CALGARY,
AB, le 4 août
2023 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou
la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le deuxième
trimestre de 2023 et réaffirmé 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 1,8 G$, ou 0,91 $ par action
ordinaire, pour le deuxième trimestre, comparativement à un
bénéfice conforme aux PCGR de 0,5 G$, ou 0,22 $ par action
ordinaire, en 2022
- Bénéfice ajusté* de 1,4 G$, ou 0,68 $ par action ordinaire*,
comparativement à 1,4 G$, ou 0,67 $ par action ordinaire, en
2022
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA »)* de 4,0 G$, soit une hausse de 8 %, comparativement à 3,7
G$ en 2022
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
3,4 G$, comparativement à 2,5 G$ en 2022
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,8 G$, soit une
hausse de 1 %, comparativement à 2,7 G$ en 2022
- Confirmation des prévisions financières pour le BAIIA et les
FTD pour l'exercice 2023 et des
perspectives à moyen terme
- Planification de la construction de la première phase du
pipeline Rio Bravo, qui
transportera 2,6 Gpi3 par jour de gaz naturel pour
approvisionner l'installation de GNL de Rio Grande
- Prolongation et augmentation de l'appel de soumissions
exécutoires pour le pipeline Flanagan
Sud (« PFS ») pour le service de livraison sur la côte
américaine du golfe du Mexique
- Émission au Canada
d'obligations liées à la durabilité (« OLD ») d'un montant total de
0,4 G$ pour renforcer l'engagement d'Enbridge à l'égard de ses
objectifs de réduction des émissions
- Publication du 22e rapport sur le développement
durable, qui témoigne des progrès continus de la société vers
l'atteinte des objectifs établis en novembre 2020
- En bonne voie d'atteindre un ratio de la dette/BAIIA dans la
moitié inférieure de la fourchette cible d'ici la fin de
l'exercice, ce qui procure une souplesse financière et démontre
notre engagement à l'égard de notre modèle d'autofinancement par
capitaux propres
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
« Après un début d'exercice vigoureux, les quatre secteurs
d'exploitation d'Enbridge ont dégagé de solides résultats
financiers pour le trimestre. Notre service à la clientèle de
premier choix et notre fiabilité opérationnelle continuent
d'assurer une forte utilisation de nos réseaux. Nous continuons de
mettre en œuvre nos priorités stratégiques et nous sommes en bonne
voie d'atteindre la fourchette prévisionnelle pour le BAIIA et les
FTD par action pour l'exercice complet.
« Au cours du premier semestre de l'exercice, nous avons
conclu avec nos clients sur le réseau principal un règlement
avantageux pour toutes les parties concernées, ce qui rehausse le
profil de nos flux de trésorerie axé sur les services publics. Nous
avons constaté des volumes record sur la canalisation principale
ainsi qu'une forte participation à l'appel de soumissions pour
Flanagan Sud et nous avons approuvé
le terminal pétrolier de Houston
d'Enbridge, ce qui renforcera encore la position concurrentielle du
réseau principal.
« Nous sommes heureux qu'une décision d'investissement
définitive à l'égard de l'installation d'exportation de GNL de Rio
Grande ait été prise et ravis de pouvoir maintenant envisager le
début de la construction de notre projet de pipeline Rio Bravo après avoir obtenu les approbations
réglementaires nécessaires. Pour l'entreprise de distribution
de gaz, nous prévoyons un autre exercice de forte croissance de la
clientèle et nous avons négocié un règlement partiel dans le cadre
de notre demande de modification des tarifs. La construction de nos
projets éoliens extracôtiers en France suit son cours et les premières
turbines ont été installées à Fécamp. Des projets d'énergie
renouvelable terrestres d'une capacité de plus de 4,5 GW sont
en cours d'aménagement et une décision d'investissement définitive
pour certains projets devrait être rendue d'ici la fin de
l'exercice.
« Au cours du premier semestre de 2023, nous avons
également continué de respecter nos engagements en matière
d'affectation des capitaux. Nous avons mené à bien des fusions et
acquisitions relutives d'une valeur de 1,1 G$, et nous sommes
en bonne voie de mettre en service des projets d'investissement
d'environ 3 G$ d'ici la fin de l'exercice. Notre bilan demeure
solide, avec un ratio dette/BAIIA s'établissant dans la tranche
inférieure de notre fourchette cible. La solidité financière
demeure une priorité clé alors que nous déployons notre capacité
d'investissement annuelle de 6 G$ conformément à notre modèle
de croissance autofinancée par capitaux propres.
