploitation susmentionnés ainsi que de la baisse des
investissements de maintien en raison de l'échéancier des
décaissements dans le contexte de la COVID-19. Ces facteurs sont
commentés plus en détail à la rubrique Flux de trésorerie
distribuables.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après présente
l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse
des résultats du deuxième trimestre de 2020.
Confirmation des objectifs financiers pour 2020
Compte tenu de son solide rendement pour le premier semestre et
des perspectives pour le deuxième semestre, la société continue de
prévoir que les FTD se situeront dans la fourchette de ses
prévisions initiales de 4,50 $ à 4,80 $ par
action. L'excellente performance de la société au premier
semestre devrait être contrebalancée par des facteurs
négatifspropres au second semestre de 2020. Ces facteurs
comprennent le rythme et l'ampleur de la reprise du débit sur le
réseau principal, la relance des dépenses d'entretien à l'échelle
de l'entreprise conformément aux prévisions de 2020, le recul
des produits d'exploitation du réseau Texas Eastern en raison des
limitations de capacité ainsi que l'apport inférieur du secteur
Services énergétiques. Par ailleurs, la société continue de
s'attendre à un taux de change du dollar américain avantageux pour
les flux de trésorerie non couverts, à de faibles taux
d'intérêt et coûts de financement connexes et à la concrétisation
de mesures supplémentaires visant à réduire les coûts à l'échelle
de l'entreprise en 2020.
Dans le compte rendu du premier trimestre, la société a présenté
des perspectives révisées pour les volumes sur le réseau principal
étant donné la baisse rapide de la demande de produits raffinés
attribuable à la COVID-19 et la réduction de la demande de
raffinage de pétrole brut en découlant. Les prévisions de la
société laissaient entrevoir une contraction des volumes sur le
réseau principal de l'ordre de 400 à 600 milliers de
barils par jour (« kb/j ») au deuxième trimestre et d'une
moyenne de 300 kb/j pour les neuf derniers mois de l'exercice,
comparativement à un débit annuel moyen prévu de 2,84 millions
de barils par jour (« Mb/j »). Pour le trimestre visé, le
débit sur le réseau principal s'est établi à 2,44 Mb/j, ce qui
témoigne d'une reprise légèrement plus rapide de la demande de
produits raffinés et d'une utilisation accrue des raffineries, plus
particulièrement dans le Midwest américain.
D'ici la fin de 2020, la société prévoit une reprise
soutenue, mais graduelle, de la demande, ce qui est conforme à nos
prévisions quant au débit, alors que les restrictions de voyage et
les mesures frontalières seront levées et que les déplacements
reprendront en Amérique du Nord. En effet, nous prévoyons que
les raffineries situées dans les principaux marchés desservis par
le réseau principal d'Enbridge (c.-à-d. le Midwest américain,
l'Ontario, le Québec et la côte
américaine du golfe du Mexique) maintiendront des taux
d'utilisation supérieurs compte tenu de leur envergure, de leur
complexité et de leurs coûts concurrentiels. La société continue de
prévoir que la capacité d'expédition de volumes sur le réseau
principal sera sous-utilisée de 200 à 400 kb/j au
troisième trimestre, puis de 100 à 300 kb/j au quatrième
trimestre, pour revenir à la pleine utilisation au début de
2021.
MISE À JOUR SUR LE RENDEMENT DE L'ENTREPRISE ET LES PRIORITÉS
STRATÉGIQUES
Mise à exécution du programme d'investissement de croissance
garanti de 11 G$
La société dispose dorénavant d'un portefeuille de projets
garantis d'environ 11 G$ à diverses étapes d'exécution qui
comprend environ 0,3 G$ de nouveaux projets annoncés pour le
secteur Distribution et stockage de gaz et 0,7 G$ pour le
secteur Énergie renouvelable au deuxième trimestre. Dans le
cadre de ce programme, une tranche d'environ 5 G$ du montant
de 11 G$ sera engagée d'ici la fin de 2022, déduction
faite du financement qui devrait être assuré par de tierces parties
dans le cadre des projets. Des détails sur ces projets
nouvellement garantis sont présentés dans les mises à jour sur les
divers secteurs ci-après.
Dans leur ensemble, ces projets garantis devraient être mis en
service entre 2020 et 2023. Une fois en service, ils
procureront des flux de trésorerie supplémentaires de près de
2,5 G$ et engendreront une croissance très transparente à
court et à moyen terme. Les projets particuliers qui constituent le
programme garanti sont déployés sur des territoires et des
plateformes commerciales variés et s'appuient sur des contrats
d'achat ferme à long terme, des accords fondés sur le coût du
service ou des ententes commerciales à faible risque
similaires.
Durant le deuxième trimestre, la société a poursuivi l'exécution
de plusieurs projets garantis tout en assurant la mise en place de
mesures préventives contre la COVID-19 pour protéger la santé des
équipes de construction. Les progrès accomplis dans le cadre
de l'exécution des projets comprennent ce qui suit :
- Achèvement de la phase 1 du projet d'expansion du pipeline
Express pour en augmenter la capacité de 25 kb/j.
- Progression de la construction dans le cadre du projet de
fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South de 1,0 G$, dont 30
M$ en retombées directes pour les sociétés affiliées autochtones.
Le projet se déroule selon les objectifs établis, soit une mise en
service progressive en 2021.
- Obtention de l'approbation de la FERC pour aller de l'avant
avec le projet d'expansion de 0,2 G$ de Cameron, qui reliera le
pipeline de Texas Eastern à l'installation de GNL Calcasieu Pass de
Venture Global. La construction dans le cadre du projet devrait
débuter en 2020.
- Déroulement tel que prévu du projet éolien extracôtier de
Saint-Nazaire en France. Les principaux entrepreneurs ont été
choisis et la fabrication des principales composantes est en cours
dans le cadre de ce projet de 0,9 G$.
- Progrès en vue de la concrétisation des mesures d'optimisation
du réseau principal prévues pour en rehausser le débit de 50
kb/j.
Mise à jour sur le secteur Oléoducs
Conclusion de contrats pour le réseau principal
En mai 2020, la Régie a annoncé qu'elle entendait
entreprendre immédiatement l'examen réglementaire de la demande de
la société au sujet de la mise en œuvre de contrats visant le
réseau principal d'oléoducs au Canada. L'offre de contrats
proposée remplacera l'entente de tarification concurrentielle
(« ETC ») actuellement en vigueur jusqu'au
30 juin 2021.
