CALGARY, AB, le 7 mai 2021
/CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui d'excellents résultats financiers pour le
premier trimestre de 2021, a confirmé ses perspectives financières
pour 2021 et a présenté un compte
rendu trimestriel.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1,9 G$ ou 0,94 $ par action
ordinaire pour l'exercice, comparativement à une perte conforme aux
PCGR de 1,4 G$ ou 0,71 $ par action ordinaire en 2020
- Bénéfice ajusté de 1,6 G$ ou 0,81 $ par action ordinaire,
comparativement à 1,7 G$ ou 0,83 $ par action ordinaire en 2020
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 3,7 G$, comparativement à 3,8 G$ en 2020
- Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de
2,6 G$, comparativement à 2,8 G$ en 2020
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2,8 G$ ou 1,37 $
par action ordinaire, comparativement à 2,7 G$ ou 1,34 $ par action
ordinaire en 2020
- Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 13,9 G$ à 14,3
G$ pour le BAIIA et de 4,70 $ à 5,00 $ pour les FTD par action pour
l'ensemble de l'exercice 2021
- Poursuite du programme d'investissement garanti de 17 G$, des
projets de 10 G$ devant être mis en service en 2021, ce qui laisse
entrevoir une croissance importante des flux de trésorerie en
2022
- Travaux de construction du dernier tronçon dans le cadre du
projet de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis qui se
déroulent conformément à l'échéancier en vue de la mise en service
prévue au quatrième trimestre de 2021
- Conclusion d'ententes de principe visant les tarifs avec des
clients relativement à plusieurs actifs du secteur Transport de
gaz, lesquelles assurent une stabilité des flux de trésorerie et un
rendement approprié de nos investissements
- Avancement du programme d'investissement de croissance du
secteur Distribution de gaz, en bonne voie pour l'attrait de 45 000
nouveaux clients cette année
- Autorisation de quatre nouveaux projets d'énergie autonomes
pour le réseau d'oléoducs et mise en service de l'installation
Alberta Solar One de 10,5 MW, ce qui
permet de réduire les émissions de CO2 des stations
de pompage
- Autorisation du parc éolien extracôtier Calvados de 448 MW qui
s'appuie sur un contrat d'achat d'électricité à prix fixe de 20
ans
- Annonce du développement d'un projet de production et de
mélange d'hydrogène vert de 20 MW au Québec par l'entremise de
Gazifère, en partenariat avec Evolugen
- Clôture de la vente précédemment annoncée de 49 % des
participations d'Enbridge dans trois projets éoliens extracôtiers
en France en cours d'aménagement à
Investissements RPC
- Réalisation de l'achat précédemment annoncé d'actifs de
stockage d'une capacité de 6,6 millions de barils situés à
Cushing, qui contribue à la mise
en œuvre de la stratégie pour la côte américaine du golfe du
Mexique
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Concernant les résultats et les perspectives de la société,
Al Monaco, président et chef de
la direction d'Enbridge, a affirmé ce qui suit :
« Nous avons commencé l'année en force. Chacune de nos
quatre entreprises de premier ordre a été très fortement utilisée
au premier trimestre, ce qui reflète leurs modèles résilients qui
stimulent la demande, leurs clients d'importance et la reprise
continue de l'activité économique mondiale.
« Durant la pandémie, nous avons constamment fourni aux
Nord-Américains un accès sûr et fiable à une énergie abordable qui
est absolument essentielle à leur vie quotidienne. Malgré les pires
perturbations de l'activité économique et des marchés de l'énergie
jamais observées, nous avons atteint les objectifs financiers que
nous avions fixés pour 2020 avant la pandémie.
« Grâce au travail acharné de nos employés, nous avons une
fois de plus bien performé au chapitre de l'exploitation au premier
trimestre, tout en faisant face à une tempête hivernale brutale au
Texas qui a eu des répercussions
importantes sur les marchés énergétiques nord-américains.
« Notre solide performance opérationnelle, combinée à une
proportion élevée de flux de trésorerie tirés de contrats et de
projets de services publics, s'est traduite par d'excellents
résultats financiers. Les flux de trésorerie distribuables pour le
trimestre sont supérieurs à ceux du premier trimestre de l'exercice
précédent, qui n'avait en grande partie pas été affecté par la
pandémie. Cet excellent résultat montre à quel point notre
entreprise est résiliente malgré les conditions économiques les
plus turbulentes. Notre état de la situation financière est bien
équilibré et nous offre une grande marge de manœuvre.
« Nous avons également continué de renforcer nos activités de
base et sommes en bonne voie pour réaliser les économies de coûts
que nous avons établies dans nos prévisions pour 2021, et nous sommes confiants dans notre
capacité d'améliorer encore nos rendements grâce à nos laboratoires
de technologie et d'innovation de pointe à Calgary et Houston.
« Sur le plan réglementaire, nous avons conclu une entente
de principe concernant Maritimes & Northeast U.S.,
laquelle a récemment reçu l'approbation de la FERC, et des ententes
de principe concernant Alliance U.S. et East Tennessee, pour lesquelles nous attendons
l'approbation de la FERC. Ces demandes nous assureront d'obtenir un
rendement approprié sur le capital investi. Dans le secteur
Oléoducs, l'initiative portant sur les contrats visant le réseau
principal jouit toujours d'un fort appui de la part des clients et
nous attendons avec impatience l'audience devant la Régie
canadienne de l'énergie, qui devrait commencer ce mois-ci.
« Nous faisons également progresser les priorités
stratégiques que nous avons définies dans le plan triennal dont
nous avons discuté à l'occasion de la conférence Enbridge Day
en décembre. Nous accompli de grands progrès dans notre
programme d'investissement garanti de 17 G$, qui devrait générer un
BAIIA supplémentaire d'environ 2 G$ par année, et nous sommes sur
la bonne voie pour mettre en service des projets de 10 G$ dans le
cadre de ce programme au cours de l'exercice.