« Nous avons en outre publié notre 22e rapport
annuel sur le développement durable, qui met en évidence
l'importance que nous accordons depuis longtemps aux pratiques
durables et notre rendement parmi les meilleurs du secteur en ce
qui a trait aux enjeux environnementaux, sociaux et de gouvernance.
À l'échelle de l'entreprise, nous avons intégré des facteurs de
réduction des émissions à notre processus d'affectation des
capitaux et nous avons continué de lier la rémunération des
dirigeants à la performance de nos stratégies ESG.
« Le modèle d'affaires résilient et à faible risque
d'Enbridge s'appuie sur notre envergure, notre diversification et
nos flux de trésorerie de grande qualité, et nous permet de
résister à la volatilité des marchés et de produire des résultats
prévisibles. Pour ce qui est de l'avenir, la rigueur
financière, l'exécution du programme d'investissement garanti et le
déploiement de notre capacité d'investissement discrétionnaire nous
donnent l'assurance que nous générerons une croissance du BAIIA de
4 % à 6 % par an jusqu'en 2025 et d'environ 5 %
par la suite.
« Nous sommes d'avis que le gaz naturel et le pétrole
demeureront des composantes essentielles de notre bouquet
énergétique au cours d'une transition énergétique progressive.
Notre réseau d'actifs est vaste, diversifié et sans pareil, et il
offre des infrastructures énergétiques classiques et des occasions
à faibles émissions de carbone qui soutiennent la croissance des
dividendes et le rendement à long terme pour les actionnaires, ce
qui nous positionne comme une possibilité d'investissement de
premier choix. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres et des semestres clos
les 30 juin 2023 et 2022 sont résumés dans le
tableau ci-après :
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
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
|
1 848
|
450
|
|
3 581
|
2 377
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,91
|
0,22
|
|
1,77
|
1,17
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
3 439
|
2 534
|
|
7 305
|
5 473
|
BAIIA
ajusté1
|
4 008
|
3 715
|
|
8 476
|
7 862
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 380
|
1 350
|
|
3 106
|
3 055
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,68
|
0,67
|
|
1,53
|
1,51
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2 783
|
2 747
|
|
5 963
|
5 819
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
|
2 024
|
2 026
|
|
2 025
|
2 026
|
1 Mesures
financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Au deuxième trimestre de 2023, le bénéfice attribuable aux porteurs
d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 1 398 M$, ou
0,69 $ par action, par rapport à celui de la période correspondante
de 2022, en raison surtout des facteurs liés à la performance
opérationnelle dont il est question ci-après et d'un gain hors
trésorerie latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés de
550 M$ (422 M$ après impôts) en 2023, comparativement à une perte
nette de 866 M$ (663 M$ après impôts) en 2022, ce qui reflète les
variations de la valeur de marché des instruments financiers
dérivés utilisés pour gérer le risque de change et le risque de
taux d'intérêt.
La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit
l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le
tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du
présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion
du deuxième trimestre de 2023 de la société, déposé de concert
avec les états financiers du deuxième trimestre pour un commentaire
détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.
Au deuxième trimestre de 2023, le BAIIA ajusté a augmenté
de 293 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 et la comptabilisation d'une provision inférieure au
titre des droits provisoires du TIC pour le réseau principal. Ces
facteurs ont été contrebalancés en partie par le recul du bénéfice
découlant de notre participation réduite dans DCP Midstream,
LLC (« DCP »), la baisse des prix des marchandises ayant
eu une incidence sur DCP et Aux Sable et le moment des
demandes pour les services de stockage et des coûts de transport de
l'entreprise de distribution de gaz.
Au deuxième trimestre de 2023, le bénéfice ajusté a
augmenté de 30 M$, ou 0,01 $ par action, principalement
en raison de la hausse des apports au BAIIA ajusté susmentionnée,
contrebalancée par l'augmentation des coûts de financement
attribuable à la hausse des taux d'intérêt, à l'augmentation de la
charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service au
cours de l'exercice précédent et à l'accroissement du bénéfice
attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle provenant
de la vente d'une participation hors exploitation de 11,57 %
dans sept pipelines exploités par Enbridge à Athabasca Indigenous
Investments au troisième trimestre de 2022.
