CALGARY, AB, le 30 juill. 2021
/CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB)
a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le deuxième
trimestre de 2021, a confirmé ses perspectives financières
pour 2021 et a présenté un compte
rendu semestriel.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1,4 G$ ou 0,69 $ par action
ordinaire au deuxième trimestre, comparativement à un bénéfice
conforme aux PCGR de 1,6 G$ ou 0,82 $ par action ordinaire en
2020
- Bénéfice ajusté de 1,4 G$ ou 0,67 $ par action ordinaire,
comparativement à 1,1 G$ ou 0,56 $ par action ordinaire en 2020
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 3,3 G$, comparativement à 3,3 G$ en 2020
- Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de
2,2 G$, comparativement à 2,4 G$ en 2020
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2,5 G$ ou 1,24 $
par action ordinaire, comparativement à 2,4 G$ ou 1,21 $ 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
- Travaux de construction du dernier tronçon dans le cadre du
programme de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis qui
se déroulent conformément à l'échéancier en vue d'une mise en
service prévue au quatrième trimestre
- Mise en service des premières phases dans le cadre des projets
d'agrandissement du réseau T-South de 1,0 G$ et Spruce Ridge de 0,5
G$; mise en service intégrale des deux projets prévue pour le
quatrième trimestre
- Annonce d'une collaboration avec le gouvernement de
l'Ontario pour étendre l'accès au
gaz naturel dans les collectivités rurales, nordiques et
autochtones
- Annonce de l'élaboration du
projet d'expansion Ridgeline au Tennessee visant à permettre de produire de
l'électricité au gaz naturel abordable et fiable pour remplacer la
production au charbon à plus forte teneur en carbone
- Avancement du programme de modernisation pluriannuel de 2,1 G$
US du secteur Transport du gaz
- Annonce du dépôt d'un dossier tarifaire pour Texas Eastern
quant aux tarifs en vigueur à compter du début de 2022, afin
d'assurer que le réseau continue de procurer un taux de rendement
adéquat sur le capital investi
- Progrès notables dans les travaux de construction de trois
projets éoliens extracôtiers en France qui, une fois en service, produiront
collectivement 1,4 GW (capacité nette de 0,3 GW) d'énergie
renouvelable
- Poursuite du programme d'énergie solaire autonome des secteurs
Oléoducs et Transport de gaz; trois installations sont en
exploitation et quatre autres installations sont actuellement en
construction
- Annonce de la vente, en
contrepartie de 1,14 G$, de la participation d'Enbridge dans
Noverco Inc. (« Noverco »), dont la réalisation est prévue pour le
début de 2022, opération qui rehaussera la souplesse financière
- Notation valorisée par Moody's pour Enbridge Inc., qui passe à
Baa1; les quatre agences de notation ont attribué la note BBB+ ou
une note équivalente, ce qui reflète la solidité financière
d'Enbridge, un leader du secteur, et la résilience de ses flux de
trésorerie
- Publication du 20e rapport annuel sur la durabilité
d'Enbridge et annonce de l'émission, pour la première fois dans le
secteur intermédiaire, d'une obligation liée à la durabilité pour
un montant de 1,0 G$ US
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Concernant le rendement d'exploitation et les résultats
financiers du deuxième trimestre d'Enbridge, Al Monaco, président et chef de la direction
d'Enbridge, a affirmé ce qui suit :
« Après un solide début d'année, nos quatre secteurs
d'activité ont affiché d'excellents résultats financiers au
deuxième trimestre, grâce à une bonne performance opérationnelle et
à une forte utilisation de tous nos réseaux. La reprise économique
mondiale est maintenant bien amorcée, et nos actifs ont été
essentiels pour assurer l'accès à de l'énergie classique et
renouvelable fiable et abordable tout au long de cette période
critique.
« Nos résultats pour le premier semestre de 2021 nous ont
bien préparés pour l'exercice complet. Nous sommes en bonne voie de
mettre en service des projets d'une valeur de 10 G$ cette
année et nous réitérons nos prévisions financières pour
l'exercice 2021. L'exécution de notre programme
d'investissement de croissance garanti et la croissance inhérente à
nos actifs nous permettent de croire que nous générerons une hausse
des flux de trésorerie distribuables de 5 à 7 % d'ici
2023, et nous continuons de faire
progresser les priorités stratégiques dans chacun de nos secteurs
d'activité.
« Dans le secteur Oléoducs, les engagements pour juillet
ont été robustes, ce qui met en évidence la force des marchés que
nous desservons et la demande pour la capacité de notre réseau.
Comme prévu, la baisse des volumes du réseau principal au deuxième
trimestre reflète l'entretien planifié des usines de valorisation
des sables bitumineux et des raffineries en aval. Nos perspectives
pour l'exercice 2021 complet, soit 2,8 Mb/j en moyenne, en
tiennent compte.
« La construction du dernier tronçon dans le cadre du
programme de remplacement de la canalisation 3 progresse bien
et le projet se déroule dans le respect de l'échéancier. Nous
sommes fiers du fait que le projet de remplacement de la
canalisation 3 a fourni un grand nombre d'emplois et
d'occasions d'affaires aux travailleurs et entreprises autochtones
au Canada et aux États-Unis et
qu'elle ait contribué à des dépenses de plus de 750 M$ auprès
des collectivités autochtones et tribales, notamment des dépenses
de plus de 250 M$ US dans l'État du Minnesota à lui seul jusqu'à maintenant.
« Avec l'achèvement des tronçons au Canada, au Dakota du Nord et au Wisconsin et la construction qui va bon train
au Minnesota, nous nous attendons
à ce que la canalisation 3 soit entièrement en service au
quatrième trimestre. La canalisation 3 est d'abord et avant
tout un projet d'intégrité essentiel qui rehaussera la sécurité et
réduira davantage les risques environnementaux, tout en procurant
une augmentation appréciable du BAIIA lorsqu'elle sera entièrement
en service.
« Au cours du trimestre, nous avons mis en service le
projet d'expansion du pipeline Woodland de 160 kb/j pour répondre aux
besoins dans le cadre du projet de sables bitumineux de Kearl. Ce
projet est un excellent exemple des possibilités de croissance
exécutables, à faible risque et à rendement élevé dans le secteur
Oléoducs.
« Dans le secteur Transport de gaz, nous sommes fiers de
collaborer avec la Tennessee Valley Authority (« TVA »)
dans le cadre d'un projet qui a le potentiel de procurer une
énergie plus propre et plus abordable pour la clientèle des
services publics. Le projet d'expansion potentielle du réseau
d'East Tennessee Natural Gas, s'il est sélectionné, permettrait
l'approvisionnement en gaz naturel pour une solution de production
d'énergie que TVA envisage actuellement dans le but de remplacer
une centrale au charbon dans le nord-est du Tennessee. Il s'agit d'une excellente occasion
qui reflète le rôle vital que le gaz naturel est appelé à jouer
pour remplacer les sources de production d'électricité à plus forte
teneur en carbone, tout en
fournissant une énergie fiable et abordable à la population
du Tennessee.