« Dans le secteur Oléoducs, la construction du dernier
tronçon du projet de remplacement de la canalisation 3 au
Minnesota est achevée à environ la
moitié et progresse selon l'échéancier en vue de la mise en service
au quatrième trimestre de 2021. Dans le secteur Transport de gaz,
nous allons effectuer des investissements d'expansion et de
modernisation de 3 G$ en vue de mises en service plus tard au
cours de l'exercice. Dans les énergies renouvelables, les
fondations de notre projet éolien extracôtier Saint-Nazaire sont en cours d'installation et
les premiers travaux de construction avancent sur deux autres
projets d'envergure français portant sur les services publics.
Enfin, nos entreprises de services publics de gaz naturel
poursuivent leur croissance et sont en bonne voie pour attirer 45
000 nouveaux clients cette année.
« Toujours dans le secteur Oléoducs, nous avons maintenant
terminé la conception et l'ingénierie du tunnel de la canalisation
5 des Grands Lacs, et nous sommes en train de sélectionner un
entrepreneur pour construire cette infrastructure de pointe. Il
s'agit sans aucun doute de la meilleure façon de remplacer et de
moderniser les pipelines existants tout en maintenant
l'approvisionnement absolument essentiel en pétrole brut et en
propane dont dépendent le Michigan, l'Ohio, l'Indiana, l'Ontario, le Québec et la région
environnante.
« La réalisation de notre plan triennal devrait générer une
capacité d'investissement annuel de 5 G$ à 6 G$ à compter
de 2022, sans que l'injection de capitaux de provenance externe
soit nécessaire. Nous demeurerons disciplinés et affecterons les
fonds le mieux possible, en mettant la priorité sur la solidité de
la situation financière, les investissements dans la croissance à
faible intensité capitalistique et les projets de services publics
à tarifs réglementés ou les projets associés aux services publics.
En outre, nous utiliserons prudemment les fonds qu'il nous reste à
investir afin de saisir les meilleures occasions, y compris en
favorisant davantage la croissance interne, et, éventuellement, en
rachetant des actions.
« Parce que le leadership en matière de critères ESG est un
élément essentiel de notre stratégie, nous avons intégré des
pratiques de durabilité, de diversité et d'engagement communautaire
dans nos activités depuis plus de deux décennies et continuons de
nous fixer de nouveaux objectifs à cet égard. L'année dernière,
nous avons établi notre objectif de réduction à zéro des émissions
nettes d'ici 2050 ainsi que des objectifs améliorés en matière de
diversité; ces objectifs sont désormais liés à la rémunération à
l'échelle de l'entreprise et nous avons aussi conclu cette année
notre premier prêt lié au développement durable.
« Nous sommes très enthousiasmés par les possibilités
d'investissement dans des projets à zéro émission qui soutiendront
nos principales entreprises et nous aideront à atteindre nos
objectifs ESG. Ce trimestre, nous avons mis en service notre
première installation autonome alimentée à l'énergie solaire le
long du réseau principal d'oléoducs et autorisé une deuxième phase
comprenant quatre projets, qui favoriseront davantage l'atteinte de
nos objectifs de réduction des émissions. De plus, dans le secteur
Transport de gaz, une deuxième installation sur notre réseau Texas
Eastern devrait commencer à produire de l'électricité en mai :
nous aurons ainsi trois installations autonomes alimentées à
l'énergie solaire en exploitation.
« Nous constituons également un portefeuille de projets
énergétiques à faible émission de carbone et rentables assortis de
structures commerciales et de rendements qui correspondent à notre
modèle commercial à faible risque. Notre projet pilote de mélange
d'hydrogène à Markham est en
cours, et nous avons quatre autres projets de gaz naturel
renouvelable en construction en Ontario. Au Québec, nous aménageons
actuellement une nouvelle installation d'hydrogène vert de 20 MW
avec Evolugen. Nous avons également annoncé la semaine dernière la
conclusion d'un nouveau partenariat avec Walker Industries et
Comcor Environmental en vue de l'aménagement de projets de gaz
naturel renouvelable au Canada.
« Enfin, alors que l'activité économique mondiale reprend
son cours, nous constatons un regain d'intérêt pour les
exportations de pétrole brut et de GNL au départ de la côte
américaine du golfe du Mexique. Notre importante implantation
régionale et nos réseaux de pipelines intégrés de premier plan en
Amérique du Nord sont idéalement positionnés pour tirer parti de
ces occasions et nous poursuivons toujours plusieurs occasions
liées aux pipelines d'exportation et aux terminaux de pétrole
brut.
« Cette année s'annonce décisive pour Enbridge. Nous avons
confirmé nos prévisions en ce qui a trait au BAIIA et aux flux de
trésorerie pour l'exercice, et nous performons bien à l'égard de
nos priorités stratégiques. Cela nous permet d'entrevoir clairement
une croissance de 5 % à 7 % des flux de trésorerie
jusqu'en 2023. Cette croissance prévue, conjuguée à l'augmentation
des dividendes, se traduit par une proposition de valeur très
intéressante pour nos actionnaires. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres clos les 31 mars
2021 et 2020 sont résumés dans le
tableau ci-après :
|
|
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action; nombre d'actions en
millions)
|
|
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux
PCGR
|
1
900
|
(1 429)
|
Bénéfice (perte)
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,94
|
(0,71)
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
564
|
2 809
|
BAIIA ajusté1
|
3
743
|
3 763
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
634
|
1 668
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,81
|
0,83
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
761
|
2 706
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
022
|
2 019
|
1
|
Mesures
financières non conformes aux PCGR. Les tableaux présentant le
rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du bénéfice
ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables
sont joints en annexe au présent communiqué.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR a augmenté de 3,3 G$, ou 1,65 $
par action, au premier trimestre de 2021, par rapport à la
période correspondante de 2020.