La Régie a publié une ordonnance d'audience établissant le
calendrier du processus d'examen réglementaire qui comprend deux
séries de demandes de renseignements de la part des intervenants,
le dépôt de la preuve écrite et les réponses d'Enbridge et se
terminera en avril 2021. La société prévoit que l'audience
orale aura lieu après avril 2021, mais une date d'audience n'a
pas encore été déterminée. Si un accord de remplacement n'est
pas en place d'ici le 30 juin 2021, les droits aux termes
de l'ETC continueront de s'appliquer provisoirement.
Au cours du deuxième trimestre, Enbridge a répondu à la première
série de demandes de renseignements de la part de la Régie. La
preuve appuie par ailleurs notre opinion selon laquelle les droits
proposés sont conformes aux critères de rendement équitable de
l'organisme de réglementation et que l'offre de contrats est dans
l'intérêt du public. L'offre de contrats pour le réseau principal
assure les meilleures rentrées nettes pour les producteurs de
l'Ouest canadien, maximisant ainsi la valeur du brut de l'Ouest
canadien. Cela est possible en offrant les droits les moins élevés
pour l'accès aux meilleurs marchés et en garantissant la demande à
long terme pour le pétrole lourd et léger du Canada.
Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de
9 G$, d'intégrité essentielle, renforcera l'exploitation
fiable et en toute sécurité du réseau principal pendant longtemps
et témoigne de l'importance accordée à la protection de
l'environnement.
En décembre 2019, la société a mis en service le tronçon
canadien du pipeline de remplacement, d'un coût de 5 G$ et
assorti de droits provisoires de 0,20 $ US
le baril.
Quant au tronçon américain dans le cadre du projet, la MPUC a
rendu au deuxième trimestre son ordonnance définitive pour
approuver l'étude d'impact environnemental (« EIE »)
définitive et rétablir le certificat de nécessité et le tracé du
pipeline. La MPUC a par la suite rejeté toutes les requêtes en
révision. Ce jalon a pour l'essentiel complété le processus
réglementaire et permet d'entreprendre la construction du pipeline,
qui devrait durer entre six et neuf mois, à la suite de la
délivrance des permis étatiques et fédéraux requis.
L'ACPM a publié un avant-projet de la certification de qualité
de l'eau 401 en février 2020. À la suite d'une période de
commentaires du public, l'ACPM a annoncé le 3 juin 2020
qu'elle tiendra une audience de contestation judiciaire au sujet de
la certification de la qualité de l'eau 401. La contestation
judiciaire portera principalement sur les méthodes de construction
aux points de franchissement de cours d'eau et l'évaluation
appropriée des incidences environnementales plutôt que sur le tracé
et la nécessité du projet, qui ont déjà été déterminés par la MPUC.
L'audience de contestation judiciaire est prévue pour la période du
24 au 28 août 2020. Par la suite, le juge administratif
présentera son rapport le 16 octobre 2020. L'audience de
contestation judiciaire sous la direction du juge administratif
confirme que pour maintenir sa compétence, l'ACMP est tenue en
vertu de la Clean Air Act de rendre sa décision au sujet de
la certification 401 d'ici le 14 novembre 2020.
Le processus d'octroi de permis de l'Army Corps of Engineers des
États-Unis (« Army Corps ») et du département des
Ressources naturelles du Minnesota
se poursuit en parallèle.
Pour l'heure, Enbridge ne peut déterminer à quel moment tous les
permis nécessaires pour entreprendre la construction seront
délivrés et, pour cette raison, aucune mise à jour quant à la date
de mise en service de la canalisation 3 n'a été fournie.
Conduites jumelles de la canalisation 5
Projet de tunnel dans les Grands Lacs
Aux termes de l'entente entre Enbridge et
l'État du Michigan, la société prévoit remplacer les
conduites jumelles de la canalisation 5 qui traversent le
détroit de Mackinac par une canalisation aménagée dans un
tunnel sous-marin de pointe dans le détroit. Les tribunaux du
Michigan ont maintenant confirmé à
deux reprises la constitutionnalité des lois sur lesquelles
reposent l'entente, et l'État du Michigan n'a pas demandé l'autorisation de
faire appel auprès de la Cour suprême du Michigan dans le délai prescrit, ce qui a
ainsi mis fin à la procédure judiciaire.
Ce projet rehaussera davantage la sécurité du pipeline et fera
foi de notre engagement continu de protéger les ressources
naturelles du Michigan et des
Grands Lacs.
La société a réalisé une étude géotechnique approfondie; la
conception technique du tunnel se déroule dans le respect du
calendrier.
Enbridge a déposé toutes les principales demandes de permis
réglementaires et environnementaux, y compris la demande
conjointe avec le département de l'Environnement, des Grands Lacs
et de l'Énergie du Michigan et
l'Army Corps. La demande conjointe englobe les permis requis
pour les zones humides et les cours d'eau de la part des organismes
étatiques et fédéraux et permet aux organismes aux deux paliers
d'examiner la demande simultanément. De plus, la société a déposé
une demande réglementaire auprès de la Michigan Public Service
Commission en vue du remplacement de la canalisation 5 par un
tunnel. La Commission a prévu la tenue d'une audience publique le
24 août 2020.
Lorsque tous les permis requis auront été délivrés, Enbridge
entreprendra la construction du tunnel de la canalisation 5.
L'achèvement de la construction et la mise en service du
tunnel et du pipeline devraient avoir lieu vers la fin
de 2024.
Canalisation 5 - tronçon est
Le 18 juin 2020, pendant les travaux d'entretien
saisonniers sur la canalisation 5, Enbridge a découvert qu'un
support d'ancrage s'était déplacé de sa position d'origine sur le
tronçon est des conduites jumelles traversant le
détroit. Comme mesure préventive, les tronçons est et ouest
traversant le détroit ont tous deux été fermés immédiatement et la
société a avisé sans tarder l'État et la Pipeline and Hazardous
Materials Safety Administration (« PHMSA »), l'organisme
fédéral qui réglemente ses activités. Après avoir repéré le support
d'ancrage qui s'était déplacé, la société a examiné le tronçon
ouest traversant le détroit et les inspections ont confirmé que ce
tronçon est sécuritaire et apte au service. La PHMSA a été informée
au préalable de la remise en exploitation normale du tronçon ouest
de la canalisation 5 le 20 juin 2020 et n'a eu
aucune objection à ce titre.