De plus, nous faisons avancer les projets d'agrandissement
Spruce Ridge de 0,5 G$ et T-South de 1,0 G$ de BC
Pipeline. Nous avons achevé et mis en service les premiers tronçons
de chaque projet, qui respectent l'échéancier de mise en service
intégrale d'ici la fin de l'exercice. Par ailleurs, l'exécution de
notre programme triennal de modernisation de 2,1 G$ US va
bon train elle aussi. En outre, nous prévoyons déposer sous peu un
dossier tarifaire visant à obtenir un taux de rendement adéquat sur
le capital investi, y compris le programme de modernisation.
« Notre entreprise de distribution de gaz naturel continue
de connaître une forte croissance. Nous avons récemment annoncé des
projets d'expansion de l'accès au gaz naturel aux collectivités
éloignées et autochtones de l'Ontario. Cet effort conjoint avec le
gouvernement de l'Ontario fournira
aux consommateurs un accès fiable et à faible coût à une énergie à
faible teneur en carbone. De plus,
nous continuons de faire progresser la construction de trois
projets de gaz naturel renouvelable en Ontario, qui s'ajouteront aux trois
installations déjà en exploitation. Parallèlement, la construction
de notre installation de mélange d'hydrogène à Markham, en Ontario, se poursuit conformément à
l'échéancier.
« Les travaux de construction de trois centrales éoliennes
extracôtières au large des côtes françaises vont bon train.
Ensemble, ces trois projets produiront suffisamment d'énergie
renouvelable pour alimenter plus d'un million de foyers. De plus,
par le truchement de Maple Power,
notre coentreprise de développement éolien extracôtier, nous
continuons de développer d'autres possibilités en Europe qui mettent à profit nos capacités
croissantes d'aménagement, de construction et d'exploitation.
Enfin, nous continuons de faire progresser notre stratégie
d'énergie solaire autonome avec trois projets actuellement en
service et quatre autres projets en cours. Il s'agit d'un excellent
exemple de la façon dont nous réduisons les émissions et les coûts
pour créer de la valeur actionnariale.
« Une forte croissance des flux de trésorerie et une
gestion rigoureuse de l'affectation des capitaux nous permettront
de rehausser notre souplesse financière et d'assurer qu'Enbridge
est dans une position solide pour l'avenir. La cession de
notre participation hors exploitation minoritaire de 1,14 G$
dans Noverco nous permettra de rehausser notre bilan déjà solide.
C'est une excellente occasion de monétiser un investissement
non stratégique à une valeur supérieure.
« Nous sommes satisfaits des progrès réalisés au premier
semestre de 2021 en vue de concrétiser nos priorités stratégiques,
notamment en rehaussant l'envergure de notre carnet d'éventuels
projets d'investissement. Grâce à nos solides antécédents, nous
sommes bien placés pour concrétiser notre plan triennal et
consolider notre trajectoire de croissance au-delà
de 2023.
« Le mois dernier, nous avons publié notre 20e
rapport annuel sur la durabilité, qui souligne l'importance que
nous accordons depuis longtemps aux pratiques durables et notre
rendement de premier plan quant aux enjeux environnementaux,
sociaux et de gouvernance, y compris une réduction de 32 % des
émissions de portée 1 et de 14 % des émissions de
portée 2 entre 2018 et 2020.
Nous avons réitéré notre engagement en émettant notre première
obligation liée à la durabilité qui relie notre rendement financier
à l'atteinte des objectifs ESG que nous avons fixés en 2020.
« Nous croyons que, dans tous les scénarios pratiques, nos
actifs demeureront essentiels pour soutenir la demande d'énergie à
long terme. L'infrastructure existante jouera un rôle clé dans le
transport et le stockage des approvisionnements énergétiques
futurs, assurant un accès abordable et fiable à l'énergie classique
et à faible émission de carbone.
« Nous mettons à profit nos actifs existants et travaillons
avec nos clients pour cerner des investissements précoces dans les
possibilités d'infrastructure à faible émission de carbone dans nos
entreprises, tout en modernisant nos actifs pour nous assurer de
répondre aux besoins énergétiques sociaux pour les décennies à
venir. Au cours des deux dernières décennies, nous avons établi une
solide plateforme d'énergies renouvelables et réalisé des
investissements précoces dans le gaz naturel renouvelable,
l'hydrogène et le gaz naturel comprimé qui favoriseront notre
croissance future et nous permettront de nous démarquer à titre de
fournisseur de services énergétiques. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres et des semestres clos
les 30 juin 2021 et 2020 sont
résumés dans le tableau ci-après :
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR
|
1
394
|
|
1 647
|
|
|
3
294
|
|
218
|
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,69
|
|
0,82
|
|
|
1,63
|
|
0,11
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
227
|
|
2 416
|
|
|
4
791
|
|
5 225
|
|
BAIIA ajusté1
|
3
302
|
|
3 312
|
|
|
7
045
|
|
7 075
|
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
357
|
|
1 133
|
|
|
2
991
|
|
2 801
|
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,67
|
|
0,56
|
|
|
1,48
|
|
1,39
|
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
503
|
|
2 437
|
|
|
5
264
|
|
5 143
|
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
024
|
|
2 019
|
|
|
2
023
|
|
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 diminué de 253 M$, ou 0,13 $ par
action, au deuxième 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.
Au deuxième trimestre de 2021, le bénéfice ajusté a augmenté de
224 M$, ou 0,11 $ par action, principalement en raison de
l'incidence nette des facteurs d'exploitation commentés ci-après
ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court
terme, de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar
américain sur la conversion de la charge d'intérêts libellée en
dollars américains et de la constatation d'impôts inférieurs en
2021.
Au deuxième trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a diminué de
10 M$ comparativement à la période correspondante de 2020, ce
qui s'explique principalement par le raffermissement de la demande
d'énergie, alors que les économies continuent de se rétablir des
incidences de la pandémie de COVID-19, ce facteur ayant été annulé
par l'apport inférieur du secteur Services énergétiques et par
l'effet de l'affaiblissement du dollar américain, qui influe
négativement sur la conversion du BAIIA libellé en dollars
américains de la société. Le taux de change moyen entre le dollar
américain et le dollar canadien a baissé d'environ 12 % pour
passer de 1,39 $ au deuxième trimestre de 2020 à 1,23 $
au deuxième trimestre de 2021. Le programme de gestion des risques
financiers à l'échelle de l'entreprise d'Enbridge a atténué
partiellement l'incidence de l'affaiblissement des taux de change
grâce aux couvertures du bénéfice libellé en
dollars américains de la société.
