CALGARY,
AB, le 5 mai
2023 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé
aujourd'hui ses résultats financiers pour le premier trimestre de
2023, fait part de projets de croissance nouvellement garantis de
0,3 G$ et confirmé ses perspectives financières
pour 2023.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire. L'astérisque (*) signale une mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1,7 G$, ou 0,86 $ par action
ordinaire, pour le premier trimestre, comparativement à un bénéfice
conforme aux PCGR de 1,9 G$, ou 0,95 $ par action ordinaire en
2022
- Bénéfice ajusté* de 1,7 G$, ou 0,85 $ par action ordinaire*,
comparativement à 1,7 G$, ou 0,84 $ par action ordinaire en
2022
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA »)* de 4,5 G$, comparativement à 4,1 G$ en 2022
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
3,9 G$, comparativement à 2,9 G$ en 2022
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 3,2 G$,
comparativement à 3,1 G$ en 2022
- Confirmation des prévisions financières pour le BAIIA et les
FTD pour l'exercice 2023 et des
perspectives à moyen terme
- Conclusion d'une entente de principe avec les expéditeurs sur
le réseau principal qui renforce ce dernier en tant que réseau de
transporteur public offrant des droits stables et
concurrentiels
- Approbation du terminal pétrolier de Houston d'Enbridge (« TPHE ») de 229 M$ US
annoncé précédemment, qui devrait rehausser de 2,7 millions de
barils la capacité de stockage de pétrole et permettre également de
renforcer la valeur du réseau
- Lancement, dont il a été question lors de la journée à
l'intention des investisseurs d'Enbridge, d'un appel de soumissions
exécutoires pour le pipeline Flanagan
Sud (« PFS »), soulignant la valeur des infrastructures
existantes en aval du secteur Oléoducs et faisant progresser la
stratégie de la société pour la côte américaine du golfe du
Mexique
- Annonce de la signature d'une
lettre d'intention avec Yara International pour construire
conjointement une installation de production pour l'exportation
d'ammoniac bleu au centre énergétique Ingleside d'Enbridge (« EIEC »)
- Conclusion d'une entente définitive visant l'acquisition d'une
participation de 93,8 % dans l'installation de stockage de gaz
d'Aitken Creek et d'une participation de 100 % dans l'installation
de stockage de gaz d'Aitken Creek North (collectivement,
Aitken Creek) en contrepartie de 400
M$, ce qui augmente de 77 milliards de pieds cubes («
Gpi3 ») la capacité de stockage de gaz en
Colombie-Britannique, au Canada
- Conclusion, le 3 avril, de l'acquisition antérieurement
annoncée de Tres Palacios en
contrepartie de 335 M$ US
- Conclusion d'un appel de soumissions fructueux pour Texas
Eastern Transmission, LP (« Texas Eastern ») dans la région des
Appalaches, pour lequel les expéditeurs ont manifesté un fort
intérêt
- Obtention, par Enbridge et ses partenaires, EDF Renewables et
Investissements RPC, du droit d'aménager le futur parc éolien
extracôtier en Normandie, avec une capacité installée prévue de 1
GW
- Émission aux États-Unis d'obligations liées à la durabilité («
OLD ») d'un montant total de 2,3 G$ US pour renforcer l'engagement
d'Enbridge à l'égard de ses objectifs de réduction des
émissions
- En voie d'atteindre un ratio de la dette/BAIIA se situant dans
la moitié inférieure de la fourchette cible d'ici la fin de
l'exercice, ce qui procure une grande souplesse financière et
témoigne de l'engagement envers notre modèle d'autofinancement par
capitaux propres
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
M. Greg Ebel, président et chef de la direction, a
formulé les commentaires suivants :
« Nous sommes très satisfaits d'avoir démarré 2023 en force
et de la façon dont notre modèle d'affaires à faible risque demeure
à la hauteur dans tous les cycles de marché. Nos résultats du
premier trimestre correspondaient parfaitement à nos attentes,
malgré l'extrême volatilité des marchés financiers et
commerciaux. Du point de vue de l'exploitation, nous
continuons d'être un fournisseur de services de premier choix pour
nos clients, d'où une forte utilisation de nos réseaux et des
volumes record sur le réseau principal au cours du trimestre.
Enbridge est très fière de sa longue tradition de rendement
prévisible sur les plans financier et opérationnel. Pour la
17e année d'affilée, les actionnaires ont profité de
notre capacité d'atteindre nos prévisions financières, et le
dividende a été majoré annuellement au cours des 28 dernières
années.
« L'entente de principe sur un règlement négocié pour le
réseau principal est avantageuse pour nos clients, pour les marchés
que nous desservons et pour la société. Le nouveau règlement
s'appuie sur 27 années d'ententes de tarification incitative
et nous permet de rester axés sur nos clients afin de maximiser le
débit et de maintenir des normes de service de premier choix, tout
en continuant d'élargir le réseau au besoin. Aux termes de
l'entente de principe, Enbridge devrait obtenir d'intéressants
rendements ajustés selon le risque, aux termes d'un tunnel visant
le rendement des capitaux propres (« RCP ») qui offre une
protection contre les baisses en cas de perturbations de l'offre ou
de la demande ou d'exposition imprévue aux coûts, caractéristique
que l'entente de tarification concurrentielle précédente ne
comportait pas. La nouvelle tarification prévoit également des
ajustements inflationnistes fondés sur l'indice des prix à la
consommation et les indices de l'électricité aux États-Unis.
« Nous continuons de faire croître nos entreprises
énergétiques classiques et à faibles émissions de
carbone. Nous sommes satisfaits d'avoir démarré l'exercice en
bonifiant notre carnet de projets de croissance garantis, qui
atteint 17 G$, et en garantissant des acquisitions de premier
ordre à des multiples intéressants.
« Pour ce qui est des infrastructures classiques, nous
avons réalisé une acquisition stratégique complémentaire, soit
l'installation de stockage de gaz naturel d'Aitken Creek, ce qui a
permis d'étendre notre empreinte liée au GNL en
Colombie-Britannique. Nous avons également suscité un vif intérêt
de la part des clients pendant notre appel de soumissions pour
soutenir le transport de ressources gazières essentielles de la
région des Appalaches. Sur la côte américaine du golfe du Mexique,
nous avons donné notre approbation à l'égard du terminal pétrolier
de Houston d'Enbridge, qui
renforcera notre offre de service complet et fera progresser notre
plateforme d'exportation de calibre mondial.