La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a subi
l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou de
facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau
présentant le rapprochement qui est joint à l'Annexe A du
présent communiqué. Aucune perte de valeur significative n'a été
comptabilisée au premier trimestre de 2021. L'évaluation à la
valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour
gérer le risque de change a donné lieu à un profit de 0,3 G$
(0,2 G$, après impôts). À l'inverse, au premier trimestre de
2020, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR avait subi l'incidence négative de la
dépréciation de 1,7 G$ (1,3 G$ après impôts) de la valeur comptable
de la participation d'Enbridge dans DCP Midstream LLC, ainsi que de
la perte de juste valeur latente hors trésorerie de 2,0 G$ (1,5 G$
après impôts) liée à l'évaluation à la valeur de marché des
instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de
change.
Au premier trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a diminué de 20 M$
comparativement à celui de la période correspondante de
2020, et le bénéfice ajusté a diminué
de 34 M$, ou 0,02 $ par action. Il s'agit d'un excellent résultat
pour le trimestre considérant que les résultats du premier
trimestre de 2020 n'ont en grande partie pas été affectés par la
pandémie. Les résultats du premier trimestre de 2021 rendent compte
de l'amélioration continue de la demande de pétrole brut après les
creux attribuables à la pandémie atteints au deuxième trimestre de
2020, mais la demande pour le pétrole brut en Amérique du Nord n'a
pas encore retrouvé les niveaux d'avant la pandémie.
Le taux de change entre le dollar canadien et le dollar
américain s'est établi à environ 6 % en 2021
(1,27 $), en baisse par rapport à 2020 (1,35 $). Cette baisse
a eu une incidence défavorable sur la conversion de notre BAIIA
libellé en dollars américains, surtout dans les secteurs Oléoducs
et Transport de gaz et services intermédiaires. Le programme de
gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la
société d'Enbridge a grandement atténué l'incidence de la
diminution du taux de change grâce aux couvertures du bénéfice en
dollars américains. Les profits et les pertes sur le règlement
de couvertures sont présentés au sein de l'unité Éliminations et
divers.
Les FTD ont totalisé 2,8 G$ au premier trimestre, soit
55 M$ de plus qu'au premier trimestre de 2020. Cette
augmentation provient principalement de l'incidence nette des
facteurs d'exploitation mentionnés ci-après et de la baisse des
investissements de maintien, qui devrait être largement
contrebalancée par la hausse des dépenses pour le reste de
l'exercice 2021.
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.
SITUATION FINANCIÈRE
À la fin du premier trimestre, la situation financière de la
société demeurait excellente, ce qui lui procure une marge de
manœuvre financière pour mettre en œuvre son programme
d'investissement garanti. Alors que la société met en œuvre ce
programme en 2021, le ratio devrait se maintenir à l'intérieur de
la fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois. L'état de la
situation financière devrait s'améliorer encore en 2022, car les
projets mis en service en 2021 contribueront à augmenter le BAIIA
annualisé.
La société a émis un billet à taux variable fondé sur le taux de
financement à un jour garanti d'une durée de deux ans et d'un
capital de 500 M$ US qui permet de tirer parti des taux
d'intérêt historiquement bas. Cette émission a été reconnue comme
le premier placement de billets à taux variable lié au taux de
financement à un jour garanti par un émetteur non financier sur le
marché mondial des titres à revenu fixe. Le produit tiré de
l'émission du billet a servi à refinancer la dette arrivée à
échéance au premier trimestre. Les échéances de remboursement de
dettes de 1,4 G$ pour le reste de l'exercice 2021 demeurent
gérables et offrent la possibilité de refinancer à des taux
d'intérêt favorables.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société prévoit toujours un BAIIA et des FTD se situant à
l'intérieur des fourchettes prévisionnelles précédemment établies
pour l'exercice 2021 de 13,9 G$ à 14,3 G$ et de
4,70 $ à 5,00 $ par action, respectivement. Les
excellents résultats obtenus au premier trimestre positionnent bien
Enbridge pour 2021, et nos quatre
principales entreprises devraient toutes afficher un taux
d'utilisation élevé pour le reste de l'exercice, compte tenu du
caractère saisonnier habituel des activités.
Nous nous attendons à ce que les travaux de maintenance prévus
dans plusieurs usines de valorisation de sables bitumineux et
raffineries en aval soient plus concentrés entre avril et juin que
ce que nous avions précédemment prévu, ce qui devrait se traduire
par des volumes moyens d'environ 2,6 Mb/j sur le réseau principal
au deuxième trimestre, avec un débit plus élevé pour le reste de
l'exercice 2021. La société prévoit toujours un débit moyen de 2,8
millions de barils par jour (« Mb/j ») sur le réseau principal pour
l'ensemble de l'exerice 2021, la capacité de transport du pétrole
brut demeurant pleinement utilisée et les volumes de pétrole léger
continuant à augmenter au cours du deuxième semestre de l'exercice,
compte tenu de l'incidence de la capacité supplémentaire de la
canalisation 3 au quatrième trimestre.
D'autres facteurs peuvent influer sur les perspectives de la
société pour l'exercice complet. L'apport du secteur Services
énergétiques devrait demeurer négatif, et une dépréciation du
dollar américain aurait une incidence sur la conversion des
activités d'Enbridge libellées en dollars américains,
principalement dans les secteurs Oléoducs et Transport de Gaz et
services intermédiaires. Cette incidence du change devrait être en
partie compensée par l'incidence du programme de gestion du risque
financier qui s'applique à l'échelle de la société, dont les
résultats sont présentés au sein de l'unité Éliminations et
divers.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DE PROJETS
Le programme d'investissement de croissance garanti de la
société s'élève désormais à environ 17 G$, par suite de
l'autorisation du projet éolien extracôtier Calvados au premier
trimestre. Le programme d'investissement est bien diversifié dans
les quatre plateformes de croissance d'Enbridge et tous les projets
s'appuient, aux termes de contrats, sur des modèles d,affaires qui
cadrent avec le modèle commercial à faible risque axé sur les
pipelines et les services publics d'Enbridge.