Les FTD du deuxième trimestre, à 2,5 G$, ont augmenté de
66 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020,
principalement en raison de l'incidence des facteurs d'exploitation
commentés ci-dessus ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur
les emprunts à court terme, de l'incidence positive de
l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion de la
charge d'intérêts libellée en dollars américains et de la
constatation d'impôts en espèces inférieurs en 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
Alors que la société met en œuvre son programme d'investissement
garanti en 2021, elle prévoit maintenir sa solide situation
financière, qui devrait se solidifier davantage en 2022, car les
projets mis en service en 2021 contribueront à augmenter le
BAIIA annualisé.
Le 1er juin 2021, Moody's Investor Service a
révisé à la hausse la notation d'Enbridge Inc., y compris
la notation de ses titres de créance non garantis de premier rang
et sa notation d'émetteur, pour les faire passer de Baa2 à Baa1
avec perspectives stables, soulignant l'endettement réduit
d'Enbridge et l'amélioration continue des mesures financières de la
société. Les quatre agences de notation ont attribué à la société
la note BBB+ ou une note équivalente.
Au cours du trimestre, la société a annoncé qu'elle a conclu une
entente définitive visant la vente à Trencap L.P. de sa
participation hors exploitation minoritaire de 38,9 % dans
Noverco en contrepartie de 1,14 G$ au comptant, déduction
faite de la dette sans recours de Noverco prise en charge par
Trencap L.P. Ce montant représente un multiple d'environ
29 fois le bénéfice conforme aux PCGR de 39 M$ déclaré
pour 2020.
Cette transaction devrait se conclure d'ici le début de 2022,
sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires et du
respect d'autres conditions de clôture habituelles. Dans un premier
temps, le produit de la vente devrait être affecté au remboursement
de la dette à court terme et, à plus long terme, il procurera une
souplesse financière accrue.
Depuis 2018, Enbridge a annoncé et réalisé des ventes d'actifs
d'une valeur de plus de 8 G$, et cette transaction portera ce
total à bien plus de 9 G$. La vente de ces actifs témoigne de
la discipline d'Enbridge en matière d'affectation des capitaux et
de sa capacité à tirer une valeur de ses actifs existants pour la
déployer vers des occasions à plus haut rendement.
Au cours du deuxième trimestre, Pipelines Enbridge Inc.,
filiale détenue en propriété exclusive de la société, a émis pour
400 M$ de billets de premier rang échéant dans 10 ans et
assortis d'un coupon de 2,82 % et pour 400 M$ de billets
de premier rang échéant dans 30 ans et assortis d'un coupon de
4,20 % dans le cadre d'un placement en deux tranches sur les
marchés financiers canadiens.
Toujours en juin, Enbridge a émis sa première obligation liée à
la durabilité (« OLD ») sur les marchés des capitaux
d'emprunt américains, soit des billets de premier rang à échéance
de 12 ans assortis d'un coupon de 2,5 %, pour un montant
de 1,0 G$ US. Cette émission s'inscrit dans le cadre des
OLD annoncées plus tôt ce mois-ci, dont les modalités de
financement intègrent des objectifs d'émissions et d'inclusion.
Cette émission réitère l'engagement d'Enbridge envers ses objectifs
ESG établis en novembre 2020 et son
rendement parmi les meilleurs de l'industrie. Parallèlement à ce
placement, la société a aussi émis des billets de premier rang de
30 ans assortis d'un coupon de 3,4 % d'une valeur de
500 M$ US.
Le produit de ces deux placements en deux tranches a été affecté
principalement au remboursement de la dette, au financement partiel
de projets d'investissement et à d'autres fins générales.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société prévoit pour l'ensemble de l'exercice 2021 un BAIIA
et des FTD se situant à l'intérieur des fourchettes prévisionnelles
précédemment établies, soit respectivement de 13,9 G$ à
14,3 G$ et de 4,70 $ à 5,00 $ par action.
Chacun des quatre secteurs d'activité de la société devrait
connaître une forte utilisation au cours du second semestre,
conformément aux prévisions. Néanmoins, ce solide rendement
d'exploitation devrait subir le contrecoup de l'affaiblissement du
dollar américain, déduction faite des couvertures de change, et de
l'apport inférieur du secteur Services énergétiques, qui continue
de connaître un rétrécissement des différentiels d'emplacement et
de qualité, ainsi que des situations de déport de prix sur le
marché.
Les FTD profiteront des coûts de financement globaux plus
faibles résultant de taux d'intérêt à court terme favorables et de
la charge d'intérêts libellée en dollars américains ainsi que d'une
réduction des impôts en espèces en raison principalement du recours
accru aux comptes fiscaux pour diminuer le bénéfice imposable aux
États-Unis.
Les directives de la société présentées lors de la conférence
des investisseurs en décembre dernier présumaient un taux de change
du dollar canadien au dollar américain de 1,30 $ CA, et
Enbridge a indiqué qu'une variation du taux de change de un cent se
traduirait par une incidence d'environ 2 M$ par mois sur les
FTD, ou une incidence d'environ un cent sur les FTD par action
par année.
Compte tenu du programme de couverture de la société,
l'affaiblissement de la devise américaine s'est traduit par une
diminution d'environ 70 M$ du BAIIA pour le semestre clos le
30 juin 2021 comparativement aux hypothèses incluses dans
les prévisions de 2021.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
Le programme d'investissement de croissance garanti de la
société, qui s'élève à environ 17 G$, est bien diversifié dans
ses quatre plateformes de croissance et tous les projets
s'appuient, aux termes de contrats, sur des modèles d'affaires qui
cadrent avec le modèle commercial à faible risque axé sur les
pipelines et les services publics d'Enbridge. Les dépenses engagées
jusqu'à maintenant s'élèvent à près de 8 G$ et un montant
d'environ 9 G$ sera engagé sur la durée restante du programme
d'investissement de croissance garanti.
Enbridge poursuit ses projets d'investissement d'environ
10 G$ visés par le programme d'investissement qui devraient
être mis en service en 2021 et
générer un BAIIA et des flux de trésorerie appréciables
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;
- les projets d'agrandissement du réseau T-South et Spruce Ridge
de BC Pipeline, et le programme de modernisation de 2021 du secteur
Transport de gaz;
- les projets de branchement de clients, d'expansion et de
renforcement du secteur Distribution de gaz;
- plusieurs autres projets de moindre envergure des secteurs
Oléoducs et Transport de Gaz et services intermédiaires.