« Au chapitre de la réduction des émissions de carbone,
nous avons rehaussé notre portefeuille de production d'énergie
renouvelable avec l'annonce de l'attribution du contrat pour la
conception et la construction du parc éolien extracôtier en
Normandie et de la formation d'une coentreprise avec Yara
International pour la construction d'une installation de production
d'ammoniac bleu sur la côte américaine du golfe
du Mexique.
« La coentreprise avec Yara pour la construction d'un
projet d'ammoniac bleu particulièrement bien positionné atteste de
la façon dont nos actifs classiques existants présentent
d'importantes possibilités d'aménagement d'infrastructures à
faibles émissions de carbone. Le projet bénéficiera d'une situation
idéale à proximité de notre réseau pipelinier Texas Eastern
permettant l'accès au carburant d'alimentation en gaz naturel à
faible coût et les quais en eaux profondes au centre énergétique
Ingleside d'Enbridge
(« EIEC ») qui fournissent un accès à l'exportation vers
les marchés mondiaux. Notre coentreprise avec OXY pour
l'aménagement d'un carrefour de séquestration de CO2
permettra de séquestrer le CO2 capté par le projet et
les incitations fiscales aux États-Unis aux termes de la loi
intitulée Inflation Reduction Act devraient rehausser les
caractéristiques économiques du projet. Ce projet permet à l'EIEC
de devenir l'un des terminaux les plus durables en Amérique du Nord
et de produire de l'ammoniac décarboné.
« Notre ratio dette/BAIIA, établi à 4,6 fois, demeure
dans la moitié inférieure de notre fourchette ce trimestre, ce qui
nous confère la souplesse financière nécessaire pour continuer à
accroître notre carnet de projets de croissance interne et à
réaliser des fusions et acquisitions complémentaires sélectives.
Nous avons racheté une petite quantité d'actions en avril, ce qui
témoigne de notre engagement à rehausser le rendement des capitaux
investis pour les actionnaires. L'accent mis sur la discipline
financière et le maintien d'un solide bilan assurent une capacité
d'investissement excédentaire pour poursuivre notre croissance et
créer de la valeur pour nos actionnaires. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres clos les 31 mars
2023 et 2022 sont résumés dans le
tableau ci-après :
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action;
nombre d'actions en millions)
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR
|
1 733
|
1 927
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,86
|
0,95
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
3 866
|
2 939
|
BAIIA
ajusté1
|
4 468
|
4 147
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 726
|
1 705
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,85
|
0,84
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
3 180
|
3 072
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2 025
|
2 026
|
1 Mesures
financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Au premier trimestre de 2023, le bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de
194 M$, ou 0,09 $ par action, par rapport à la période
correspondante de 2022, en raison surtout de la perte réalisée
de 638 M$ (479 M$ après impôts) à la suite de la
résiliation de couvertures de change. Ce recul a été en partie
contrebalancé par les facteurs d'exploitation décrits en détail
ci-après et un gain latent hors trésorerie de 532 M$ lié à la
juste valeur d'instruments dérivés (399 M$ après impôts) en
2023, comparativement à un gain de 433 M$ (331 M$ après
impôts) en 2022, ce qui rend compte des variations de la valeur de
marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le
risque de change.
La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit
l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le
tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du
présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion
du premier trimestre de 2023 de la société déposé de concert avec
les états financiers du premier trimestre pour un commentaire
détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.
Au premier trimestre de 2023, le BAIIA ajusté a augmenté de 321
M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2022.
Cela s'explique principalement par l'apport des participations
économiques accrues dans le pipeline Gray
Oak et le pipeline Cactus II au deuxième semestre de
2022 et au début de 2023, la hausse
des volumes hors Gretna sur le
réseau principal, la comptabilisation de produits découlant du
règlement du dossier tarifaire de Texas Eastern et l'incidence
favorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à
un taux de change moyen plus élevé en 2023 comparativement à la
période correspondante de 2022. Ces facteurs ont été atténués en
partie par le recul du bénéfice découlant de notre participation
réduite dans DCP Midstream, LLC (« DCP ») et la baisse
des prix des marchandises ayant une incidence sur DCP et
Aux Sable.
Le bénéfice ajusté a augmenté de 21 M$, ou 0,01 $ par
action, au premier trimestre de 2023, principalement en raison de
la hausse des apports au BAIIA ajusté susmentionnée, contrebalancée
par l'accroissement des coûts de financement attribuable
principalement à la hausse des taux d'intérêt et à l'augmentation
de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service
au cours de l'exercice précédent.
Les FTD du premier trimestre de 2023 ont progressé de
108 M$, principalement en raison de la hausse des apports au
BAIIA ajusté, en partie contrebalancée par l'échéancier des
décaissements au titre des investissements de maintien, par
l'augmentation des impôts en trésorerie sur un bénéfice imposable
plus élevé et par l'accroissement des coûts de financement
susmentionné.
La rubrique Résultats financiers du premier trimestre de
2023 ci-après présente de l'information financière détaillée
ainsi qu'une analyse des résultats.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société confirme ses prévisions financières pour 2023 pour ce
qui est du BAIIA et des FTD. Les résultats du premier trimestre de
2023 sont conformes aux attentes de la société et cette dernière
prévoit que ses entreprises continueront de connaître une forte
utilisation de la capacité ainsi qu'un bon rendement de
l'exploitation pour le reste de l'exercice, compte tenu du
caractère saisonnier normal des activités. Les prévisions
financières prospectives continuent de refléter les projections du
règlement de principe pour le réseau principal.
La solide performance opérationnelle devrait être contrebalancée
par des coûts de financement plus élevés, en raison des taux
d'intérêt en hausse, sur les titres de créance à taux variable non
couverts.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT
En mars 2023, Enbridge a réalisé un placement en deux tranches
composé de billets rachetables de trois ans d'un montant de
700 M$ US et d'obligations liées à la durabilité de
10 ans d'un montant de 2,3 G$ US, pour un montant
total de capital de 3,0 G$ US. Les OLD incorporent la
cible de réduction de 35 % de l'intensité des émissions d'ici
2030; il s'agit de la plus importante émission d'OLD individuelle à
l'échelle mondiale qui témoigne de l'engagement soutenu d'Enbridge
en vue d'atteindre ses cibles ESG. Ces émissions de titres de
créance font pour l'essentiel l'objet de couvertures à des taux
avantageux.