En 2021, une tranche d'environ 10 G$ des projets visés
par le programme d'investissement devrait être mise en service et
générer une forte croissance du BAIIA et des flux de trésorerie
en 2022. Ces projets sont les suivants :
- le projet de remplacement du tronçon américain de la
canalisation 3 et de prolongement de l'accès vers le sud du secteur
Oléoducs;
- l'agrandissement du réseau T-South et Spruce Ridge de BC
Pipeline, et le programme de modernisation de 2021 du secteur
Transport de gaz;
- le branchement de clients et les projets de renforcement du
secteur Distribution de gaz;
- plusieurs autres projets de moindre envergure des secteurs
Oléoducs et Transport de Gaz et services intermédiaires.
Remplacement de la canalisation 3
La construction dans le cadre du projet de remplacement du
tronçon américain de la canalisation 3 au Minnesota se poursuit conformément à
l'échéancier, dans le respect des mesures de protection de
l'environnement et des techniques de construction à la fine
pointe, et est achevé à plus de 50 %. Comme prévu, la majeure
partie des travaux de construction du pipeline ont été arrêtés le
1er avril en raison des restrictions saisonnières et
devraient reprendre vers le 1er juin. Les travaux de
construction se poursuivent aux huit stations de pompage.
Le projet de remplacement de la canalisation 3, d'intégrité
essentielle, renforcera l'exploitation fiable et en toute sécurité
du réseau principal d'Enbridge pendant longtemps. Le projet emploie
plus de 1 500 travailleurs autochtones au Canada et aux États-Unis et s'est traduit par
des dépenses de plus de 650 M$ dans les communautés autochtones et
tribales. La société a aussi collaboré étroitement avec les
autorités sanitaires locales pour mettre en place un programme
complet de santé et sécurité afin de protéger les collectivités et
nos équipes de la COVID-19.
Le projet, qui devrait être achevé et mis en service au
quatrième trimestre de 2021, devrait générer un BAIIA
supplémentaire d'environ 200 M$ en 2021
et favoriser une croissance importante des flux de
trésorerie disponibles en 2022 et par
la suite.
Expansion du réseau BC Pipeline
Le programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South
de 1,0 G$ et le projet Spruce Ridge de 0,5 G$ se
poursuivent conformément aux échéanciers et devraient entrer
complètement en service d'ici le quatrième trimestre de 2021.
Ensemble, ces deux projets augmenteront la capacité du réseau de
BC Pipeline d'environ 590 Mpi3/j pour répondre à la
demande en Colombie-Britannique et dans la région du nord-ouest du
Pacifique aux États-Unis par la modernisation des stations de
compression et l'ajout de deux nouveaux tronçons de pipeline.
Une fois ces projets mis en service, les coûts d'investissement
de ces projets de fiabilité et d'agrandissement seront pris en
compte dans la base tarifaire et dégageront un taux de rendement
conforme aux rendements réglementés du réseau.
Projets éoliens extracôtiers en Europe
Au premier trimestre, la société a amorcé les travaux de
construction du projet éolien extracôtier Calvados de 448 MW
(Courseulles-sur-Mer) situé au large des côtes du nord-ouest de la
France. Ce projet comprend 64
turbines éoliennes et s'appuie sur un contrat d'achat d'électricité
à prix fixe de 20 ans octroyé par le gouvernement français, la date
d'entrée en service devant avoir lieu en 2024. La quote-part de
21,7 % du coût total du projet de 2 G€ revenant à
Enbridge s'élève à 0,6 G€ et sera essentiellement financée par
une dette sans recours liée au financement de projets.
La construction des projets éoliens extracôtiers Saint-Nazaire de 480 MW et Fécamp de
497 MW se poursuit conformément aux échéanciers en vue de
leurs mises en service respectives à la fin de 2022 et de 2023, les fondations de la première
éolienne devant être installées au deuxième trimestre de 2021 à
Saint-Nazaire.
Compte tenu des trois projets éoliens extracôtiers de la société
déjà en service, la capacité de génération brute totale des projets
en exploitation et en construction atteint plus de 2,4 GW en
Europe, ce qui est suffisant pour
alimenter plus de 2 millions de foyers en énergie
renouvelable.
La clôture de la vente précédemment annoncée de 49 % des
participations d'Enbridge dans les trois projets éoliens
extracôtiers français a eu lieu au premier trimestre. Les exigences
de financement du programme d'investissement de croissance garanti
tiennent compte de l'incidence de cette transaction. À l'heure
actuelle, les participations d'Enbridge dans les trois projets
français en cours de construction s'établissent comme
suit :
- Projet éolien extracôtier Saint-Nazaire France (25,5 %);
- Projet éolien extracôtier Fécamp (17,9 %);
- Projet éolien extracôtier Calvados (21,7 %).
MISES À JOUR SUR LES AUTRES ACTIVITÉS
Contrats visant le réseau principal
La société a conclu la partie écrite de l'audience portant sur
l'offre de contrats visant son réseau principal devant
la Régie canadienne de l'énergie (la « Régie ») en
déposant la contre-preuve d'Enbridge le 19 avril. L'offre de
contrats, qui constitue l'aboutissement de deux années de
négociations avec les expéditeurs, permettra aux expéditeurs
d'obtenir les meilleurs revenus nets qui soient et garantira une
demande à long terme pour le pétrole brut de l'Ouest canadien.