Projet de remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3, un projet
d'intégrité essentiel, renforcera l'exploitation fiable et en toute
sécurité du réseau principal d'Enbridge pendant longtemps.
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.
Les travaux de construction ont repris au début de juin après une
interruption temporaire prévue le 1er avril en
raison des restrictions saisonnières.
En juin, la Cour d'appel du Minnesota a reconnu l'examen approfondi
effectué sur une période de six ans par la Minnesota Public
Utilities Commission et a confirmé que l'organisme a approuvé comme
il se doit l'étude d'impact environnemental pour le projet, le
certificat de nécessité et l'approbation du tracé.
Le projet est en bonne voie d'être mis en service au quatrième
trimestre; il 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. Ensemble, ces deux
projets augmenteront la capacité du réseau de BC Pipeline d'environ
590 Mpi3/j pour répondre à la demande régionale
croissante en Colombie-Britannique et dans la région du nord-ouest
du Pacifique aux États-Unis grâce à la modernisation des stations
de compression et à l'ajout de deux nouveaux tronçons
de pipeline.
Au cours du deuxième trimestre, deux des cinq stations de
compression ont été remplacées comme prévu dans le cadre du projet
T-South et mises en service. Par ailleurs, un des deux nouveaux
tronçons de pipeline dans le cadre du projet Spruce Ridge a été
achevé et mis en service. Les autres tronçons pour les deux projets
devraient être mis en service d'ici le quatrième trimestre
de 2021.
Le coût d'investissement de ces projets de fiabilité et
d'agrandissement sera pris en compte dans la base tarifaire. Ils
dégageront un taux de rendement conforme au cadre commercial de
financement du coût du service réglementé du réseau.
Modernisation du secteur Transport de gaz
La société continue de faire progresser son programme de
modernisation de 2,1 G$ US jusqu'en 2023 et elle a engagé 0,4 G$ à ce titre
jusqu'à maintenant. Le programme est conçu principalement pour
remplacer les stations de compression vieillissantes et mettre à
niveau d'autres composants du réseau, ce qui permettra de rehausser
la fiabilité et la sécurité du réseau et de réduire les émissions
de gaz à effet de serre associées au transport de
gaz naturel.
Projets éoliens extracôtiers en Europe
La construction des trois projets éoliens extracôtiers en
France précédemment annoncée,
Saint-Nazaire, Fécamp et Calvados,
se déroule conformément à l'échéancier, et leur mise en service est
prévue entre la fin de 2022 et 2024.
Ces projets s'appuient sur des ententes d'achat d'électricité à
prix fixe à long terme conclues avec le gouvernement français.
Une fois ces projets en service, la société détiendra une
participation dans six projets éoliens extracôtiers en exploitation
situés en Europe ayant une
capacité de production brute totale de plus de 2,4 GW
(capacité nette de 0,6 GW), soit un volume suffisant pour
alimenter 2 millions de foyers en énergie renouvelable.
AUTRES ACTUALITÉS
Transport de gaz et services intermédiaires
Projet d'expansion Ridgeline
La société travaille sur
un projet d'expansion du réseau d'East Tennessee Natural Gas
(« ETNG ») détenu par Enbridge. Cette expansion
potentielle d'environ 1,0 G$ US fournirait à la TVA des
approvisionnements supplémentaires en gaz naturel pour appuyer le
remplacement d'une centrale électrique existante alimentée au
charbon alors qu'elle poursuit la transition vers des combustibles
à plus faible teneur en carbone, tout
en fournissant une énergie abordable aux consommateurs. Le
processus d'établissement de la portée de l'examen environnemental
de la TVA a commencé pour cette centrale proposée et la TVA a
publié le 15 juin 2021 un avis d'intention dans le registre fédéral
pour amorcer le processus d'examen. Plusieurs options de
remplacement de la centrale alimentée au charbon qui sera mise hors
service seront évaluées dans le cadre de l'étude d'impact
environnemental de la TVA. Si l'option de construction sur place
d'une centrale de gaz naturel à cycle combiné est retenue à l'issue
de l'examen de la TVA, Enbridge procédera à l'expansion nécessaire
du réseau d'East Tennessee.
Le projet proposé d'ETNG consisterait en l'aménagement d'un
pipeline supplémentaire, dont le tracé se trouve en majeure partie
le long des emprises existantes, d'une station de compression
alimentée à l'électricité et d'installations solaires sur le site,
ainsi que d'autres caractéristiques de conception qui contribuent
toutes à réduire les émissions de gaz à effet de serre.
Si l'évaluation environnementale de la TVA permet d'établir que
l'option de construction sur place d'une centrale de gaz naturel à
cycle combiné est la source d'approvisionnement optimale, sous
réserve de l'approbation et de l'obtention de tous les permis
requis, la construction du pipeline s'amorcerait en 2025 pour une
mise en service prévue à l'automne 2026.
Mise à jour sur la réglementation
La société continue
de faire progresser sa stratégie de réglementation pour assurer un
rendement juste et raisonnable et le recouvrement en temps opportun
du capital investi dans ses réseaux essentiels de distribution
d'énergie.
Le 30 avril 2021, la FERC a approuvé le sommaire de
stipulation et d'entente déposé relativement au dossier tarifaire
de Maritimes & Northeast U.S. et, le
15 juillet 2021, la FERC a approuvé le sommaire de stipulation
et d'entente déposé relativement au dossier tarifaire
d'Alliance U.S. De plus, un accord de principe a été conclu
pour le dossier tarifaire d'East
Tennessee et un sommaire de stipulation et d'entente a été
soumis à l'approbation de la FERC.
Postérieurement à la fin du trimestre, Enbridge a annoncé
qu'elle prévoyait déposer, pour le réseau Texas Eastern, un dossier
tarifaire en vertu de l'article 4 compte tenu de la croissance
de la base tarifaire du réseau et de l'augmentation du coût du
service, principalement en raison de la modernisation du réseau
ainsi que des investissements en matière de sécurité et de
fiabilité. Les pourparlers avec les expéditeurs en vue d'un
règlement commenceront au deuxième semestre de 2021 et se poursuivront en 2022; selon toute
attente, les droits déposés entreront en vigueur le
1er février 2022.
Distribution de gaz et stockage
Expansion dans les collectivités
Au cours du deuxième
trimestre, Enbridge a annoncé une collaboration avec le
gouvernement de l'Ontario pour
étendre l'accès au gaz naturel dans les collectivités rurales,
nordiques et autochtones grâce à 27 projets prévus dans la
deuxième phase du Programme pour l'expansion de l'accès au gaz
naturel de l'Ontario. Ces projets
contribueront à la croissance de la concession de services publics
d'Enbridge, l'une des plus importantes en Amérique du Nord, et
permettront à un plus grand nombre de familles et d'entreprises
d'avoir accès à du gaz naturel fiable et à faible coût.