En avril 2023, la société a racheté les billets subordonnés à
taux fixe-variable à 6,375 % de série 2018-B d'un montant de
600 M$ US.
La société est cotée, auprès de ses quatre agences de notation,
BBB+ ou l'équivalent, avec perspectives stables, ce qui reflète la
solidité financière d'Enbridge et son modèle commercial à faible
risque. Enbridge prévoit toujours afficher, à la fin de l'exercice
2023, un ratio de la dette sur le BAIIA dans la moitié inférieure
de sa fourchette cible tout en continuant à financer son programme
d'investissement de croissance garanti conformément à son modèle
d'autofinancement par capitaux propres.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
La société a ajouté des projets d'investissement d'environ
0,3 G$ dans le cadre de son programme d'investissement
garanti, y compris la construction du terminal pétrolier de
Houston d'Enbridge, une
installation de stockage dont la capacité devrait s'établir à
2,7 millions de barils de pétrole. Il est prévu que
l'installation sera reliée au terminal de Jones Creek du pipeline Seaway et comportera une
option d'expansion.
Le programme de croissance garanti actuel de la société s'élève
maintenant à environ 17 G$, et la société s'attend à mettre en
service des installations représentant 3,5 G$ en 2023, y
compris le programme de modernisation du secteur Transport de gaz
et le programme de croissance des services publics du secteur
Distribution de gaz. Le programme d'investissement de croissance
garanti s'appuie sur un cadre commercial en harmonie avec le modèle
à faible risque d'Enbridge.
ACTUALITÉS
Entente tarifaire de principe avec les expéditeurs sur le
réseau principal
Enbridge a conclu une entente de principe à l'égard d'un
règlement négocié (le « règlement ») avec les
expéditeurs pour les droits liés au transport sur son réseau
principal. Le règlement vise les tronçons canadien et américain du
réseau principal et permettra de poursuivre l'exploitation du
réseau principal en tant que réseau de transport commun accessible
à tous les expéditeurs selon un processus de nomination mensuel. Le
règlement est assujetti à l'approbation des organismes de
réglementation et à d'autres approbations, et sera en vigueur
pendant sept ans et demi, soit jusqu'à la fin de 2028, les nouveaux
droits provisoires entrant en application le
1er juillet 2023.
Le règlement prévoit :
- un tarif international conjoint (« TIC ») pour les expéditions
de pétrole brut de Hardisty à
Chicago, composé de droits de 1,65
$ le baril sur le réseau principal au Canada, majoré de droits de 2,57 $ US le baril
sur le réseau de Lakehead et majorée des droits supplémentaires
applicables au titre du remplacement de la canalisation 3;
- l'indexation des droits visant les coûts d'exploitation,
d'administration et d'électricité liés aux indices des prix à la
consommation et des prix de l'électricité aux États-Unis;
- des droits qui continueront d'être ajustés en fonction de la
distance et des marchandises et qui seront fondés sur un TIC à
double devise;
- un tunnel visant le rendement financier offrant à Enbridge des
incitatifs pour optimiser le débit et les coûts, mais aussi une
protection en cas de perturbations extrêmes de l'offre ou de la
demande ou d'exposition imprévue des frais d'exploitation; ce
tunnel de rendement vise à assurer pour le réseau principal un
rendement se situant entre 11 % et 14,5 %, en fonction d'une
structure du capital présumée comportant 50 % de capitaux propres,
ce qui est comparable aux rendements obtenus en moyenne sur la
durée de l'entente de tarification précédente.
Environ 70 % des livraisons sur le réseau principal sont
assujetties à des droits aux termes de ce règlement, tandis
qu'environ 30 % des livraisons vers les marchés en aval du
réseau principal sont assujetties à des droits intégraux. Le
règlement prévoit le maintien d'une augmentation ou une d'une
diminution de 0,035 $ US le baril des droits pour le
réseau principal pour toute variation de 50 000 barils par
jour du débit.
Les résultats financiers prévus de ce règlement sont conformes
aux résultats financiers déjà déclarés, compte tenu de la provision
déjà comptabilisée, des ajustements des coûts en fonction de
l'inflation et de l'augmentation des volumes.
Dans le cadre du règlement, Enbridge procédera au règlement
d'une demande antérieure relative au coût du service du réseau de
Lakehead qui fait actuellement l'objet d'un examen par la
United States' Federal Energy
Regulatory Commission (la « FERC »).
Expansion du service sur la côte américaine du golfe du
Mexique avec le terminal pétrolier de Houston d'Enbridge annoncé
précédemment
La société a rendu sa décision d'investissement définitive à
l'égard du projet de terminal pétrolier de Houston d'Enbridge, qui consiste en quatre
réservoirs de 680 kb d'une capacité totale de
2,7 millions de barils et qui fournit des installations de
stockage sur la côte américaine du golfe du Mexique aux clients du
réseau principal d'Enbridge. Le TPHE devrait être relié au terminal
Jones Creek de Seaway avec option d'expansion pour inclure les
livraisons à l'exportation au terminal pétrolier Sea Port
(« SPOT ») et les réceptions du pipeline Gray Oak au Texas. Au cours des prochaines phases, jusqu'à
21 réservoirs supplémentaires pourraient être ajoutés, ce qui
porterait la capacité totale du terminal à environ 15 millions
de barils.
L'entrée en exploitation du TPHE est prévue pour 2025.
Lancement par Enbridge d'un appel de soumissions pour
Flanagan Sud
Enbridge prévoit lancer un appel de soumissions exécutoires pour
tirer parti de la capacité disponible sur le PFS afin d'obtenir des
engagements à concurrence de 95 kb/j. En plus d'accroître le
débit garanti sur le PFS, ces volumes permettraient de répondre à
la demande de transport sur de longues distances sur l'ensemble du
réseau d'Enbridge tant en amont qu'en aval du PFS.