Bien que la société ait suivi un protocole normalisé et qu'elle
se conforme pleinement à la servitude lui ayant été accordée
en 1953, le tronçon ouest a par la suite été fermé le
25 juin 2020 pendant cinq jours en raison d'une
ordonnance d'interdiction provisoire de la cour de circuit du
Michigan. Le 1er juillet, l'ordonnance
d'interdiction provisoire a été modifiée pour permettre à Enbridge
de remettre le tronçon ouest en exploitation et d'effectuer une
inspection en conduite, qui a réitéré que la canalisation n'avait
subi aucun dommage et pouvait être exploitée en toute sécurité. Le
tronçon est de la canalisation 5 demeure fermé et nous
collaborons avec la PHMSA pour faire en sorte que toutes les
évaluations de sécurité soient réalisées avant de remettre ce
tronçon en exploitation.
Mise à jour sur le secteur Transport de gaz et services
intermédiaires
La société a fait des progrès à plusieurs égards en matière de
réglementation qui permettent d'optimiser davantage l'entreprise de
base grâce au recouvrement opportun et équitable des coûts par le
truchement d'instances tarifaires. À la suite du règlement
tarifaire pour Texas Eastern au premier trimestre, la société a
obtenu l'approbation par la FERC du règlement incontesté du dossier
tarifaire pour le pipeline d'Algonquin Gas Transmission et
l'approbation par la Régie du dossier tarifaire incontesté pour le
réseau de BC Pipeline durant le deuxième trimestre, un
dénouement favorable pour Enbridge et les expéditeurs. La société a
de plus entrepris une démarche tarifaire pour East Tennessee
Natural Gas et les tronçons américains du pipeline Alliance et du
réseau de Maritimes & Northeast Pipeline.
Le 4 mai 2020, une rupture est survenue sur la
canalisation 10, une conduite de gaz naturel de 30 pouces
qui fait partie du réseau pipelinier de gaz naturel Texas Eastern
dans le comté de Fleming, au
Kentucky. On n'a rapporté aucun blessé et aucune structure n'a
été endommagée par suite de cette rupture. Les équipes de Texas
Eastern ont isolé les trois pipelines dans ce corridor dans le
cadre de l'intervention initiale et de l'enquête suivant
l'incident. La canalisation 25 de 36 pouces a été remise
en exploitation. La National Transportation Safety Board, en
collaboration avec la PHMSA et Enbridge, fait enquête sur
l'incident. Le 1er juin 2020, la PHMSA a
publié une modification de l'ordonnance de mesures correctives du
comté de Lincoln visant la rupture
survenue dans le comté de Fleming.
À titre de précaution, Texas Eastern exécute actuellement des
évaluations de l'intégrité conformément à l'ordonnance de mesures
correctives et la société se concentre sur une remise en service
complète du pipeline avant la saison de chauffage hivernale.
Mise à jour sur le secteur Distribution et stockage
de gaz
La société a annoncé aujourd'hui qu'elle allait de l'avant avec
des projets de croissance de 0,3 G$ visant le renforcement du
réseau dont l'assiette tarifaire est réglementée et l'amélioration
de ses installations de stockage non réglementées au carrefour
Dawn, en Ontario. Ces projets devraient entrer en service
entre 2021 et 2023.
En mai, Enbridge Gas Inc. (« EGI ») a obtenu une
décision favorable au sujet de sa requête tarifaire de 2020
déposée auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario. Dans sa décision, cette dernière a
approuvé les droits de 2020 et le financement de deux
investissements de capitaux supplémentaires distincts au moyen du
module de capitaux supplémentaires dont le coût en capital total
est de 0,1 G$. Le module de capitaux supplémentaires est un
outil de réglementation qui permet le recouvrement du montant des
besoins en revenus pour certaines acquisitions d'immobilisations
supplémentaires, en sus du financement procuré par les droits
approuvés. La requête tarifaire de 2020 vise la deuxième année
d'une structure tarifaire incitative d'une période de
cinq ans.
La société poursuit la concrétisation de synergies à la suite de
la fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union
Gas Limited.
Mise à jour sur le secteur Énergie renouvelable
Enbridge possède des participations dans 24 installations
en Amérique du Nord et elle détient désormais des participations
dans plusieurs projets éoliens extracôtiers en Europe, dont certains sont en voie
d'aménagement et d'autres, en exploitation. En juin 2020,
la société a annoncé qu'elle allait de l'avant avec le parc éolien
extracôtier de Fécamp, situé au large de la côte nord-ouest de la
France. Cette installation d'une
capacité de 500 MW comporte 71 éoliennes et l'électricité
qu'elle produira permettra de répondre aux besoins énergétiques de
770 000 personnes chaque année.
Enbridge détient une participation de 35 % dans le projet
(17,9 % après la réalisation de l'opération avec
Investissements RPC dont il est question ci-après) et ses
partenaires, EDF Renouvelables et wpd, détiennent la
participation restante. Le coût en capital total du projet est
évalué à 2 G€, dont la majeure partie sera financée par un
emprunt sans recours lié au projet. Ce dernier s'appuie sur une
entente d'achat d'électricité à prix fixe d'une durée de
20 ans conclue avec l'État français. La mise en service du
projet est prévue pour 2023.
Au premier trimestre, Enbridge a annoncé la conclusion
d'ententes aux termes desquelles 49 % de la participation de
l'entité qui détient la participation de 50 % d'Enbridge dans
Éolien Maritime France SAS (« EMF ») seront vendus à
Investissements RPC. Le placement de la société dans
Fécamp est détenu par le truchement de sa participation
dans EMF. La clôture de la transaction est assujettie aux
approbations réglementaires habituelles et devrait avoir lieu au
quatrième trimestre de 2020.
SITUATION FINANCIÈRE SOLIDE ET MODÈLE D'AUTOFINANCEMENT PAR
CAPITAUX PROPRES INTACT
À la fin du deuxième trimestre, la situation financière de la
société était solide; elle disposait de liquidités supérieures à
14 G$ après avoir réalisé son plan de financement de
2020. Le modèle d'autofinancement par capitaux propres est
intact et le ratio de la dette sur le BAIIA devrait demeurer à un
taux bien à l'intérieur de la fourchette cible de 4,5 fois à
5,0 fois pour l'exercice complet.
La société continue d'obtenir du financement par emprunt à des
taux favorables. Le produit a été affecté principalement à la
réduction de la dette et au financement partiel de nouveaux projets
d'investissement.
En mai, la société a réuni sur les marchés financiers canadiens
1,3 G$ dans le cadre d'un placement en deux tranches de
billets à échéance de cinq ans et de sept ans à un coupon moyen
pondéré de 2,65 %. Postérieurement au deuxième trimestre,
Enbridge a en outre mobilisé un montant additionnel de
1,0 G$ US par l'émission de billets subordonnés hybrides
d'une durée de 60 ans sur les marchés financiers américains. Ces
billets hybrides sont traités à 50 % comme des capitaux
propres par les agences d'évaluation du crédit, ce qui rehausse la
solidité financière de la société.