Oléoducs
Contrats visant le réseau principal
La société a
conclu l'audience portant sur l'offre de contrats visant son réseau
principal devant la Régie canadienne de l'énergie (la «
Régie »). L'offre de contrats, qui constitue l'aboutissement de
deux années de négociations avec les expéditeurs, permettra à ces
derniers 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 procédera à l'examen du dossier élaboré tout au long du
processus de réglementation avant de rendre sa décision. La société
s'attend à ce qu'une décision soit rendue plus tard cette année.
L'entente de tarification concurrentielle (« ETC »)
actuellement en vigueur a pris fin le 30 juin 2021 et, conformément à ses modalités, les droits
alors en vigueur ont été maintenus de façon provisoire à compter du
1er juillet 2021, sous réserve de leur
établissement définitif et remboursement, le cas échéant. Ces
droits seront mis à jour plus tard cette année pour tenir compte de
la mise en service du tronçon américain dans le cadre du programme
de remplacement de la canalisation 3. Ils seront en vigueur
jusqu'à ce que les contrats pour le réseau principal soient
en place.
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 »); il
s'agit de 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.
Enbridge poursuit ses démarches pour obtenir les permis
nécessaires pour le projet de tunnel. Au premier trimestre de 2021,
le département de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie
du Michigan a accordé les permis
requis à la société. Pour consolider le dossier réglementaire,
l'Army Corp of Engineers des États-Unis prépare un énoncé des
incidences environnementales à l'appui de son processus d'octroi de
permis, alors que la Michigan Public Service Commission poursuit
son processus d'octroi de permis.
Mise à jour sur la durabilité et la performance ESG
Rapport sur la durabilité 2020
En juin, Enbridge a
publié son 20e rapport annuel sur la durabilité qui fait
état de son rendement parmi les meilleurs de l'industrie et de la
façon dont la société fait progresser son approche de longue date
en matière de durabilité.
Le rapport sur la durabilité 2020 présente de nouvelles mesures
de suivi de l'intensité des émissions de portée 3 de l'énergie
transportée par Enbridge et la façon dont les investissements dans
le gaz naturel renouvelable, l'hydrogène et l'électricité
renouvelable font progresser la transition énergétique. En outre,
Enbridge a retenu les services d'un vérificateur indépendant pour
effectuer une vérification limitée des principaux indicateurs de
performance environnementale, ce qui démontre l'engagement de la
société à divulguer de façon transparente sa performance par
rapport à ses cibles.
Programme d'installations autonomes alimentées à l'énergie
solaire
Au deuxième trimestre, la société a mis en service
une centrale d'énergie solaire d'une capacité de 2,5 MW à la
station de compression de Heidlersburg, en Pennsylvanie, sur le
réseau Texas Eastern. Enbridge exploite maintenant trois centrales
sur l'ensemble de son réseau; quatre autres projets d'une capacité
de production d'énergie renouvelable totale de 40 MW sont
prévus pour la fin de 2022 sur le réseau principal d'oléoducs et le
pipeline Flanagan Sud.
L'auto-alimentation s'inscrit dans le cadre de l'approche
adoptée par la société pour atteindre ses objectifs de
carboneutralité par la réduction de ses émissions de portée 1
et de portée 2 liées au transport de pétrole brut et de gaz
naturel, tout en générant un rendement sur son investissement
comparable à celui de ses projets de croissance interne classiques.
Enbridge continue d'évaluer les possibilités de construire d'autres
installations d'énergie solaire autonomes le long de
son réseau.
RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME 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 deuxième trimestre de
2021.
BAIIA PAR SECTEUR ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT
DES ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
044
|
|
2 340
|
|
|
4
083
|
|
3 190
|
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
868
|
|
950
|
|
|
1
841
|
|
(104)
|
|
Distribution et
stockage de gaz
|
458
|
|
383
|
|
|
1
092
|
|
987
|
|
Production d'énergie
renouvelable
|
115
|
|
163
|
|
|
271
|
|
283
|
|
Services
énergétiques
|
(239)
|
|
(99)
|
|
|
(175)
|
|
22
|
|
Éliminations et
divers
|
92
|
|
261
|
|
|
312
|
|
(705)
|
|
BAIIA
|
3
338
|
|
3 998
|
|
|
7
424
|
|
3 673
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
394
|
|
1 647
|
|
|
3
294
|
|
218
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
227
|
|
2 416
|
|
|
4
791
|
|
5 225
|
|
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
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
844
|
|
1 744
|
|
|
3
725
|
|
3 663
|
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
935
|
|
975
|
|
|
1
942
|
|
2 072
|
|
Distribution et
stockage de gaz
|
461
|
|
406
|
|
|
1
107
|
|
1 015
|
|
Production d'énergie
renouvelable
|
113
|
|
150
|
|
|
267
|
|
268
|
|
Services
énergétiques
|
(86)
|
|
86
|
|
|
(161)
|
|
73
|
|
Éliminations et
divers
|
35
|
|
(49)
|
|
|
165
|
|
(16)
|
|
BAIIA ajusté1, 3
|
3
302
|
|
3 312
|
|
|
7
045
|
|
7 075
|
|
Investissements de
maintien
|
(161)
|
|
(135)
|
|
|
(270)
|
|
(339)
|
|
Charge
d'intérêts1
|
(635)
|
|
(709)
|
|
|
(1
312)
|
|
(1 420)
|
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(20)
|
|
(134)
|
|
|
(121)
|
|
(242)
|
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle1
|
(73)
|
|
(88)
|
|
|
(141)
|
|
(164)
|
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice des satellites1
|
153
|
|
210
|
|
|
196
|
|
282
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(90)
|
|
(94)
|
|
|
(182)
|
|
(190)
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
32
|
|
81
|
|
|
51
|
|
132
|
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
(5)
|
|
(6)
|
|
|
(2)
|
|
9
|
|
FTD3
|
2
503
|
|
2 437
|
|
|
5
264
|
|
5 143
|
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires
en circulation
|
2
024
|
|
2 019
|
|
|
2
023
|
|
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 deuxième trimestre de 2021 ont augmenté de
66 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2020, en raison principalement des facteurs d'exploitation
mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur
et de ce qui suit :
- Diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt
moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que de
l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur
la conversion des paiements d'intérêt sur la dette libellée en
dollars américains.