La Régie a prévu un contre-interrogatoire qui devrait commencer
le 19 mai et a réservé une période de cinq semaines pour
l'audience, qui sera suivie par les plaidoiries finales. Selon cet
échéancier, Enbridge ne recevra pas de décision relativement à sa
demande avant l'expiration de l'entente de tarification
concurrentielle (« ETC ») actuellement en vigueur, le 30 juin 2021.
En vertu des modalités de l'ETC, les tarifs en vigueur à la date
d'expiration devraient être maintenus de façon provisoire, sous
réserve de leur établissement définitif et de leur remboursement,
jusqu'à ce que les contrats visant le réseau principal soient mis
en place.
Démarches relatives aux tarifs du secteur Transport de gaz et
services intermédiaires
Au premier trimestre, Enbridge a poursuivi ses démarches
relatives aux tarifs visant les pipelines Alliance U.S., Maritimes
& Northeast U.S. et East
Tennessee. Le 30 avril 2021, la Federal Energy Regulatory
Commission (la « FERC ») a approuvé un sommaire de stipulation et
d'entente déposé dans le cadre des démarches relatives aux tarifs
visant Maritimes & Northeast U.S. Une entente de principe a été
conclue dans le cadre des démarches relatives aux tarifs visant
Alliance U.S. et East Tennessee.
Un sommaire de stipulation et d'entente a été déposé dans le cadre
des démarches visant Alliance U.S. et est en instance d'approbation
de la FERC, et Enbridge prévoit déposer auprès de la FERC un
sommaire de stipulation et d'entente dans le cadre des démarches
visant East Tennessee au deuxième
trimestre de 2021.
La stratégie de la société sur le plan réglementaire consiste à
assurer un rendement équitable et raisonnable ainsi qu'un
recouvrement rapide du capital investi dans ces réseaux
essentiels.
Canalisation 5 - Projet de tunnel dans les Grands
Lacs
Le projet de tunnel dans les Grands Lacs (le « projet de
tunnel ») consiste à relocaliser la canalisation 5 dans un
tunnel des plus modernes situé sous le détroit de Mackinac (le « détroit ») et
est la meilleure façon de remplacer et de moderniser les
canalisations qui traversent le détroit, tout en maintenant un
approvisionnement essentiel en énergie dont dépend la population du
Michigan et de la région
environnante.
La société a obtenu les permis requis auprès du ministère
de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie du Michigan au premier trimestre de 2021, et poursuit ses démarches afin d'obtenir
les permis et approbations requises auprès de l'Army Corps of
Engineers des États-Unis (« USACE ») et de la Michigan
Public Service Commission.
Au quatrième trimestre, Enbridge a poursuivi l'avancement du
projet de tunnel en réalisant les travaux d'ingénierie et de
conception. Cette étape a permis de démontrer la faisabilité
technique du projet de tunnel et de définir l'étendue des travaux
requis pour commencer la construction. La société va maintenant de
l'avant avec la sélection d'un entrepreneur de calibre mondial pour
construire le tunnel. Le projet devrait nécessiter plus de deux
millions d'heures de travail et l'entrepreneur choisi devra
travailler avec un syndicat.
Acquisition d'actifs de stockage à Cushing
Au premier trimestre, la société a réalisé l'achat précédemment
annoncé d'actifs de stockage de 6,6 millions de barils situés
à Cushing, en Oklahoma, pour un prix d'achat en trésorerie
de 0,2 G$. Ces actifs appuient la mise en œuvre de la
stratégie d'exportation de la côte américaine du golfe du Mexique
en augmentant la flexibilité du réseau et sont connectés au réseau
existant de la société, ce qui permet la réalisation immédiate de
synergies.
Programme d'installations autonomes alimentées à l'énergie
solaire
Enbridge poursuit la mise en œuvre de sa stratégie
d'installations autonomes, qui constitue un des moyens d'atteindre
nos objectifs de carboneutralité. Ces projets réduiront directement
les émissions de niveau 1 et de niveau 2 de la société liées au
transport de pétrole brut et de gaz naturel, tout en générant un
rendement sur notre investissement comparable à celui de nos
projets de croissance organiques classiques.
Au premier trimestre, la société a autorisé quatre nouveaux
projets solaires sur le réseau principal et les pipelines
Flanagan Sud. Ces projets solaires
sont installés sur les sites des stations de pompage et devraient
produire 35 MW au moment de leur entrée en service à la fin de
2022.
La société a actuellement deux installations en exploitation,
soit le projet de 10,5 MW Alberta Solar One sur le réseau
principal d'oléoducs et l'installation de 2,3 MW de
Lambertville sur le réseau Texas
Eastern. Une troisième installation, un projet de 2,5 MW à la
station de compression Heidlersburg sur le réseau Texas Eastern,
devrait entrer en service au deuxième trimestre de 2021.
RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE
2021
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les flux de
trésorerie provenant des activités d'exploitation de la société
comptabilisés conformément aux PCGR pour le premier trimestre de
2021.
BAIIA PAR SECTEUR ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DES
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les 31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
2
039
|
850
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
973
|
(1 054)
|
Distribution et
stockage de gaz
|
634
|
604
|
Production d'énergie
renouvelable
|
156
|
120
|
Services
énergétiques
|
64
|
121
|
Éliminations et
divers
|
220
|
(966)
|
BAIIA
|
4
086
|
(325)
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
900
|
(1 429)
|
|
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
564
|
2 809
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les flux de trésorerie provenant
des activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres
facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction et aux
investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance
de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de
la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont
présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA,
du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté,
du bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du
présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
Oléoducs
|
1
881
|
1 919
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
007
|
1 097
|
Distribution et
stockage de gaz
|
646
|
609
|
Production d'énergie
renouvelable
|
154
|
118
|
Services
énergétiques
|
(75)
|
(13)
|
Éliminations et
divers
|
130
|
33
|
BAIIA ajusté1, 3
|
3
743
|
3 763
|
Investissements de
maintien
|
(109)
|
(204)
|
Charge
d'intérêts1
|
(677)
|
(711)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(101)
|
(108)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(68)
|
(76)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des
satellites1
|
43
|
72
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(96)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
19
|
51
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
3
|
15
|
FTD3
|
2
761
|
2 706
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
022
|
2 019
|
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 premier trimestre de 2021 ont augmenté de
55 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2020, en raison des facteurs d'exploitation mentionnés plus
loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur et de ce
qui suit :
- Diminution des investissements de maintien en raison du
calendrier des dépenses, dont l'incidence devrait être largement
contrebalancée par une hausse des dépenses pour le reste de
l'exercice 2021.