Vers la fin juillet, la société a renégocié avec succès et
prolongé jusqu'en juillet 2021 des facilités de crédit
renouvelables d'un montant d'environ 10 G$ qui échoient à
364 jours, avec l'option d'en reporter l'échéance jusqu'en
juillet 2022.
Les mesures susmentionnées permettent à la société de financer
tous ses projets d'investissement et les titres d'emprunt arrivant
à échéance jusqu'à la fin de 2021 advenant qu'il soit impossible
d'avoir accès aux marchés des capitaux.
CHANGEMENTS AU SEIN DE LA HAUTE DIRECTION
La société annonce que le vice-président directeur et chef du
développement, John Whelen, prendra
sa retraite en date du 31 octobre. Au cours des 28 dernières
années, M. Whelen, qui a occupé plusieurs postes de direction dans
les fonctions Finance et Expansion de l'entreprise, a joué un rôle
central dans la croissance et l'évolution d'Enbridge. De 2014 à
2019, M. Whelen a occupé le poste de chef des finances, dans le
cadre duquel il a supervisé la conception financière et l'exécution
de plusieurs opérations de financement et d'investissement
marquantes, notamment l'acquisition de Spectra par Enbridge pour
37 G$.
« John a joué un rôle clé en aidant à bâtir les assises
financières d'Enbridge et en jetant les bases de la croissance et
du succès de notre société », a déclaré le président et chef
de la direction, Al Monaco. « Il
laisse un héritage durable à Enbridge, et nous lui souhaitons, à
lui et à sa famille, le meilleur pour l'avenir. »
Le poste de M. Whelen sera comblé par des membres actuels de
notre équipe de direction. Matthew
Akman continuera à assumer son rôle de vice-président
principal, Stratégie et énergie, et Allen
Capps verra ses responsabilités au sein de la fonction
Expansion de l'entreprise élargies pour englober les activités de
commercialisation d'énergie et devient vice-président principal,
Expansion de l'entreprise et services énergétiques. M. Akman et M.
Capps, à compter du 15 septembre, relèveront directement d'Al
Monaco, président et chef de la direction.
RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE
DE 2020
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société
comptabilisés conformément aux PCGR pour le deuxième trimestre
de 2020.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
340
|
|
1 992
|
|
3
190
|
|
4 064
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
950
|
|
941
|
|
(104)
|
|
1 961
|
Distribution et
stockage de gaz
|
383
|
|
390
|
|
987
|
|
1 052
|
Production d'énergie
renouvelable
|
163
|
|
94
|
|
283
|
|
218
|
Services
énergétiques
|
(99)
|
|
221
|
|
22
|
|
227
|
Éliminations et
divers
|
261
|
|
107
|
|
(705)
|
|
355
|
BAIIA
|
3
998
|
|
3 745
|
|
3
673
|
|
7 877
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
647
|
|
1 736
|
|
218
|
|
3 627
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux
activités d'exploitation
|
2
416
|
|
2 494
|
|
5
225
|
|
4 670
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres
facteurs d'exploitation, ce qui permet à la direction et aux
investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance
de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de
la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont
présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA,
du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté,
du bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du
présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
744
|
|
1 766
|
|
3
663
|
|
3 495
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
975
|
|
936
|
|
2
072
|
|
1 976
|
Distribution et
stockage de gaz
|
406
|
|
390
|
|
1
015
|
|
1 083
|
Production d'énergie
renouvelable
|
150
|
|
100
|
|
268
|
|
223
|
Services
énergétiques
|
86
|
|
88
|
|
73
|
|
264
|
Éliminations et
divers
|
(49)
|
|
(72)
|
|
(16)
|
|
(64)
|
BAIIA ajusté1,3
|
3
312
|
|
3 208
|
|
7
075
|
|
6 977
|
Investissements de
maintien
|
(135)
|
|
(269)
|
|
(339)
|
|
(448)
|
Charge
d'intérêts1
|
(709)
|
|
(662)
|
|
(1
420)
|
|
(1 346)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(134)
|
|
(53)
|
|
(242)
|
|
(211)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(88)
|
|
(54)
|
|
(164)
|
|
(100)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du
|
|
|
|
|
|
|
|
bénéfice des
satellites1
|
210
|
|
189
|
|
282
|
|
283
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
|
(190)
|
|
(191)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
81
|
|
33
|
|
132
|
|
86
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
(6)
|
|
14
|
|
9
|
|
18
|
FTD3
|
2
437
|
|
2 310
|
|
5
143
|
|
5 068
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
019
|
|
2 018
|
|
2
019
|
|
2 017
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
3
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Les FTD du deuxième trimestre de 2020 ont augmenté de
127 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2019. Les principaux facteurs de cette augmentation d'un
trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :
- Croissance du BAIIA ajusté attribuable au taux d'utilisation
élevé de nos gazoducs et services publics, au bénéfice
supplémentaire découlant des règlements tarifaires positifs pour
Texas Eastern, à l'apport des nouveaux actifs mis en service tout
au long de 2019 et au premier
trimestre de 2020 et au bénéfice du
secteur Services énergétiques tiré des occasions de stockage
favorables. Ces facteurs positifs ont été atténués en partie par le
recul du bénéfice du secteur Oléoducs en raison de la baisse du
débit sur le réseau principal liée à la COVID-19 et par l'absence
de l'apport des installations sous réglementation fédérale de notre
entreprise canadienne de collecte et de traitement du gaz naturel,
qui a été vendue le 31 décembre 2019. Pour un complément
d'information sur le rendement des secteurs d'activité, se reporter
à la rubrique BAIIA ajusté par secteur.
- Diminution des investissements de maintien en raison de
l'échéancier des décaissements dans le contexte des restrictions de
déplacement liées à la COVID-19.
- Augmentation de la charge d'intérêts découlant d'une
combinaison de nouveaux emprunts contractés pour financer les
dépenses en immobilisations et d'une réduction des intérêts
capitalisés liés au tronçon canadien de la canalisation 3 qui a été
mis en service en décembre 2019, contrebalancée en partie par les
taux inférieurs sur la dette à court terme et les billets à long
terme nouvellement émis.
- Augmentation des impôts exigibles en raison de de la
moajoration du taux d'imposition minimum aux États-Unis et du
moment de la comptabilisation de l'incidence de récentes
modifications de la loi fiscale canadienne entrées en vigueur au
deuxième semestre de 2019.