- Réduction des impôts sur les bénéfices exigibles principalement
en raison de la diminution de l'impôt minimum aux États-Unis et
recours accru aux comptes fiscaux existants pour diminuer le
bénéfice imposable aux États-Unis.
- Diminution de l'excédent des distributions en trésorerie sur la
quote-part du résultat des satellites en raison principalement du
moment de la réception des dividendes en 2020.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
3
302
|
|
3 312
|
|
|
7
045
|
|
7 075
|
|
Amortissement
|
(929)
|
|
(949)
|
|
|
(1
861)
|
|
(1 831)
|
|
Charge
d'intérêts2
|
(622)
|
|
(695)
|
|
|
(1
287)
|
|
(1 391)
|
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(269)
|
|
(404)
|
|
|
(668)
|
|
(855)
|
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(35)
|
|
(37)
|
|
|
(56)
|
|
(7)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(90)
|
|
(94)
|
|
|
(182)
|
|
(190)
|
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
357
|
|
1 133
|
|
|
2
991
|
|
2 801
|
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,67
|
|
0,56
|
|
|
1,48
|
|
1,39
|
|
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 augmenté de 224 M$ et le bénéfice
ajusté par action a progressé de 0,11 $ par rapport au
deuxième trimestre de 2020. La hausse 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-après, de même qu'aux facteurs suivants :
- Diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt
moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que de
l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur
la conversion des paiements d'intérêts sur la dette libellée en
dollars américains.
- Réduction de la charge d'impôts principalement en raison de la
diminution du bénéfice et de l'impôt minimum aux États-Unis.
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 deuxième
trimestre de 2021 (1,23 $ CA/$ US) inférieur à
celui de la période correspondante de 2020
(1,39 $ 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
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1
050
|
|
969
|
|
|
2
181
|
|
2 076
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
231
|
|
199
|
|
|
468
|
|
410
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique et du milieu
du continent
|
261
|
|
257
|
|
|
450
|
|
501
|
|
Autres1
|
302
|
|
319
|
|
|
626
|
|
676
|
|
BAIIA ajusté2
|
1
844
|
|
1 744
|
|
|
3
725
|
|
3 663
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal - volume hors Gretna3
|
2
623
|
|
2 439
|
|
|
2
684
|
|
2 641
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux4
|
1
884
|
|
1 399
|
|
|
1
916
|
|
1 632
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,21
|
$
|
|
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
le pipeline d'Athabasca, le pipeline Waupisoo, le pipeline Woodland
et le réseau Wood Buffalo, et ne comprennent pas les canalisations
latérales du réseau régional des sables bitumineux.
|
5
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal de la société est couvert en majeure partie. Le
tronçon canadien du réseau principal représente environ 55 %
du total des produits du réseau principal et le taux de change
effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal était
de 1,24 $ CA/$ US pour le deuxième trimestre
de 2021 (1,17 $ CA/$ US pour le deuxième
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 de l'unité Éliminations et divers.
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 100 M$
par rapport au deuxième trimestre de 2020, principalement en raison
des facteurs suivants :
- Augmentation de l'apport du réseau principal en raison de la
hausse du débit par rapport au deuxième trimestre de 2020 découlant
du raffermissement de la demande de pétrole brut et des produits
connexes alors que les économies continuent de se rétablir des
incidences de la pandémie de COVID-19, de l'accroissement des
droits repères aux termes du TIC et du supplément lié à l'ETC ainsi
que du taux de couverture du change plus élevé (1,24 $ CA en 2021,
contre 1,17 $ CA en 2020) sur les couvertures utilisées pour gérer
le risque de change sur les produits du réseau principal au
Canada libellés en dollars
américains.
- Débit supérieur du pipeline d'Athabasca et du pipeline Waupisoo sur le
réseau régional de sables bitumineux, alors que la production dans
le bassin se rétablit de son point le plus bas au deuxième
trimestre de 2020.
- Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout du
débit supérieur et de l'apport accru du réseau pipelinier de
pétrole brut Seaway.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui
suit :
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement
compensée par les profits réalisés par l'unité Éliminations et
divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier
qui s'applique à l'échelle de la société.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux États-Unis
|
721
|
|
791
|
|
|
1
503
|
|
1 655
|
|
Transport de gaz au Canada
|
140
|
|
105
|
|
|
282
|
|
243
|
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
41
|
|
35
|
|
|
84
|
|
80
|
|
Autres
|
33
|
|
44
|
|
|
73
|
|
94
|
|
BAIIA ajusté1
|
935
|
|
975
|
|
|
1
942
|
|
2 072
|
|
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 40 M$ par rapport au deuxième
trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui
suit :
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement
compensée par les profits réalisés dans l'unité Éliminations et
divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier
qui s'applique à l'échelle de la société.
- Apport moindre du secteur Transport de gaz aux États-Unis en
raison de l'absence en 2021 de produits comptabilisés en 2020
relativement au règlement de tarifs provisoires recouvrés de façon
rétroactive au 1er juin 2019 auprès d'expéditeurs du
réseau Texas Eastern.
- Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui suit
:
- Augmentation des produits tirés des actifs du secteur Transport
de gaz aux États-Unis en raison de l'absence de restrictions liées
à la pression auxquelles le réseau Texas Eastern était assujetti en
2020.
- Apport de la phase III du projet Atlantic Bridge et avis
d'entrée en service communiqué à la FERC en janvier 2021.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge
Gas Inc. (« EGI »)
|
419
|
|
385
|
|
|
1
023
|
|
959
|
|
Autres
|
42
|
|
21
|
|
|
84
|
|
56
|
|
BAIIA ajusté1
|
461
|
|
406
|
|
|
1
107
|
|
1 015
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
352
|
|
351
|
|
|
1
023
|
|
989
|
|
Nombre de clients
actifs (en millions)2
|
|
|
|
3,8
|
|
3,8
|
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
482
|
|
606
|
|
|
2
289
|
|
2
333
|
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de températures
normales4
|
520
|
|
516
|
|
|
2
444
|
|
2
439
|
|
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 55 M$ par rapport au deuxième trimestre
de 2020, principalement pour les raisons suivantes :
- Réduction des frais d'exploitation et d'administration
principalement grâce aux gains d'efficacité réalisés.
- Hausse des charges liées à la distribution découlant de
l'augmentation annuelle des tarifs et de l'élargissement de la
clientèle.
Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises
en compte dans les tarifs, les résultats du deuxième trimestre de
2021 ont profité d'une légère incidence favorable de l'ordre de
1 M$. Le temps plus froid que prévu au deuxième trimestre de
2020 a eu une incidence favorable de 22 M$ sur les
résultats.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
113
|
|
150
|
|
|
267
|
|
268
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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
diminué de 37 M$ comparativement au deuxième trimestre
de 2020, ce qui s'explique avant tout par ce qui
suit :
- Absence en 2021 des remboursements touchés en 2020 à certaines
installations éoliennes au Canada
à la suite d'un changement d'exploitant.