- Diminution de l'excédent des distributions en trésorerie sur la
quote-part du bénéfice des satellites en raison essentiellement de
la réduction de 50 % des distributions de DCP Midstream, LP (« DCP
Midstream »), qui a une incidence sur les distributions reçues par
Enbridge depuis le deuxième trimestre de 2020.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
3
743
|
3 763
|
Amortissement
|
(932)
|
(882)
|
Charge
d'intérêts2
|
(665)
|
(696)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(399)
|
(451)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(21)
|
30
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(96)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
634
|
1 668
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,81
|
0,83
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté sont présentés
en annexe au présent communiqué.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a diminué de 34 M$ et le bénéfice ajusté par
action a reculé de 0,02 $ par rapport au premier trimestre de 2020.
Le repli du bénéfice 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 BAIIA ajusté
par secteur ci-dessus, de même que par les facteurs suivants :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison
principalement des nouveaux actifs mis en service tout au long de
2020 et des récents règlements
tarifaires du secteur Transport de gaz.
- Absence de l'incidence favorable sur la participation ne
donnant pas le contrôle d'ajustements liés au partage fiscal
relativement à certains parcs éoliens comptabilisée au premier
trimestre de 2020.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens.
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains,
principalement dans les secteurs Oléoducs et Transport de gaz et
services intermédiaires, a été converti à un taux de change moyen
entre le dollar américain et le dollar canadien au premier
trimestre de 2021 (1,27 $ CA/$ US) inférieur à
celui de la période correspondante de 2020
(1,35 $ 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.
Compte non tenu de l'incidence, essentiellement sur les
activités des secteurs Oléoducs et Transport de gaz et
services intermédiaires, de la diminution du taux de change moyen
du dollar canadien au premier trimestre de 2021, les résultats des
principales entreprises d'Enbridge ont été excellents. Après
ajustement pour tenir compte de l'effet des taux de change sur la
conversion, les résultats des secteurs Oléoducs et Transport de gaz
et services intermédiaires correspondent approximativement à ceux
du premier trimestre de 2020, malgré le fait que les résultats de
la période correspondante de l'exercice précédent de 2020 n'avaient
en grande partie pas été affectés par la pandémie.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1
131
|
|
1 107
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
237
|
|
211
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique et du milieu
du continent
|
189
|
|
244
|
|
Autres1
|
324
|
|
357
|
|
BAIIA ajusté2
|
1
881
|
|
1 919
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers
de b/j)
|
|
|
|
|
Réseau
principal - volume hors Gretna3
|
2
746
|
|
2 842
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux4
|
1
949
|
|
1 865
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,21
|
$
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken, le pipeline Gray Oak et
les pipelines d'amenée et autres.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
3
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans
l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
|
4
|
Les volumes visent
la canalisation principale d'Athabasca, le pipeline Waupisoo, le
pipeline Woodland et le réseau Wood Buffalo, et ne comprennent pas
les canalisations latérales du réseau régional des sables
bitumineux.
|
5
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure
partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ
55 % du total des produits du réseau principal et le taux de
change effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal
était de 1,24 $ CA/$ US pour le premier trimestre
de 2021 (1,20 $ CA/$ US pour le premier
trimestre de 2020).
|
|
Les résultats du
tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion
des devises à l'instar des autres entreprises de la société
établies aux États-Unis, dont les résultats sont convertis au taux
moyen sur le marché au comptant pour une période donnée.
L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie
couverte par le programme de gestion du risque financier qui
s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments
de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein du secteur
Éliminations et divers.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a reculé de 38 M$ par
rapport au premier trimestre de 2020, principalement en raison
des facteurs suivants :
- Diminution de l'apport du réseau principal en raison de la
baisse du débit par rapport au premier trimestre de 2020, qui
n'avait en grande partie pas été affecté par l'incidence de la
COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits
connexes, en partie contrebalancée par la hausse des droits repères
aux termes du TIC par baril et du taux de couverture de change
efficace (1,24 $ CA en 2021, contre 1,20 $ CA en 2020) sur les
couvertures utilisées pour gérer le risque de change lié aux droits
repères aux termes du TIC libellés en dollars américains.
- Apport moindre du réseau pipelinier de pétrole brut Seaway, du
pipeline Flanagan Sud et du réseau
pipelinier Bakken comparativement au premier trimestre de 2020, qui
n'avait en grande partie pas été affecté par l'incidence de la
COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits
connexes.
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar canadien et le dollar américain, qui a été largement
compensée par les profits réalisés dans le secteur Éliminations et
divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier
qui s'applique à l'échelle de la société.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui
suit :
- Augmentation de l'apport du réseau régional des sables
bitumineux en raison de l'accroissement du débit sur la
canalisation principale d'Ahabasca et le pipeline Waupisoo.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Transport de gaz aux États-Unis
|
782
|
864
|
Transport de gaz au Canada
|
142
|
138
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
43
|
45
|
Autres
|
40
|
50
|
BAIIA ajusté1
|
1
007
|
1 097
|
1
|
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 diminué de 90 M$ par rapport au premier
trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui
suit :
- Apport moindre du secteur Transport de gaz aux États-Unis en
raison de l'absence, en 2021, de produits des activités ordinaires
comptabilisés en 2020 relativement au règlement de tarifs
provisoires recouvrés de façon rétroactive au 1er juin
2019 auprès d'expéditeurs du réseau Texas Eastern.