Partenariat d'Enbridge et de Yara International pour la
construction de l'installation de production d'ammoniac
bleu
Le 31 mars, Enbridge a signé d'une lettre d'intention avec
Yara International prévoyant l'aménagement conjoint d'une
installation de production d'ammoniac bleu à faibles émissions de
carbone de calibre mondial. L'installation devrait avoir une
capacité de production de l'ordre de 1,2 à 1,4 million de
tonnes par année et près de 95 % du dioxyde de carbone généré
par la production devrait être capté puis transporté à un site de
stockage géologique permanent situé à proximité.
Selon les premières études techniques et de conception,
l'investissement devrait être de l'ordre
de 2,6 à 2,9 G$ US, et la production
devrait commencer en 2027-2028. Enbridge et Yara seront des
partenaires égaux dans le cadre du projet et Yara devrait conclure
un contrat d'achat visant la production totale de l'installation,
ce qui accroît la valeur stratégique et la viabilité commerciale du
projet pour Enbridge.
La construction de toute installation sera assujettie à la
réception de toutes les approbations réglementaires
nécessaires.
Acquisition par Enbridge de l'installation de stockage de gaz
d'Aitken Creek pour rehausser la chaîne de valeur intégrée
Enbridge a annoncé le 1er mai 2023 qu'elle avait
conclu une entente définitive avec FortisBC prévoyant l'acquisition
d'une participation de 93,8 % dans Aitken Creek en contrepartie de 400 M$,
plus le paiement de contrats dérivés et de stocks de gaz, sous
réserve des ajustements de clôture habituels.
Aitken Creek jouit d'une position
stratégique en Colombie-Britannique et est reliée à
BC Pipelines, à Alliance Pipeline et à la canalisation
principale North Montney;
l'installation sera reliée aux installations de LNG Canada par le
truchement de Coastal GasLink. La capacité utile actuelle d'Aitken
Creen est d'environ 77 Gpi3.
Sous réserve des approbations réglementaires et des conditions
de clôture habituelles, l'opération devrait se conclure d'ici la
fin de 2023.
Appel de soumissions pour Texas Eastern
En avril, la société a conclu un appel de soumissions fructueux
pour Texas Eastern dans la région des Appalaches. La société est
satisfaite de l'intérêt manifesté par les expéditeurs et évalue
actuellement les résultats.
Clôture de l'acquisition de Tres
Palacios
Le 3 avril 2023, Enbridge s'est portée acquéreur de Tres
Palacios Holdings LLC (« Tres Palacios ») pour un
montant en trésorerie de 335 M$ US, sous réserve des
ajustements de clôture habituels. Tres
Palacios est une installation de stockage de gaz naturel
située sur la côte américaine du golfe du Mexique dont les
infrastructures contribuent à la production d'électricité au gaz au
Texas et aux exportations de gaz
naturel liquéfié, ainsi qu'aux exportations par pipelines vers le
Mexique. Tres Palacios se compose de trois cavernes de sel
pour le stockage de gaz naturel d'une capacité utile totale
certifiée par la FERC d'environ 35 Gpi3 et détient
un réseau intégré de gazoducs collecteurs qui s'étend sur
62 milles comportant 11 raccordements de gazoducs
inter-États et intra-État.
Parc éolien extracôtier en Normandie
À la suite de l'appel d'offres no 4 initié en
janvier 2021, le Ministère de la Transition écologique de la
France a choisi Éoliennes en Mer
Manche Normandie SAS, société détenue par le consortium
EDF Renouvelables et Maple
Power (coentreprise d'Enbridge et
d'Investissements RPC) pour concevoir, construire, exploiter
et déclasser le projet éolien extracôtier en Normandie
Le parc éolien extracôtier prévu sera situé à plus de 32 km
au large de la côte nord de la Normandie et devrait entrer en
service vers 2030. Au cours des prochaines années, la
planification et la délivrance de permis seront finalisées, ce qui
nécessitera des dépenses minimales d'aménagement en prévision de la
construction plus tard au cours de la présente décennie. Le projet
éolien en mer posé devrait fournir l'équivalent de la consommation
annuelle d'environ 1,5 million de personnes, soit plus de la
moitié des besoins en électricité de la population de la
Normandie.
Réalisation de l'offre publique de rachat dans le cours
normal des activités
En avril 2023, Enbridge a racheté et annulé environ
0,5 million de ses actions ordinaires en contrepartie de près
de 25 M$ dans le cadre de son offre publique de rachat dans le
cours normal des activités de 2023.
Le programme d'offre de rachat d'Enbridge est entré en vigueur
le 6 janvier 2023 et son échéance est le
5 janvier 2024 ou toute date antérieure à laquelle
Enbridge aura racheté le nombre maximal d'actions ordinaires
approuvé, soit 27 938 163 actions ordinaires,
jusqu'à concurrence d'un total de 1,5 G$.
Enbridge continuera d'évaluer les possibilités de rachat
d'actions aux termes de son programme de rachat dans le cours
normal des activités en fonction du maintien d'un bilan solide,
d'une bonne performance de l'entreprise ainsi que de la
disponibilité et de l'attrait d'autres possibilités
d'investissement de capitaux.
RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE
2023
BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des
activités d'exploitation conformes aux PCGR
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
2 363
|
2 329
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 205
|
1 014
|
Distribution et
stockage de gaz
|
716
|
665
|
Production d'énergie
renouvelable
|
136
|
162
|
Services
énergétiques
|
1
|
(101)
|
Éliminations et
divers
|
6
|
355
|
BAIIA1
|
4 427
|
4 424
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1 733
|
1 927
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
3 866
|
2 939
|
1
Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la
section en annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction
et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la
performance de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de la
performance commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées
dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA
ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du
bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent
communiqué.
BAIIA ajusté par secteur
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a
été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen plus
élevé au premier trimestre de 2023 (1,35 $ CA/$ US),
comparativement à celui du trimestre correspondant de 2022
(1,27 $ CA/$ US). Le bénéfice libellé en dollars
américains est en grande partie couvert par le programme de gestion
du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les
règlements de couverture sont comptabilisés au sein de l'unité
Éliminations et divers.