- Accroissement de l'excédent des distributions en trésorerie sur
la quote-part du bénéfice des satellites en raison du calendrier
des distributions et des nouveaux actifs mis en service, y compris
le pipeline de pétrole brut Gary Oak
et le projet éolien extracôtier Hohe See, annulé en partie par une
réduction de 50 % des distributions de DCP Midstream, LP (« DCP
Midstream »).
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté2
|
3
312
|
|
3 208
|
|
7
075
|
|
6 977
|
Amortissement
|
(949)
|
|
(842)
|
|
(1
831)
|
|
(1 682)
|
Charge
d'intérêts1
|
(695)
|
|
(643)
|
|
(1
391)
|
|
(1 311)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(404)
|
|
(279)
|
|
(855)
|
|
(767)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle1
|
(37)
|
|
1
|
|
(7)
|
|
(37)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
|
(96)
|
|
(190)
|
|
(191)
|
Bénéfice
ajusté2
|
1
133
|
|
1 349
|
|
2
801
|
|
2 989
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
|
0,67
|
|
1,39
|
|
1,48
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté sont présentés
en annexe au présent communiqué.
|
Le bénéfice ajusté a diminué de 216 M$ et le bénéfice
ajusté par action a reculé de 0,11 $ par rapport au premier
trimestre de 2019. La croissance du BAIIA ajusté est
attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence
sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, ainsi
qu'il est expliqué à la rubrique Flux de trésorerie
distribuables ci-dessus, annulée en partie par les facteurs
suivants :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison des
nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019, principalement
sur la canalisation 3 au Canada
entrée en service en décembre 2019.
- Augmentation de la charge d'intérêts découlant des titres de
créance émis pour financer les nouvelles dépenses en
immobilisations à des fins de croissance et d'une réduction des
intérêts capitalisés liés au tronçon canadien de la canalisation 3,
contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la dette à
court terme et les billets à long terme nouvellement émis.
- Augmentation de l'impôt sur les bénéfices attribuable surtout à
la majoration du taux d'impôt minimum aux États-Unis et au moment
de la comptabilisation de l'incidence de récentes modifications de
la loi fiscale canadienne entrées en vigueur au deuxième semestre
de 2019.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs est présenté en dollars
canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars
américains a été converti à un taux de change moyen entre le dollar
américain et le dollar canadien au deuxième trimestre de 2020
(1,39 $ CA/$ US) supérieur à celui de la période
correspondante de 2019 (1,34 $ CA/$ US).
Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert
par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à
l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
|
2020
|
|
2019
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal1
|
969
|
|
950
|
|
|
2
076
|
|
1 914
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
199
|
|
203
|
|
|
410
|
|
430
|
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
257
|
|
265
|
|
|
501
|
|
481
|
|
Autres2
|
319
|
|
348
|
|
|
676
|
|
670
|
|
BAIIA ajusté3
|
1
744
|
|
1 766
|
|
|
3
663
|
|
3 495
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal - volume hors Gretna4
|
2
439
|
|
2 661
|
|
|
2
641
|
|
2 689
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
399
|
|
1 818
|
|
|
1
632
|
|
1 785
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)6
|
4,21
|
$
|
4,15
|
$
|
|
4,21
|
$
|
4,15
|
$
|
1
|
Le réseau
principal comprend le réseau principal au Canada et le réseau de
Lakehead, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés
séparément.
|
2
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
3
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
4
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans
l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
|
5
|
Les volumes visent
la canalisation principale d'Athabasca, la canalisation double
d'Athabasca, le pipeline Waupisoo et le pipeline Woodland et ne
comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des
sables bitumineux.
|
6
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure
partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ
45 % du total des produits du réseau principal et le taux de
change effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal
pour le deuxième trimestre de 2020 était de
1,17 $ CA/$ US (1,19 $ CA/$ US pour
le deuxième trimestre de 2019).
|
Les résultats du tronçon américain du réseau principal sont
visés par la conversion des devises à l'instar des autres
entreprises de la société établies aux États-Unis, dont les
résultats sont convertis au taux moyen sur le marché au comptant
pour une période donnée. L'exposition à la conversion du dollar
américain est en partie couverte par le programme de gestion du
risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les
règlements d'instruments de couverture compensatoires sont
comptabilisés au sein du secteur Éliminations et divers.
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a accusé un recul de
22 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2019,
principalement en raison des facteurs suivants :
- Réduction de l'apport du réseau principal compte tenu de la
baisse des taux d'utilisation, soit une diminution de 222 kb/j du
débit moyen hors Gretna, en raison
de l'incidence de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole
et de produits connexes. Ce recul a été largement compensé par la
hausse des droits repères aux termes du TIC et l'apport du
programme de remplacement de la canalisation 3 (« L3R ») au
Canada mis en service le
1er décembre 2019 assorti de droits supplémentaires
provisoires de 0,20 $ US le baril sur les volumes expédiés sur le
réseau principal.
- Apport constant du réseau régional des sables bitumineux malgré
la baisse des volumes de livraison, ce qui s'explique
principalement par les ententes contractuelles d'achat ferme
conclues pour la majeure partie des actifs.
- Apport légèrement inférieur du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant du recul,
d'une période à l'autre, du débit du réseau pipelinier de pétrole
brut Seaway en raison de l'incidence de la COVID-19 sur la demande
sur la côte américaine du golfe du Mexique et de la réduction du
débit du pipeline Flanagan Sud.
- Baisse pour le poste « Autres » compte tenu du débit inférieur
du réseau pipelinier Bakken attribuable à l'incidence des prix
moins élevés et de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole
et de produits connexes.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis1
|
791
|
|
672
|
|
1
655
|
|
1 417
|
Transport de gaz au
Canada1
|
105
|
|
164
|
|
243
|
|
352
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
35
|
|
51
|
|
80
|
|
103
|
Autres
|
44
|
|
49
|
|
94
|
|
104
|
BAIIA ajusté2
|
975
|
|
936
|
|
2
072
|
|
1 976
|
1
|
Le poste
« Transport de gaz aux États-Unis » comprend le
tronçon canadien du pipeline Maritimes & Northeast
qui était auparavant inclus dans le poste « Transport de
gaz au Canada ». Le BAIIA ajusté de 2019 comparable a
été retraité pour tenir compte de ce changement.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 39 M$ par rapport au deuxième
trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs
suivants :
- Hausse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz aux
États-Unis qui rend compte avant tout de l'accroissement des
produits de Texas Eastern découlant du règlement tarifaire récent
ainsi que de l'apport du projet de Stratton
Ridge et de la deuxième phase du projet Atlantic Bridge,
dont la mise en service a eu lieu respectivement au troisième et au
quatrième trimestre de 2019, annulée en partie par l'accroissement
des frais d'exploitation.