- Diminution des ressources éoliennes aux installations
terrestres de production d'énergie éolienne au Canada.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(86)
|
|
86
|
|
|
(161)
|
|
73
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 Des
tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de
172 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020,
principalement en raison de ce qui suit :
- Importante compression des différentiels d'emplacement et de
qualité sur certains marchés.
- Occasions de stockage réduites en 2021 en raison d'un marché en
déport comparativement à des occasions de stockage favorables en
2020.
- Possibilités moindres de dégager des marges de transport
rentables à l'égard des installations pour lesquelles les Services
énergétiques ont des obligations de capacité.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration (frais d'exploitation et
d'administration)
|
(19)
|
|
29
|
|
|
87
|
|
108
|
|
Gains (pertes)
réalisés sur le règlement de couvertures de change
|
54
|
|
(78)
|
|
|
78
|
|
(124)
|
|
BAIIA
ajusté1
|
35
|
|
(49)
|
|
|
165
|
|
(16)
|
|
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
84 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020, en
raison des profits de change réalisés en 2021, comparativement aux
pertes de change réalisées en 2020, attribuables à la baisse du
taux de change moyen du dollar américain, qui s'est établi à
1,23 $ au deuxième trimestre de 2021 (1,39 $ au
deuxième trimestre de 2020) alors que le taux de couverture
s'est établi à 1,30 $ au deuxième trimestre de 2021
(1,29 $ au deuxième trimestre de 2020).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 30 juillet 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 deuxième 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 5559468. La
conférence sera diffusée en direct sur Internet
à l'adresse https://www.enbridge.com/media-center/news/details?id=123683&lang=en. 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 environ 24 heures plus tard. On pourra
entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa
diffusion en composant sans frais le (800) 585-8367, ou
le (416) 621-4642 en Amérique du Nord ou à
l'extérieur de l'Amérique du Nord
(code d'accès 5559468).
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 27 juillet 2021, le conseil d'administration de la société a
déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les
dividendes sont payables le 1er septembre 2021
aux actionnaires inscrits le 13 août 2021.
|
Dividende
par action
|
|
Actions
ordinaires1
|
0,83500
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,15753
|
$
|
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 et majoré pour passer de
0,15501 $ à 0,15753 $ le
1er juin 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 et le bénéfice (la perte)
ajusté prévu; les FTD et les FTD par action prévus;
les flux de trésorerie futurs prévus; l'augmentation des
dividendes et le ratio de distribution prévus; 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 priorités en matière de répartition du
capital; les attentes quant aux sources de liquidités et à la
suffisance des ressources financières; les dates de mise en service
et les coûts prévus des projets annoncés et en construction ainsi
que les coûts prévus d'entretien, y compris l'expansion du réseau
de BC Pipeline; les possibilités de croissance et d'expansion
futures prévues; les avantages prévus des opérations conclues,
y compris l'utilisation du produit et la concrétisation
d'efficiences et de synergies; les futures mesures et
décisions prévues que prendront les organismes de réglementation et
les tribunaux, de même que leur moment et leur incidence;
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 LGN et d'énergie renouvelable;
les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des liquides de gaz
naturel (« 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 et le bénéfice (la perte)
ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la
perte) ajusté prévu par action; les
flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD
par action futurs prévus; 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, le bénéfice (la perte) ajusté prévu, les FTD
prévus et les montants connexes par action et les dividendes
futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes
associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets
annoncés et aux projets en construction, y compris les dates
estimatives d'achèvement et les dépenses d'investissement
estimatives : la disponibilité et le prix de la
main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de
l'inflation et des taux de change sur les coûts de la
main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur
les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques;
l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes de
réglementation des calendriers de construction et de mise
en service et les régimes de recouvrement des coûts; et la
pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et
son incidence.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de
l'exécution réussie de nos priorités stratégiques, du rendement de
l'exploitation, de la politique de la société en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la
société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres
opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change,
des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la
demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment
les risques et incertitudes dont il est question dans le présent
document et dans d'autres documents déposés par la société auprès
des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible
d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces
risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif
particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action
futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de
l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre.
Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est
pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé
prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés
d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en
toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité
de vie des gens. Nos principales entreprises
englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 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 1 766 MW
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT
D'INFORMATION
|
|
|
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 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 latents liés à la juste valeur d'instruments financiers
dérivés touchés par les variations du marché. Par conséquent,
il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières 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
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2
044
|
|
2 340
|
|
|
4
083
|
|
3 190
|
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
868
|
|
950
|
|
|
1
841
|
|
(104)
|
|
Distribution et
stockage de gaz
|
458
|
|
383
|
|
|
1
092
|
|
987
|
|
Production d'énergie
renouvelable
|
115
|
|
163
|
|
|
271
|
|
283
|
|
Services
énergétiques
|
(239)
|
|
(99)
|
|
|
(175)
|
|
22
|
|
Éliminations et
divers
|