Oléoducs
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité;
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Réseau
principal
|
1 337
|
1 284
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
231
|
245
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent
|
419
|
347
|
Autres
réseaux1
|
367
|
341
|
BAIIA
ajusté2
|
2 354
|
2 217
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de
b/j)
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna3
|
3 120
|
3 004
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)4
|
4,27 $
|
4,27 $
|
Droits supplémentaires
au titre de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC
»)4
|
0,26 $
|
0,26 $
|
Droits supplémentaires
au titre du remplacement de la canalisation 34,
5
|
0,83 $
|
0,94 $
|
1
|
Le poste « Autres »
comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le
réseau Bakken et les pipelines d'amenée et autres.
|
2
|
Mesure financière hors PCGR. Se
reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
3
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis
et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest
canadien.
|
4
|
Les droits repères aux termes du TIC
et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le
risque de change sur le tronçon canadien du réseau principal de la
société était couvert en majeure partie au premier trimestre
de 2023. Les résultats du tronçon américain du
réseau principal sont visés par la conversion des devises à
l'instar des autres entreprises de la société établies aux
États-Unis, dont les résultats sont convertis au taux moyen sur le
marché au comptant pour une période donnée. L'exposition à la
conversion du dollar américain est en partie couverte par le
programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle
de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers. La société constate actuellement une provision au titre
du TIC pour tenir compte de l'incertitude quant aux droits
définitifs pour le réseau principal à l'issue des négociations
relatives au cadre commercial pour ce réseau.
|
5
|
Depuis le 1er juillet
2022, les droits supplémentaires au titre du remplacement de la
canalisation 3, exclusion faite du supplément de réception au
terminal, sont déterminés mensuellement et ajustés en fonction de
la moyenne mobile sur neuf mois des volumes ex-Gretna. Chaque
hausse de volume de 50 kb/j en sus de 2 835 kb/j (à
concurrence de 3 085 kb/j) se traduit par une remise de
0,035 $ US le baril, alors que chaque baisse de volume de
50 kb/j en dessous de 2 350 kb/j (jusqu' à un
minimum de 2 050 kb/j) se traduit par un supplément de 0,04 $
US le baril. Consulter la demande d'Enbridge pour une ordonnance
sur les tarifs au sujet de la mise en application des droits
supplémentaires au titre du remplacement de la canalisation 3
et l'Ordonnance TO-003-2021 de la Régie pour un complément
d'information.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 137 M$ par
rapport au premier trimestre de 2022, principalement en raison des
facteurs suivants :
- l'augmentation de l'apport des participations économiques
accrues dans le pipeline Gray Oak et
le pipeline Cactus II au deuxième semestre de 2022 et au début de 2023;
- l'augmentation de l'apport du réseau principal, qui s'est
établi en moyenne à 3,1 millions de barils par jour (« Mb/j ») en
2023, comparativement à 3,0 Mb/j en 2022, déduction faite de la
comptabilisation d'une provision plus élevée au titre des droits
provisoires du TIC sur le réseau principal;
- l'incidence favorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2023,
comparativement à 2022, ces facteurs étant annulés en partie
par
- les droits supplémentaires moins élevés au titre du
remplacement de la canalisation 3 à la suite de la mise en
application de la remise en fonction du volume en juillet
2022;
- la hausse des coûts de l'électricité attribuable à
l'augmentation des volumes et à la progression des prix de
l'électricité.
Transport de gaz et services intermédiaires
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité;
en millions de dollars canadiens)
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis
|
925
|
759
|
Transport de gaz au
Canada
|
182
|
177
|
Services intermédiaires
aux États-Unis
|
34
|
89
|
Autres
|
48
|
33
|
BAIIA
ajusté1
|
1 189
|
1 058
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 131 M$ par rapport au premier
trimestre de 2022, principalement en raison de ce qui
suit :
- la comptabilisation de produits découlant du règlement du
dossier tarifaire de Texas Eastern;
- l'incidence favorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2023,
comparativement à 2022, ces facteurs étant annulés en partie
par
- la réduction du bénéfice tiré de notre participation dans DCP
en raison de la diminution de notre participation à la suite de
l'opération de fusion de coentreprises conclue avec Phillips 66 au
cours du troisième trimestre de 2022;
- la baisse du prix des marchandises ayant une incidence sur nos
coentreprises DCP et Aux Sable.
Distribution et stockage de gaz
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
699
|
656
|
Autres
|
17
|
18
|
BAIIA
ajusté1
|
716
|
674
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
EGI
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
767
|
816
|
Nombre de clients
actifs2 (en millions)
|
3,9
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
Chiffres
réels
|
1 728
|
2 028
|
Prévisions fondées sur
les volumes en présence de températures
normales4
|
1 892
|
1 921
|
1
|
Mesure financière hors PCGR. Se
reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures
hors PCGR ».
|
2
|
Le
nombre de clients actifs correspond au nombre de
clients consommant du gaz naturel à la fin de la période
visée.
|
3
|
Les degrés-jours de
chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie
de l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus
élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la demande
de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des
fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre
puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes acheminés des
températures plus chaudes ou plus froides que la normale.
Le BAIIA ajusté a subi une incidence positive de 42 M$ en
raison principalement des importants facteurs commerciaux
suivants :
- la hausse des charges de distribution découlant de la
majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle;
- le moment favorable de la comptabilisation des coûts de 63 M$
liés à la demande de stockage et au transport, tendance qui devrait
s'inverser d'ici la fin de 2023, ces facteurs étant annulés en
partie par
- l'incidence des températures plus chaudes que la normale au
premier trimestre de 2023 et des
températures plus froides que la normale au premier trimestre de
2022, ce qui a eu incidence défavorable d'environ 63 M$ sur le
BAIIA d'un exercice à l'autre.
Comparativement aux prévisions prises en compte dans les tarifs,
les températures au premier trimestre de 2023 avaient entraîné une
diminution du BAIIA de 36 M$, alors qu'elles avaient entraîné
une augmentation du BAIIA de 27 M$ pour la période
correspondante en 2022.
Production d'énergie renouvelable
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
139
|
160
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
diminué de 21 M$ comparativement à celui du premier trimestre
de 2022 principalement en raison de ce qui suit :
- de plus faibles ressources éoliennes aux installations
éoliennes au Canada;
- la baisse des prix de l'énergie aux installations éoliennes
extracôtières en Europe.
Services énergétiques
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(6)
|
(71)
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques dépend des
conditions du marché, et les résultats pour une période donnée
peuvent ne pas être représentatifs de ceux des périodes
futures.