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar canadien et le dollar américain, qui a été largement
compensée par les profits réalisés dans le secteur Éliminations et
divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier
qui s'applique à l'échelle de la société.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui
suit :
- Apport de la phase III d'Atlantic Bridge, qui est entrée en
service en janvier 2021.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Enbridge
Gas Inc. (« EGI »)
|
604
|
574
|
Autres
|
42
|
35
|
BAIIA ajusté1
|
646
|
609
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
EGI
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
671
|
638
|
Nombre de clients
actifs (en millions)2
|
3,8
|
3,7
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
807
|
1 727
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de températures
normales4
|
1
924
|
1 923
|
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 trimestre 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 37 M$ par rapport au premier trimestre
de 2020, principalement pour les raisons suivantes :
- Hausse des charges liées à la distribution découlant de
l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la
clientèle.
- Incidence favorable du temps plus froid en 2021 qu'en 2020, qui
s'est chiffrée à environ 17 M$.
- Augmentation des produits tirés du stockage, se rapportant
principalement aux activités d'optimisation du stockage.
Compte tenu des prévisions météorologiques normales prises en
compte dans les tarifs, le temps plus doux que prévu aux premiers
trimestres de 2021 et de 2020 a eu
une incidence défavorable sur nos résultats, qui s'est chiffrée à
environ 24 M$ pour le premier trimestre de 2021 et à
environ 41 M$ pour le premier trimestre de 2020.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
154
|
118
|
|
|
|
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 36 M$ comparativement au premier trimestre
de 2020, ce qui s'explique avant tout par ce qui
suit :
- Réception d'un montant en lien avec la clôture de la vente à
Investissements RPC de 49 % des participations d'Enbridge dans
trois projets éoliens extracôtiers en France en cours d'aménagement.
- Augmentation de la production d'énergie éolienne de certaines
installations éoliennes extracôtières.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui
suit :
- Diminution des ressources éoliennes aux installations
canadiennes et américaines, y compris les répercussions de la
tempête hivernale qui a frappé le Texas en février 2021.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
(75)
|
(13)
|
|
|
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de
62 M$ comparativement au premier trimestre de 2020, en
raison de ce qui suit :
- Importante compression des différentiels d'emplacement et de
qualité sur certains marchés.
- Possibilités moindres de dégager des marges de transport
rentables à l'égard des installations pour lesquelles les Services
énergétiques ont des obligations de capacité.
- Répercussions de la tempête hivernale qui a frappé le
Texas et l'ensemble des États-Unis
en février 2021.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration (frais d'exploitation
et d'administration)
|
106
|
79
|
Gains (pertes)
réalisés sur le règlement de couvertures de change
|
24
|
(46)
|
BAIIA
ajusté1
|
130
|
33
|
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 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
97 M$ comparativement au premier trimestre de 2020, en
raison des profits de change réalisés en 2021, comparativement aux
pertes de change réalisées en 2020, essentiellement attribuables au
resserrement de l'écart entre le taux de change moyen de
1,27 $ au premier trimestre de 2021 (1,35 $ au
premier trimestre de 2020) et le taux de couverture de
1,30 $ au premier trimestre de 2021 (1,29 $ au
premier trimestre de 2020).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 7 mai 2021 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 premier trimestre de 2021. Analystes,
membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y
assister doivent composer sans frais le (833) 233-4460, ou le
(647) 689-4543 en Amérique du Nord ou à l'extérieur
de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 5072874. La
conférence sera diffusée en direct sur Internet
à l'adresse https://event.on24.com/wcc/r/3124984/F009D71DE63AAACA8A0876A0794D31C6. 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 dans les 24 heures. On pourra entendre
la conférence en reprise pendant une semaine après sa
diffusion en composant sans frais le (800) 585-8367, ou
le (416) 621-4624 en Amérique du Nord ou à
l'extérieur de l'Amérique du Nord
(code d'accès 5072874).
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 4 mai 2021, le conseil d'administration de la société a
déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les
dividendes sont payables le 1er juin 2021 aux
actionnaires inscrits le 14 mai 2021.
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
0,83500 $
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375 $
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340 $
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,15501 $
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,27875 $
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306 $
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350 $
|
Actions privilégiées,
série J
|
0,30540 $ US
|
Actions privilégiées,
série L
|
0,30993 $ US
|
Actions privilégiées,
série N
|
0,31788 $
|
Actions privilégiées,
série P
|
0,27369 $
|
Actions privilégiées,
série R
|
0,25456 $
|
Actions privilégiées,
série 1
|
0,37182 $ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,23356 $
|
Actions privilégiées,
série 5
|
0,33596 $ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
0,27806 $
|
Actions privilégiées,
série 9
|
0,25606 $
|
Actions privilégiées,
série 11
|
0,24613 $
|
Actions privilégiées,
série 13
|
0,19019 $
|
Actions privilégiées,
série 15
|
0,18644 $
|
Actions privilégiées,
série 17
|
0,32188 $
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,30625 $
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3 %
et passera de 0,81 $ à 0,835 $ à compter du
1er mars 2021.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été majoré pour passer de 0,15349 $ à 0,15501 $
le 1er mars 2021, en raison de la
refixation du taux de dividende trimestriel après la date
d'émission des actions privilégiées
de série C.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives,
ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des
renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés
affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction
des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins.
Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi
de verbes comme « entrevoir », « s'attendre
à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : la vision et la stratégie
d'entreprise d'Enbridge; les prévisions financières pour 2021;
la pandémie de COVID-19, y compris sa durée et son incidence;
les cibles de réduction de l'intensité énergétique et des
émissions; les objectifs en matière de diversité et d'inclusion;
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 et le BAIIA ajusté
prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) et le bénéfice
(la perte) ajusté(e) prévu(e); les FTD et les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; l'augmentation des dividendes et le ratio de distribution
prévus; les économies de coûts attendues; le rendement prévu des
entreprises de la société; le ratio dette/BAIIA prévu; la vigueur
et la souplesse financières et la capacité d'investissement; 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; la capacité
d'investissement et les priorités en matière de répartition du
capital; les possibilités de croissance et d'expansion futures
prévues; 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 projet de remplacement de
la canalisation 3, y compris la date prévue d'entrée en
service, les coûts d'investissement, l'apport au BAIIA et aux flux
de trésorerie et les données économiques; les conduites jumelles de
la canalisation 5, le projet de tunnel dans les Grands Lacs,
ainsi que les autres questions connexes.
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; 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;
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; les réductions prévues des frais
d'exploitation; 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 et le BAIIA ajusté
prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) et le bénéfice (la
perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) et 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
et les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus
pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux
projets annoncés et aux projets en construction, y compris les
dates estimatives d'achèvement et les dépenses
d'investissement estimatives : la disponibilité et le
prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction;
l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts
de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt
sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions
météorologiques; l'approbation par les clients, le gouvernement et
les organismes de réglementation des calendriers de construction et
de mise en service et les régimes de recouvrement des coûts;
et la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et
son incidence.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de
l'exécution réussie de nos priorités stratégiques, du rendement de
l'exploitation, de la politique de la société en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la
société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres
opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change,
des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la
demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment
les risques et incertitudes dont il est question dans le présent
document et dans d'autres documents déposés par la société auprès
des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible
d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces
risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif
particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action
futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de
l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre.
Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est
pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé
prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés
d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en
toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité
de vie des gens. Nos principales entreprises
englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 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 1 763 MW
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN
COMPLÉMENT D'INFORMATION
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Enbridge Inc. - Médias
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Enbridge Inc. -
Investisseurs
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Jesse
Semko
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Jonathan
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Sans frais :
(888) 992-0997
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Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au
BAIIA 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 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.
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
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
2
039
|
850
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
973
|
(1 054)
|
Distribution et
stockage de gaz
|
634
|
604
|
Production d'énergie
renouvelable
|
156
|
120
|
Services
énergétiques
|
64
|
121
|
Éliminations et
divers
|
220
|
(966)
|
BAIIA
|
4
086
|
(325)
|
Amortissement
|
(932)
|
(882)
|
Charge
d'intérêts
|
(657)
|
(706)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(483)
|
549
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(22)
|
31
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(96)
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
900
|
(1 429)
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
Oléoducs
|
1
881
|
1 919
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
007
|
1 097
|
Distribution et
stockage de gaz
|
646
|
609
|
Production d'énergie
renouvelable
|
154
|
118
|
Services
énergétiques
|
(75)
|
(13)
|
Éliminations et
divers
|
130
|
33
|
BAIIA ajusté
|
3
743
|
3 763
|
Amortissement
|
(932)
|
(882)
|
Charge
d'intérêts
|
(665)
|
(696)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(399)
|
(451)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(21)
|
30
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(96)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
634
|
1 668
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,81
|
0,83
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
BAIIA
|
4
086
|
(325)
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés - taux de change
|
(279)
|
1 956
|
Variation du gain non
réalisé lié en à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
(139)
|
(476)
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
1 736
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites
|
--
|
324
|
Ajustement des
stocks, montant net - Services énergétiques
|
--
|
342
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
159
|
Autres
|
75
|
47
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(343)
|
4 088
|
BAIIA
ajusté
|
3
743
|
3 763
|
Amortissement
|
(932)
|
(882)
|
Charge
d'intérêts
|
(657)
|
(706)
|
(Charge) produit
d'impôts sur les bénéfices
|
(483)
|
549
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(22)
|
31
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(96)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
(Charge) produit
d'intérêts
|
(8)
|
10
|
(Charge) produit
d'impôts sur les bénéfices
|
84
|
(1 000)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
1
|
(1)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
634
|
1 668
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,81
|
0,83
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
881
|
1 919
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
161
|
(1 066)
|
Autres
|
(3)
|
(3)
|
Total des
ajustements
|
158
|
(1 069)
|
BAIIA
|
2
039
|
850
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
007
|
1 097
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
(1 736)
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites
|
--
|
(324)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
(159)
|
Quote-part du bénéfice
des satellites - DCP Midstream, LLC
|
(19)
|
53
|
Autres
|
(15)
|
15
|
Total des
ajustements
|
(34)
|
(2 151)
|
BAIIA
|
973
|
(1 054)
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
646
|
609
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
6
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
(14)
|
(7)
|
Autres
|
--
|
(4)
|
Total des
ajustements
|
(12)
|
(5)
|
BAIIA
|
634
|
604
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
154
|
118
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
2
|
Total des
ajustements
|
2
|
2
|
BAIIA
|
156
|
120
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
(75)
|
(13)
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
139
|
476
|
Ajustement des
stocks, montant net
|
--
|
(342)
|
Total des
ajustements
|
139
|
134
|
BAIIA
|
64
|
121
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
130
|
33
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
114
|
(898)
|
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
|
(19)
|
(4)
|
Autres
|
(5)
|
20
|
Total des
ajustements
|
90
|
(999)
|
BAIIA
|
220
|
(966)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DES ACTIVITÉS
D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
564
|
2 809
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
418
|
(194)
|
|
2
982
|
2 615
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle4
|
(68)
|
(76)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(96)
|
Investissements de
maintien2
|
(109)
|
(204)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
19
|
51
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
35
|
11
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des
bénéfices cumulatifs4
|
61
|
77
|
Autres éléments
|
(67)
|
328
|
FTD
|
2
761
|
2 706
|
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.