- Baisse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz au
Canada qui s'explique avant tout
par l'absence d'apport des actifs de traitement et de collecte de
gaz naturel sous réglementation fédérale vendus le 31 décembre
2019. De plus, l'apport d'Alliance Pipeline et d'Aux Sable a
diminué compte tenu, respectivement, de l'amenuisement du
différentiel de base AECO-Chicago et de la baisse des prix des
marchandises se répercutant sur les marges de fractionnement.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Enbridge
Gas Inc. (« EGI »)
|
385
|
|
373
|
|
959
|
|
1 015
|
Autres
|
21
|
|
17
|
|
56
|
|
68
|
BAIIA ajusté1
|
406
|
|
390
|
|
1
015
|
|
1 083
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
351
|
|
340
|
|
989
|
|
1
059
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
|
|
|
|
3
750
|
|
3
723
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
606
|
|
593
|
|
2
333
|
|
2
639
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de températures
normales4
|
516
|
|
516
|
|
2
439
|
|
2
438
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
2
|
Le nombre de clients
actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à
la fin de la période visée.
|
3
|
Les degrés-jours de
chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement
plus élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la
demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage.
L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un
exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures
plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes
acheminés.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a
augmenté de 16 M$ par rapport au deuxième trimestre
de 2019, principalement pour les raisons suivantes :
- Températures inférieures à la normale dans les zones de
desserte, ce qui a accru le taux d'utilisation. Comparativement aux
prévisions prises en compte dans les tarifs, les températures moins
élevées au deuxième trimestre de 2020 ont eu sur le BAIIA une
incidence favorable d'environ 22 M$ (environ 19 M$ au deuxième
trimestre de 2019).
- Hausse des produits tirés de la distribution découlant de
l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la clientèle
ainsi que des synergies réalisées dans le cadre de la fusion
d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited.
Les facteurs commerciaux positifs ci-dessus ont été en partie
annulés par l'absence de bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick
et de St. Lawrence Gas Company, Inc. en 2020, ces
sociétés ayant été vendues le 1er octobre 2019 et
le 1er novembre 2019, respectivement.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
150
|
|
100
|
|
268
|
|
223
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
augmenté de 50 M$ comparativement au deuxième trimestre
de 2019, ce qui s'explique avant tout par ce qui
suit :
- Ressources éoliennes plus fortes aux installations éoliennes
aux États-Unis.
- Apport du projet éolien extracôtier Hohe See, qui est devenu
entièrement opérationnel en octobre 2019,
et de l'agrandissement d'Albatros, dont l'entrée en service
a eu lieu en janvier 2020.
- Remboursements reçus par certaines centrales éoliennes au
Canada à la suite du changement de
l'exploitant.
Ces facteurs ont été en partie annulés par la hausse des coûts
de réparation à certaines installations éoliennes aux
États-Unis.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
86
|
|
88
|
|
73
|
|
264
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de 2 M$
comparativement au deuxième trimestre de 2019 en raison de la
compression des différentiels d'emplacement et de qualité sur
certains marchés, ce qui a entraîné de moindres possibilités de
dégager des marges bénéficiaires sur les obligations de capacité;
ce recul a été atténué en partie par les occasions de stockage
favorables.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
|
2019
|
|
2020
|
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Recouvrement de
frais d'exploitation et d'administration
|
29
|
|
(11)
|
|
108
|
|
52
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(78)
|
|
(61)
|
|
(124)
|
|
(116)
|
BAIIA
ajusté1
|
(49)
|
|
(72)
|
|
(16)
|
|
(64)
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour
cette unité reflète le coût des services centralisés
(y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte
tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour
la prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été
précisé, le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité
est converti aux taux de change moyens du trimestre. L'effet de
compensation des règlements effectués aux termes du programme de
couverture du change de la société est constaté dans les résultats
de cette unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de
23 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2019. Les
principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre
comprennent ce qui suit :
- Baisse des frais d'exploitation et d'administration en raison
des mesures de compression des coûts ainsi que du calendrier de
recouvrement de certains frais d'exploitation et d'administration
attribuables à un secteur d'exploitation donné;
- Contrebalancée par la hausse des pertes réalisées sur les
règlements des contrats de change principalement en raison de
l'élargissement de l'écart entre le taux de change moyen de 1,39 $
au deuxième trimestre de 2020 (1,34 $ au deuxième trimestre de
2019) et le taux de couverture de
1,29 $ au deuxième trimestre de 2020 (1,24 $ au deuxième trimestre
de 2019).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 29 juillet 2020 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 2020. Analystes,
membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y
assister doivent composer sans frais le (877) 930-8043, ou le
(253) 336-7522 en Amérique du Nord ou à l'extérieur
de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 5290259#. La
conférence sera diffusée en direct
sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/ih678xin. Nous
recommandons aux participants de composer le numéro ou de se
joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue.
Elle sera aussi reprise sur le Web quelque
deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra
être consultée sur le site Web dans les 24 heures.
On pourra entendre la conférence en reprise pendant une
semaine après sa diffusion en composant sans frais
le (855) 859-2056, ou le (404) 537-3406
en Amérique du Nord ou à l'extérieur de
l'Amérique du Nord (code d'accès 5290259#).
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 conseil d'administration de la société a déclaré les
dividendes trimestriels ci-après, payables le
1er septembre 2020 aux actionnaires inscrits
le 14 août 2020.
|
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
|
0,81000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
|
0,16779
|
$
|
Actions privilégiées,
série D
|
|
0,27875
|
$
|
Actions privilégiées,
série F
|
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H
|
|
0,27350
|
$
|
Actions privilégiées,
série J
|
|
0,30540
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série L
|
|
0,30993
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série N
|
|
0,31788
|
$
|
Actions privilégiées,
série P
|
|
0,27369
|
$
|
Actions privilégiées,
série R
|
|
0,25456
|
$
|
Actions privilégiées,
série 1
|
|
0,37182
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
|
0,23356
|
$
|
Actions privilégiées,
série 5
|
|
0,33596
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
|
0,27806
|
$
|
Actions privilégiées,
série 9
|
|
0,25606
|
$
|
Actions privilégiées,
série 113
|
|
0,24613
|
$
|
Actions privilégiées,
série 134
|
|
0,19019
|
$
|
Actions privilégiées,
série 15
|
|
0,27500
|
$
|
Actions privilégiées,
série 17
|
|
0,32188
|
$
|
Actions privilégiées,
série 19
|
|
0,30625
|
$
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action ordinaire a été majoré de
9,8 % et est passé de 0,738 $ à 0,81 $ à compter du
1er mars 2020.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été réduit pour passer de 0,25458 $ à 0,16779 $ le
1er juin 2020 et a été majoré pour passer de
0,25305 $ à 0,25458 $
le 1er mars 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende trimestriel après la date
d'émission des actions privilégiées
de série C.
|
3
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 11 a
été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,24613 $
le 1er mars 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er mars 2020 et tous les cinq ans par
la suite.
|
4
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 13 a
été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,19019 $
le 1er juin 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le
1er juin 2020 et tous les cinq ans par
la suite.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives,
ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des
renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés
affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction
des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins.
Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi
de verbes comme « entrevoir », « s'attendre
à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : la vision et la stratégie
d'entreprise d'Enbridge, y compris les priorités et les
instruments stratégiques; les prévisions financières
pour 2020; la pandémie de COVID-19, y compris sa durée et
son incidence; les réductions prévues des frais d'exploitation et
les reports des dépenses en immobilisations au titre de programme
de croissance garanti; l'offre et la demande prévues de pétrole
brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel, de gaz naturel
liquéfié et d'énergie renouvelable et les prix prévus pour ces
derniers; l'utilisation prévue de nos actifs existants,
y compris le débit sur le réseau principal; le BAIIA
prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le
bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e) par action; les FTD ou les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; le ratio
dette/BAIIA prévu; la vigueur et la souplesse financières; les
attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des
ressources financières; les coûts prévus des projets annoncés et en
construction ainsi que les coûts prévus d'entretien; les dates
prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en
construction; les dépenses d'investissement prévues; les
possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; la
capacité prévue des coentreprises de la société et de ses
partenaires à terminer et à financer les projets annoncés et ceux
déjà en construction; la conclusion prévue et le moment prévu des
acquisitions et des cessions; les avantages prévus des opérations
conclues, y compris la concrétisation d'efficiences et de
synergies; les futures mesures prévues que prendront les
organismes de réglementation et les tribunaux; les
discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts
à ce titre, y compris les contrats conclus pour le réseau
principal et les avantages qui devraient en découler; le programme
de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis; les
conduites jumelles de la canalisation 5 et les questions
connexes; la canalisation 10 du réseau Texas Eastern; les taux
d'intérêt et les taux de change.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis
d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles
à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés
pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à
venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en
ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature,
ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent
compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus,
ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte
que les résultats réels, les niveaux d'activité et les
réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou
sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses
importantes visent notamment : la pandémie de COVID-19
ainsi que sa durée et son incidence; les réductions prévues des
frais d'exploitation et les reports au titre du programme de
croissance garanti; l'offre et la demande prévues de pétrole brut,
de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et
d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel,
des LGN et de l'énergie renouvelable, y compris la faiblesse
et la volatilité actuelles de ces prix; l'utilisation prévue de nos
actifs existants; les taux de change; l'inflation; les taux
d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et
des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les
approbations par les clients et les organismes de réglementation;
le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de
réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de
mise en service; les conditions météorologiques; la clôture et
le moment des acquisitions et des cessions; la concrétisation des
avantages et des synergies anticipés découlant d'opérations; les
lois gouvernementales; les litiges; l'incidence de la politique de
versement de dividendes de la société sur ses
flux de trésorerie futurs; les notations; le financement
des projets d'investissement; le programme de couverture; le BAIIA
prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice
(la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e)
par action; les flux de trésorerie futurs prévus et
les FTD et les FTD par action futurs prévus; et les dividendes
futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la
demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et
d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont
importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles
constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur
les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la
société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation, les taux
d'intérêt et la pandémie de COVID-19 ont une incidence sur le
contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la
société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande
pour les services de la société et le coût des intrants et sont par
conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs.
En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces
facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec
certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces
hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui
concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice
(la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e), les FTD prévus et les montants connexes par action
ou les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus
pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux
projets annoncés et aux projets en construction, y compris les
dates estimatives d'achèvement et les dépenses
d'investissement estimatives : la disponibilité et le
prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction;
l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts
de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt
sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques
et l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes
de réglementation des calendriers de construction et de mise
en service et les régimes de recouvrement des coûts; et la
pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de
l'exécution réussie de nos priorités stratégiques, du rendement de
l'exploitation, de la politique de la société en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la
société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres
opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change,
des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la
demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment
les risques et incertitudes dont il est question dans le présent
document et dans d'autres documents déposés par la société auprès
des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible
d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces
risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif
particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action
futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de
l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre.
Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est
pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé
prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés
d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en
toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité
de vie des gens. Nos principales entreprises
englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du
pétrole brut produit en
Amérique du Nord, le secteur
Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine
environ 20 % du gaz naturel consommé
aux États-Unis ainsi que le secteur Distribution
et stockage de gaz, qui dessert près
de 3,8 millions de clients du marché de
détail en Ontario et au Québec, et
le secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit
environ 1 750 MW
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT
D'INFORMATION
|
|
|
Enbridge Inc. - Médias
|
|
Enbridge Inc. -
Investisseurs
|
Jesse
Semko
|
|
Jonathan
Morgan
|
Sans frais :
(888) 992-0997
|
|
Sans frais :
(800) 481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au
BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté
par action ordinaire et aux FTD. La direction est
d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les
investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent
à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la
performance de la société.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation des données sectorielles et consolidées.
La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir
ses cibles et évaluer la performance de la société et de ses
secteurs d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que
les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la
charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux
participations ne donnant pas le contrôle sur une base consolidée.
La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de
la capacité de la société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les
rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation
avant l'incidence des variations des actifs et des passifs
d'exploitation (y compris les variations des passifs
environnementaux), déduction faite des distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle, des dividendes sur les
actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi
que des ajustements pour les facteurs inhabituels, peu
fréquents ou autres facteurs hors exploitation. La direction
se sert des FTD pour évaluer la performance de la société et
pour établir ses cibles de versement de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières non conformes aux PCGR prospectives
avec les mesures conformes aux PCGR comparables en raison de
la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de
certains éléments, plus particulièrement en ce qui a
trait à certains passifs éventuels et aux gains et pertes hors
trésorerie liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés
non réalisés touchés par les variations du marché.
Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un
rapprochement des mesures financières prospectives non
conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.
Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont
des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux
termes des principes comptables généralement reconnus
des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne
sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR
des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient
être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres
émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR avec les mesures conformes
aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR -
BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
340
|
1 992
|
3
190
|
4 064
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
950
|
941
|
(104)
|
1 961
|
Distribution et
stockage de gaz
|
383
|
390
|
987
|
1 052
|
Production d'énergie
renouvelable
|
163
|
94
|
283
|
218
|
Services
énergétiques
|
(99)
|
221
|
22
|
227
|
Éliminations et
divers
|
261
|
107
|
(705)
|
355
|
BAIIA
|
3
998
|
3 745
|
3
673
|
7 877
|
Amortissement
|
(949)
|
(842)
|
(1
831)
|
(1 682)
|
Charge
d'intérêts
|
(681)
|
(637)
|
(1
387)
|
(1 322)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(591)
|
(436)
|
(42)
|
(1 020)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(36)
|
2
|
(5)
|
(35)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
(96)
|
(190)
|
(191)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
647
|
1 736
|
218
|
3 627
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
744
|
1 766
|
3
663
|
3 495
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
975
|
936
|
2
072
|
1 976
|
Distribution et
stockage de gaz
|
406
|
390
|
1
015
|
1 083
|
Production d'énergie
renouvelable
|
150
|
100
|
268
|
223
|
Services
énergétiques
|
86
|
88
|
73
|
264
|
Éliminations et
divers
|
(49)
|
(72)
|
(16)
|
(64)
|
BAIIA ajusté
|
3
312
|
3 208
|
7
075
|
6 977
|
Amortissement
|
(949)
|
(842)
|
(1
831)
|
(1 682)
|
Charge
d'intérêts
|
(695)
|
(643)
|
(1
391)
|
(1 311)
|
Charge
d'impôts
|
(404)
|
(279)
|
(855)
|
(767)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(37)
|
1
|
(7)
|
(37)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
(96)
|
(190)
|
(191)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
133
|
1 349
|
2
801
|
2 989
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
0,67
|
1,39
|
1,48
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
|
3
998
|
3 745
|
3
673
|
7 877
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés - taux de change
|
(1
186)
|
(424)
|
770
|
(1 024)
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés - prix des marchandises
|
525
|
(139)
|
49
|
122
|
Perte de valeur des
satellites - DCP Midstream
|
--
|
--
|
1
736
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites -
DCP Midstream
|
--
|
--
|
324
|
--
|
Ajustement des stocks,
montant net - Services énergétiques
|
(340)
|
6
|
2
|
(85)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
268
|
21
|
279
|
65
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
159
|
--
|
Autres
|
47
|
(1)
|
83
|
22
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(686)
|
(537)
|
3
402
|
(900)
|
BAIIA
ajusté
|
3
312
|
3 208
|
7
075
|
6 977
|
Amortissement
|
(949)
|
(842)
|
(1
831)
|
(1 682)
|
Charge
d'intérêts
|
(681)
|
(637)
|
(1
387)
|
(1 322)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(591)
|
(436)
|
(42)
|
(1 020)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(36)
|
2
|
(5)
|
(35)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
(96)
|
(190)
|
(191)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
(14)
|
(6)
|
(4)
|
11
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
187
|
157
|
(813)
|
253
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(1)
|
(1)
|
(2)
|
(2)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
133
|
1 349
|
2
801
|
2 989
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,56
|
0,67
|
1,39
|
1,48
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
744
|
1 766
|
3
663
|
3 495
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
616
|
227
|
(450)
|
570
|
Perte au titre de la
réduction de valeur d'actifs
|
(13)
|
(1)
|
(13)
|
(1)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(7)
|
--
|
(7)
|
--
|
Autres
|
--
|
--
|
(3)
|
--
|
Total des
ajustements
|
596
|
226
|
(473)
|
569
|
BAIIA
|
2
340
|
1 992
|
3
190
|
4 064
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
975
|
936
|
2
072
|
1 976
|
Perte de valeur des
satellites - DCP Midstream
|
--
|
--
|
(1
736)
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites -
DCP Midstream
|
--
|
--
|
(324)
|
--
|
Ajustement du bénéfice
des satellites - DCP Midstream
|
(22)
|
9
|
31
|
(4)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
(159)
|
--
|
Autres
|
(3)
|
(4)
|
12
|
(11)
|
Total des
ajustements
|
(25)
|
5
|
(2
176)
|
(15)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
950
|
941
|
(104)
|
1 961
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
406
|
390
|
1
015
|
1 083
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(15)
|
4
|
(9)
|
8
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et
de restructuration
|
(8)
|
(4)
|
(15)
|
(39)
|
Autres
|
--
|
--
|
(4)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(23)
|
--
|
(28)
|
(31)
|
BAIIA
|
383
|
390
|
987
|
1 052
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
150
|
100
|
268
|
223
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
--
|
1
|
2
|
2
|
Cession - Actifs
de transport de la LRMA
|
13
|
--
|
13
|
--
|
Autres
|
--
|
(7)
|
--
|
(7)
|
Total des
ajustements
|
13
|
(6)
|
15
|
(5)
|
BAIIA
|
163
|
94
|
283
|
218
|
|
|
|
|
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
86
|
88
|
73
|
264
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(525)
|
139
|
(49)
|
(122)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
340
|
(6)
|
(2)
|
85
|
Total des
ajustements
|
(185)
|
133
|
(51)
|
(37)
|
Bénéfice (perte)
avant intérêts, impôts et amortissement
|
(99)
|
221
|
22
|
227
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Perte ajustée avant
intérêts, impôts et amortissement
|
(49)
|
(72)
|
(16)
|
(64)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
585
|
192
|
(313)
|
444
|
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
|
(253)
|
(17)
|
(257)
|
(26)
|
Autres
|
(22)
|
4
|
(2)
|
1
|
Total des
ajustements
|
310
|
179
|
(689)
|
419
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
261
|
107
|
(705)
|
355
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR -
RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
ET FTD
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2020
|
2019
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
416
|
2 494
|
5
225
|
4 670
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
91
|
12
|
(103)
|
679
|
|
2
507
|
2 506
|
5
122
|
5 349
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle4
|
(88)
|
(54)
|
(164)
|
(100)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(94)
|
(96)
|
(190)
|
(191)
|
Investissements de
maintien2
|
(135)
|
(269)
|
(339)
|
(448)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
81
|
33
|
132
|
86
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
268
|
27
|
279
|
71
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des
bénéfices cumulatifs4
|
176
|
129
|
253
|
190
|
Autres éléments
|
(278)
|
34
|
50
|
111
|
FTD
|
2
437
|
2 310
|
5
143
|
5 068
|
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.