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a progressé de
65 M$ par rapport au premier trimestre de 2022, principalement
en raison des facteurs suivants :
- l'expiration des engagements en matière de transport;
- un déport moins marqué des marchés comparativement à la période
correspondante de 2022;
- les marges favorables réalisées sur les installations pour
lesquelles Enbridge a des obligations de capacité et les occasions
de stockage.
Éliminations et divers
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
|
47
|
68
|
Gains réalisés sur le
règlement de couvertures de change
|
29
|
41
|
BAIIA
ajusté1
|
76
|
109
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour
cette unité reflète les coûts des services centralisés (y compris
l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des
montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour la
prestation de ces services. Le bénéfice libellé en dollars
américains de cette unité d'exploitation est converti aux taux de
change moyens du trimestre, et l'incidence des règlements effectués
aux termes du programme de couverture de change de la société est
constatée dans les résultats de cette unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a diminué de
33 M$ comparativement à celui du premier trimestre de 2022, en
raison du facteur suivant :
- la baisse des gains de change réalisés sur les dénouements de
couvertures.
Flux de trésorerie distribuables
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens; nombre d'actions en
millions)
|
|
|
Oléoducs
|
2 354
|
2 217
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 189
|
1 058
|
Distribution et
stockage de gaz
|
716
|
674
|
Production d'énergie
renouvelable
|
139
|
160
|
Services
énergétiques
|
(6)
|
(71)
|
Éliminations et
divers
|
76
|
109
|
BAIIA
ajusté1, 3
|
4 468
|
4 147
|
Investissements de
maintien
|
(173)
|
(104)
|
Charge
d'intérêts1
|
(926)
|
(733)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles
|
(180)
|
(173)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(92)
|
(60)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des
satellites1
|
65
|
33
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(91)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
83
|
41
|
Autres ajustements hors
trésorerie
|
19
|
12
|
FTD3
|
3 180
|
3 072
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2 025
|
2 026
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Comprend la trésorerie reçue,
déduction faite des produits comptabilisés, au titre de contrats
sur les droits de rattrapage
et d'ententes similaires donnant lieu à des produits
reportés.
|
3
|
Mesures financières hors PCGR. Se
reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures
hors PCGR ».
|
Au premier trimestre de 2023, les FTD ont augmenté de 108 M$
comparativement au premier trimestre de 2022, principalement
en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué
à l'accroissement du BAIIA ajusté, ainsi que des facteurs
suivants :
- l'augmentation des encaissements de trésorerie non
comptabilisés dans les produits au titre de volumes contractuels
non acheminés à l'EIEC et au PFS assortis de droits contractuels
d'acheminement à une date ultérieure, ce facteur ayant été
contrebalancé en partie par ce qui suit :
- l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la
majoration des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres de
créance à taux variable;
- l'échéancier des décaissements au titre des investissements de
maintien;
- la hausse des distributions aux participations ne donnant pas
le contrôle en raison de la vente à Athabasca Indigenous
Investments d'une participation de 11,57 % hors exploitation dans
sept pipelines exploités par Enbridge au troisième trimestre de
2022.
Bénéfice ajusté
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants par
action)
|
|
|
BAIIA
ajusté1, 2
|
4 468
|
4 147
|
Amortissement
|
(1 182)
|
(1 065)
|
Charge
d'intérêts2
|
(915)
|
(722)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(513)
|
(526)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(48)
|
(27)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(102)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 726
|
1 705
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,85
|
0,84
|
1
Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la
section en annexe « Rapprochement des mesures hors
PCGR ».
|
2 Ces
montants sont présentés déduction faite des éléments
d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 21 M$ et le bénéfice ajusté
par action s'est accru de 0,01 $ par rapport au premier
trimestre de 2022, principalement en raison des facteurs
d'exploitation susmentionnés ayant contribué à la hausse du BAIIA
ajusté, annulés en partie par ce qui suit :
- l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la
majoration des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres de
créance à taux variable;
- la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs mis
en service en 2022.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 5 mai 2023 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des
Rocheuses) pour faire le point sur la situation de la société et
passer en revue les résultats du premier trimestre de 2023.
Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui
souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1 800
606-3040. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à
l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/641243612. Nous
recommandons aux participants de composer le numéro ou de se
joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle
sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa
transcription pourra être consultée sur le site Web. On pourra
entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa
diffusion en composant sans frais le 1 800 606-3040 (code
d'identification : 9581867).
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 2 mai 2023, notre conseil d'administration a déclaré les
dividendes trimestriels ci-dessous. Tous les dividendes sont
payables le 1er juin 2023 aux actionnaires inscrits
le 15 mai 2023.
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
0,88750
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,32513
|
$
|
Actions privilégiées,
série D2
|
0,33825
|
$
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350
|
$
|
Actions privilégiées,
série L
|
0,36612
|
$ 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 193
|
0,38825
|
$
|
1
|
Le
dividende trimestriel par action ordinaire a été
majoré de 3,2 %, passant de 0,86 $ à 0,8875 $ le
1er mars 2023.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action versé sur les actions privilégiées de série
D a augmenté, passant de 0,27875 $ à 0,33825 $ le
1er mars 2023, en raison de la refixation du taux
de dividende annuel le 1er mars 2023.
|
3
|
Le dividende
trimestriel par action versé sur les actions privilégiées de série
19 a augmenté, passant de 0,30625 $ à 0,38825 $ le
1er mars 2023, en raison de la refixation du taux
de dividende annuel le 1er mars 2023.