92
|
|
261
|
|
|
312
|
|
(705)
|
|
BAIIA
|
3
338
|
|
3 998
|
|
|
7
424
|
|
3 673
|
|
Amortissement
|
(929)
|
|
(949)
|
|
|
(1
861)
|
|
(1 831)
|
|
Charge
d'intérêts
|
(618)
|
|
(681)
|
|
|
(1
275)
|
|
(1 387)
|
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(270)
|
|
(591)
|
|
|
(753)
|
|
(42)
|
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(37)
|
|
(36)
|
|
|
(59)
|
|
(5)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(90)
|
|
(94)
|
|
|
(182)
|
|
(190)
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
1
394
|
|
1 647
|
|
|
3
294
|
|
218
|
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
844
|
|
1 744
|
|
|
3
725
|
|
3 663
|
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
935
|
|
975
|
|
|
1
942
|
|
2 072
|
|
Distribution et
stockage de gaz
|
461
|
|
406
|
|
|
1
107
|
|
1 015
|
|
Production d'énergie
renouvelable
|
113
|
|
150
|
|
|
267
|
|
268
|
|
Services
énergétiques
|
(86)
|
|
86
|
|
|
(161)
|
|
73
|
|
Éliminations et
divers
|
35
|
|
(49)
|
|
|
165
|
|
(16)
|
|
BAIIA ajusté
|
3
302
|
|
3 312
|
|
|
7
045
|
|
7 075
|
|
Amortissement
|
(929)
|
|
(949)
|
|
|
(1
861)
|
|
(1 831)
|
|
Charge
d'intérêts
|
(622)
|
|
(695)
|
|
|
(1
287)
|
|
(1 391)
|
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(269)
|
|
(404)
|
|
|
(668)
|
|
(855)
|
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(35)
|
|
(37)
|
|
|
(56)
|
|
(7)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(90)
|
|
(94)
|
|
|
(182)
|
|
(190)
|
|
Bénéfice
ajusté
|
1
357
|
|
1 133
|
|
|
2
991
|
|
2 801
|
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,67
|
|
0,56
|
|
|
1,48
|
|
1,39
|
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
|
3
338
|
|
3 998
|
|
|
7
424
|
|
3 673
|
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés -
taux de change
|
(242)
|
|
(1 186)
|
|
|
(521)
|
|
770
|
|
Variation de la perte
latente liée à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
153
|
|
525
|
|
|
14
|
|
49
|
|
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
|
--
|
|
(340)
|
|
|
--
|
|
2
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
36
|
|
268
|
|
|
72
|
|
279
|
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
159
|
|
Autres
|
17
|
|
47
|
|
|
56
|
|
83
|
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(36)
|
|
(686)
|
|
|
(379)
|
|
3 402
|
|
BAIIA
ajusté
|
3
302
|
|
3 312
|
|
|
7
045
|
|
7 075
|
|
Amortissement
|
(929)
|
|
(949)
|
|
|
(1
861)
|
|
(1 831)
|
|
Charge
d'intérêts
|
(618)
|
|
(681)
|
|
|
(1
275)
|
|
(1 387)
|
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(270)
|
|
(591)
|
|
|
(753)
|
|
(42)
|
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(37)
|
|
(36)
|
|
|
(59)
|
|
(5)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(90)
|
|
(94)
|
|
|
(182)
|
|
(190)
|
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
(4)
|
|
(14)
|
|
|
(12)
|
|
(4)
|
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
1
|
|
187
|
|
|
85
|
|
(813)
|
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
2
|
|
(1)
|
|
|
3
|
|
(2)
|
|
Bénéfice
ajusté
|
1
357
|
|
1 133
|
|
|
2
991
|
|
2 801
|
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,67
|
|
0,56
|
|
|
1,48
|
|
1,39
|
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
844
|
|
1 744
|
|
|
3
725
|
|
3 663
|
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
145
|
|
616
|
|
|
306
|
|
(450)
|
|
Règlement d'impôts
fonciers
|
57
|
|
--
|
|
|
57
|
|
--
|
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
|
(13)
|
|
|
--
|
|
(13)
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
(2)
|
|
(7)
|
|
|
(5)
|
|
(7)
|
|
Autres
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
(3)
|
|
Total des
ajustements
|
200
|
|
596
|
|
|
358
|
|
(473)
|
|
BAIIA
|
2
044
|
|
2 340
|
|
|
4
083
|
|
3 190
|
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
935
|
|
975
|
|
|
1
942
|
|
2 072
|
|
Perte de valeur des
satellites
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
(1 736)
|
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition
des satellites
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
(324)
|
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
(47)
|
|
(22)
|
|
|
(66)
|
|
31
|
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
|
--
|
|
|
--
|
|
(159)
|
|
Autres
|
(20)
|
|
(3)
|
|
|
(35)
|
|
12
|
|
Total des
ajustements
|
(67)
|
|
(25)
|
|
|
(101)
|
|
(2 176)
|
|
BAIIA
|
868
|
|
950
|
|
|
1
841
|
|
(104)
|
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
461
|
|
406
|
|
|
1
107
|
|
1 015
|
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
12
|
|
(15)
|
|
|
14
|
|
(9)
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et
de restructuration
|
(14)
|
|
(8)
|
|
|
(28)
|
|
(15)
|
|
Autres
|
(1)
|
|
--
|
|
|
(1)
|
|
(4)
|
|
Total des
ajustements
|
(3)
|
|
(23)
|
|
|
(15)
|
|
(28)
|
|
BAIIA
|
458
|
|
383
|
|
|
1
092
|
|
987
|
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
113
|
|
150
|
|
|
267
|
|
268
|
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
|
--
|
|
|
4
|
|
2
|
|
Cession - actifs de
transport de la LRMA
|
--
|
|
13
|
|
--
|
|
--
|
|
13
|
|
Total des
ajustements
|
2
|
|
13
|
|
|
4
|
|
15
|
|
BAIIA
|
115
|
|
163
|
|
|
271
|
|
283
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
(86)
|
|
86
|
|
|
(161)
|
|
73
|
|
Variation de la perte
latente liée à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(153)
|
|
(525)
|
|
|
(14)
|
|
(49)
|
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
--
|
|
340
|
|
|
--
|
|
(2)
|
|
Total des
ajustements
|
(153)
|
|
(185)
|
|
|
(14)
|
|
(51)
|
|
BAIIA
|
(239)
|
|
(99)
|
|
|
(175)
|
|
22
|
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
35
|
|
(49)
|
|
|
165
|
|
(16)
|
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
83
|
|
585
|
|
|
197
|
|
(313)
|
|
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
|
(20)
|
|
(253)
|
|
|
(39)
|
|
(257)
|
|
Autres
|
(6)
|
|
(22)
|
|
|
(11)
|
|
(2)
|
|
Total des
ajustements
|
57
|
|
310
|
|
|
147
|
|
(689)
|
|
BAIIA
|
92
|
|
261
|
|
|
312
|
|
(705)
|
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DES ACTIVITÉS
D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos
les
30 juin
|
|
Semestres clos
les
30 juin
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
227
|
|
2 416
|
|
|
4
791
|
|
5 225
|
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
207
|
|
91
|
|
|
625
|
|
(103)
|
|
|
2
434
|
|
2 507
|
|
|
5
416
|
|
5 122
|
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle4
|
(73)
|
|
(88)
|
|
|
(141)
|
|
(164)
|
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(90)
|
|
(94)
|
|
|
(182)
|
|
(190)
|
|
Investissements de
maintien2
|
(161)
|
|
(135)
|
|
|
(270)
|
|
(339)
|
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
32
|
|
81
|
|
|
51
|
|
132
|
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et
de restructuration
|
37
|
|
268
|
|
|
72
|
|
279
|
|
Distributions
provenant des participations dans
des satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs4
|
184
|
|
176
|
|
|
245
|
|
253
|
|
Autres éléments
|
140
|
|
(278)
|
|
|
73
|
|
50
|
|
FTD
|
2
503
|
|
2 437
|
|
|
5
264
|
|
5 143
|
|
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.
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Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
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SOURCE Enbridge Inc.