|
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 termes comme
« entrevoir », « s'attendre à »,
« projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire ,
« vraisemblablement » et autres termes qui laissent
entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines
perspectives. Le présent document et ceux qui y sont
intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des
déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : la vision et la stratégie
d'entreprise d'Enbridge, y compris ses priorités stratégiques et
ses perspectives; les prévisions financières pour 2023, y compris
les FTD par action et le BAIIA ajusté projetés ainsi que la
croissance prévue de ces derniers; les dividendes, la croissance
des dividendes et la politique en matière de dividendes; l'offre et
la demande prévues pour le pétrole brut, le gaz naturel, les
liquides de gaz naturel (« LGN »), le gaz naturel
liquéfié (« GNL ») et l'énergie renouvelable et les
exportations et les prix prévus pour ces derniers; la transition
énergétique et l'énergie à faible émission de carbone et notre
approche en la matière; les objectifs, les pratiques et la
performance en matière de critères environnementaux, sociaux et de
gouvernance (« ESG »); l'utilisation prévue de nos
actifs; le BAIIA prévu et le BAIIA ajusté prévu; le
bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté
prévu; les FTD et les FTD par action prévus; les
flux de trésorerie futurs prévus; les rendements prévus
pour les actionnaires et les rendements des actifs; le rendement
prévu des entreprises de la société; la vigueur et la souplesse
financières; les coûts de financement; les attentes quant à
l'endettement, y compris le ratio dette/BAIIA; les sources de
liquidités et la suffisance des ressources financières; les dates
de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et des
projets en construction; la capacité d'investissement; le cadre et
les priorités d'affectation du capital; le rachat d'actions dans le
cadre de notre offre publique de rachat dans le cours normal des
activités; l'incidence des conditions météorologiques et du
caractère saisonnier; les possibilités de croissance et d'expansion
futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les
occasions de développement, l'accroissement de la clientèle et les
occasions et la stratégie liées aux énergies à faible émission de
carbone, notamment en ce qui a trait au terminal pétrolier de
Houston d'Enbridge, au projet
éolien extracôtier en Normandie et aux projets en coentreprises
avec Yara et OXY; les attentes quant à la capacité de nos
partenaires de coentreprise de mener à bien et de financer les
projets; les acquisitions, les cessions et les autres transactions
prévues, ainsi que leur moment et les avantages qui devraient en
être tirés, y compris l'installation de stockage de gaz d'Aitken
Creek et Tres Palacios; les mesures
et les décisions futures attendues des organismes de réglementation
et des tribunaux et le moment et les répercussions de celles-ci; et
les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires
et les dépôts à ce titre, y compris en ce qui a trait au
règlement en principe pour le réseau principal, à Texas
Eastern et au pipeline Flanagan Sud
ainsi que le calendrier prévu et l'incidence de ceux-ci.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis
d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles
à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés
pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à
venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en
ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature,
ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent
compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que
d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels,
les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent
considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés
en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre
et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN, de
GNL et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz
naturel, des LGN, du GNL et de l'énergie renouvelable;
l'utilisation prévue de nos actifs; les taux de change;
l'inflation; les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la
main-d'œuvre et des matériaux de construction; la stabilité de
notre chaîne d'approvisionnement; la fiabilité et le rendement
d'exploitation; le maintien du soutien et les approbations par les
organismes de réglementation de nos projets; les dates prévues de
mise en service; les conditions météorologiques; les acquisitions,
les cessions, les autres transactions d'affaires et les projets
annoncés et éventuels, le moment de ces derniers et les avantages
qu'ils procurent; les lois gouvernementales; les litiges; les
notations; le programme de couverture; le BAIIA prévu et le BAIIA
ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la
perte) ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice
(la perte) ajusté prévu par action; les flux de trésorerie futurs
prévus; les FTD et les FTD par action futurs prévus; les dividendes
futurs estimatifs; la vigueur et la souplesse financières; la
conjoncture des marchés d'emprunt et des capitaux propres ainsi que
la conjoncture économique et le contexte concurrentiel. Les
hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole
brut, de gaz naturel, de LGN, de GNL et d'énergie renouvelable, et
aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les
énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles
peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la
demande pour nos services. Par ailleurs, les taux de change,
l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte
économique et le contexte des affaires dans lesquels nous évoluons,
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. 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; la stabilité
de notre chaîne d'approvisionnement; l'incidence de l'inflation et
des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des
matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt;
l'incidence des conditions météorologiques; le moment et la clôture
des acquisitions, des cessions et des autres transactions et la
réalisation des avantages prévus qui devraient en être tirés; et
l'approbation par les clients, le gouvernement, les tribunaux et
les organismes de réglementation des calendriers de construction et
de mise en service.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de l'exécution réussie de ses
priorités stratégiques, du rendement de l'exploitation, des
paramètres de la réglementation, des litiges, des acquisitions et
des cessions et d'autres opérations et de la concrétisation des
avantages prévus en découlant, 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, des conditions géopolitiques
mondiales, des décisions politiques, de l'opinion publique, de la
politique en matière de dividendes, des modifications apportées aux
lois fiscales et aux taux d'imposition, des taux de change, des
taux d'intérêt, de l'inflation, des prix des marchandises et de
l'offre et la demande de marchandises, notamment les risques et
incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et
dans d'autres documents déposés par Enbridge 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 hypothèses, risques,
incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier
puisqu'ils sont interdépendants et que notre plan d'action futur
dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des
renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la
mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue
d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif
présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce
soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux
faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé
prospectif, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque
agissant au nom de la société, doit être expressément considéré
comme visé par la présente mise en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge relie en toute
sécurité des millions de personnes à l'énergie dont elles dépendent
chaque jour, alimentant la qualité de vie grâce à ses réseaux
nord-américains de gaz naturel, de pétrole ou d'énergie
renouvelable et à son portefeuille européen de parcs éoliens
extracôtiers en pleine croissance. Nous investissons dans des
infrastructures modernes de distribution d'énergie afin de
maintenir l'accès à une énergie sûre et abordable et nous nous
appuyons sur deux décennies d'expérience en énergie renouvelable
pour faire progresser les nouvelles technologies, y compris
l'énergie éolienne et solaire, l'hydrogène, le gaz naturel
renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone. Nous
sommes déterminés à réduire l'empreinte carbone de l'énergie que
nous livrons et à atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Les
actions ordinaires d'Enbridge, dont le siège social est situé à
Calgary, en Alberta, sont négociées sous le symbole ENB
aux bourses de Toronto
(« TSX ») et de New York
(« NYSE »). Pour en savoir plus, visitez le site
enbridge.com.
Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou
y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni
n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES
POUR
UN COMPLÉMENT D'INFORMATION
|
|
|
Enbridge Inc. -
Médias
|
|
Enbridge Inc. -
Investisseurs
|
Jesse Semko
|
|
Rebecca
Morley
|
Sans frais : 1 888
992-0997
|
|
Sans frais : 1 800
481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR
Le présent communiqué renferme des références au BAIIA, au BAIIA
ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire
et aux FTD. La direction est d'avis que ces mesures
constituent des informations utiles pour les investisseurs et les
actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la
transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la
société.
Le BAIIA représente le bénéfice avant intérêts, impôts et
amortissement.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation des données sectorielles et consolidées. La
direction se sert du BAIIA et du BAIIA ajusté pour établir ses
cibles et évaluer la performance de la société et de ses secteurs
d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la charge
d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux participations ne
donnant pas le contrôle sur une base consolidée. La direction se
sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de la capacité de la
société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation avant l'incidence des
variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les
variations des passifs environnementaux), déduction faite des
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle, des
dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de
maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels,
peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation. La direction se
sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour
établir ses cibles de versement de dividendes.
Le présent communiqué contient également des références au ratio
dette/BAIIA, un ratio hors PCGR, qui utilise le BAIIA ajusté comme
l'une de ses composantes. Le ratio dette/BAIIA est utilisé comme
mesure de liquidité indiquant le montant du bénéfice ajusté
nécessaire pour payer la dette, calculée conformément aux principes
comptables généralement reconnus des États-Unis d'Amérique (les
« PCGR des États-Unis ») avant couverture des intérêts,
des impôts et de l'amortissement.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures
financières hors PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs avec les
mesures conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté
et de l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus
particulièrement en ce qui a trait à certains passifs éventuels et
aux gains et pertes hors trésorerie latents liés à la juste valeur
d'instruments financiers dérivés touchés par les variations du
marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un
rapprochement des mesures financières hors PCGR et des ratios hors
PCGR prospectifs sans effort déraisonnable.
Nos mesures financières hors PCGR et nos ratios hors PCGR
décrits ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification
normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et ne sont pas
considérés comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par
conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de
même nature présentées par d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
hors PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR -
BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
2 363
|
2 329
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 205
|
1 014
|
Distribution et
stockage de gaz
|
716
|
665
|
Production d'énergie
renouvelable
|
136
|
162
|
Services
énergétiques
|
1
|
(101)
|
Éliminations et
divers
|
6
|
355
|
BAIIA
|
4 427
|
4 424
|
Amortissement
|
(1 146)
|
(1 055)
|
Charge
d'intérêts
|
(905)
|
(719)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(510)
|
(593)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(49)
|
(28)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(102)
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1 733
|
1 927
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants par
action)
|
|
|
Oléoducs
|
2 354
|
2 217
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 189
|
1 058
|
Distribution et
stockage de gaz
|
716
|
674
|
Production d'énergie
renouvelable
|
139
|
160
|
Services
énergétiques
|
(6)
|
(71)
|
Éliminations et
divers
|
76
|
109
|
BAIIA ajusté
|
4 468
|
4 147
|
Amortissement
|
(1 182)
|
(1 065)
|
Charge
d'intérêts
|
(915)
|
(722)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(513)
|
(526)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(48)
|
(27)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(102)
|
Bénéfice
ajusté
|
1 726
|
1 705
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,85
|
0,84
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants par
action)
|
|
|
BAIIA
|
4 427
|
4 424
|
Éléments d'ajustement
:
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
(532)
|
(433)
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
(8)
|
21
|
Perte de couverture
réalisée sur l'ETC
|
638
|
--
|
Règlement d'un
litige
|
(68)
|
--
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
(8)
|
63
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
1
|
9
|
Perte de valeur des
actifs locatifs
|
--
|
44
|
Coûts de transition et
de transformation
|
--
|
18
|
Autres
|
18
|
1
|
Total des éléments
d'ajustement
|
41
|
(277)
|
BAIIA ajusté
|
4 468
|
4 147
|
Amortissement
|
(1 146)
|
(1 055)
|
Charge
d'intérêts
|
(905)
|
(719)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(510)
|
(593)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(49)
|
(28)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(102)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Amortissement
|
(36)
|
(10)
|
Charge
d'intérêts
|
(10)
|
(3)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(3)
|
67
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
1
|
1
|
Bénéfice
ajusté
|
1 726
|
1 705
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,85
|
0,84
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA
AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
2 354
|
2 217
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
613
|
122
|
Perte de couverture
réalisée sur l'ETC
|
(638)
|
--
|
Règlement d'un
litige
|
68
|
--
|
Autres
|
(34)
|
(10)
|
Total des
ajustements
|
9
|
112
|
BAIIA
|
2 363
|
2 329
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1 189
|
1 058
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
8
|
(63)
|
Autres
|
8
|
19
|
Total des
ajustements
|
16
|
(44)
|
BAIIA
|
1 205
|
1 014
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
716
|
674
|
Coûts de transition et
de transformation
|
--
|
(9)
|
Total des
ajustements
|
--
|
(9)
|
BAIIA
|
716
|
665
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
139
|
160
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
2
|
2
|
Autres
|
(5)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(3)
|
2
|
BAIIA
|
136
|
162
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
(6)
|
(71)
|
Variation du gain
(de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés -
prix des marchandises
|
8
|
(21)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
(1)
|
(9)
|
Total des
ajustements
|
7
|
(30)
|
BAIIA
|
1
|
(101)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
76
|
109
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
(83)
|
309
|
Perte de valeur des
actifs locatifs
|
--
|
(44)
|
Coûts de transition et
de transformation
|
--
|
(18)
|
Valeur de marché des
placements dans des sociétés d'assurance captives
|
13
|
--
|
Autres
|
--
|
(1)
|
Total des
ajustements
|
(70)
|
246
|
BAIIA
|
6
|
355
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR -
RENTRÉES
DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
3 866
|
2 939
|
Montant ajusté pour les
variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
(914)
|
177
|
|
2 952
|
3 116
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle
|
(92)
|
(60)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(84)
|
(91)
|
Investissements de
maintien2
|
(173)
|
(104)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
|
83
|
41
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent
des bénéfices cumulatifs4
|
155
|
183
|
Perte de couverture
réalisée sur l'ETC
|
638
|
--
|
Règlement d'un
litige
|
(68)
|
--
|
Autres
éléments
|
(231)
|
(13)
|
FTD
|
3 180
|
3 072
|
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.