Les FTD du deuxième trimestre de 2023 ont progressé de
36 M$, principalement en raison de la hausse des apports au
BAIIA ajusté, en partie contrebalancée par l'échéancier des
décaissements au titre des investissements de maintien, par
l'augmentation des coûts de financement en raison de
l'accroissement des taux d'intérêt et par la hausse des
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle, comme
il est indiqué ci-dessus.
La rubrique Résultats financiers du deuxième trimestre
de 2023 ci-après présente de l'information financière
détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
La société réaffirme ses prévisions financières pour 2023
pour ce qui est du BAIIA et des FTD. Les résultats du premier
semestre de 2023 sont conformes aux attentes de la société et
cette dernière prévoit que ses entreprises continueront de
connaître une forte utilisation de la capacité ainsi qu'un bon
rendement de l'exploitation pour le reste de l'exercice, compte
tenu du caractère saisonnier normal des activités.
La solide performance opérationnelle du premier semestre de
l'exercice devrait être contrebalancée par des coûts de financement
plus élevés, en raison des taux d'intérêt en hausse et de la baisse
des droits sur le réseau principal.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT
En mai 2023, Enbridge a réalisé un placement en trois
tranches au Canada composé de
billets de 5 ans d'un montant de 600 M$, d'obligations
liées à la durabilité de 10 ans d'un montant de 400 M$ et
de billets de 30 ans d'un montant de 500 M$, pour un
montant total de capital de 1,5 G$. Les OLD incorporent la
cible de réduction de 35 % de l'intensité des émissions
d'ici 2030 et réitèrent l'engagement continu d'Enbridge en vue
d'atteindre ses cibles ESG. Ces émissions de titres de créance font
l'objet de couvertures à des taux inférieurs aux taux en vigueur
sur le marché. Les opérations de financement liées à la durabilité
de la société totalisent désormais près de 8 G$.
La société continue d'être cotée, auprès de ses quatre agences
de notation, BBB+ ou l'équivalent, avec perspectives stables, ce
qui reflète la solidité financière d'Enbridge et son modèle
commercial à faible risque. Enbridge prévoit afficher, à la fin de
l'exercice 2023, un ratio de la dette sur le BAIIA dans la
moitié inférieure de sa fourchette cible tout en continuant à
financer son programme d'investissement de croissance garanti
conformément à son modèle d'autofinancement par capitaux
propres.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
Au cours du deuxième trimestre, la société a ajouté des projets
d'investissement de croissance de 1,8 G$ dans le cadre de son
programme d'investissement garanti, y compris le pipeline
Rio Bravo de 1,2 G$ US et
l'ajout de 0,2 G$ US dans le cadre du programme de
modernisation du secteur Transport de gaz.
Le programme de croissance garanti actuel de la société s'élève
maintenant à près de 19 G$, et la société s'attend à mettre en
service des installations représentant près de 3 G$
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 des cadres
commerciaux en harmonie avec le modèle à faible risque
d'Enbridge.
ACTUALITÉS
Amorce de la construction par Enbridge du pipeline
Rio Bravo
En juillet 2023, une décision d'investissement définitive a
été prise pour l'installation d'exportation de GNL de NextDecade
Corporation (« NextDecade »). Par conséquent, la
construction de notre projet de pipeline Rio Bravo antérieurement annoncée ira de
l'avant après l'obtention des approbations réglementaires
nécessaires. La première phase du pipeline Rio Bravo véhiculera 2,6 milliards de
pieds cubes par jour de gaz naturel jusqu'à l'installation
d'exportation de GNL de Rio Grande de NextDecade, située dans le
port de Brownsville, au
Texas. Le projet devrait être mis
en exploitation commerciale en 2026.
Ce projet améliore les infrastructures d'Enbridge pour alimenter
les installations de GNL dans la région et renforce la présence de
la société dans le sud du Texas.
Prolongement par Enbridge de l'appel de soumissions pour
Flanagan Sud
La société a prolongé et augmenté l'appel de soumissions
prévoyant des contrats à long terme de transport sur le pipeline
Flanagan Sud. Le PFS assure des
services de transport sur le réseau principal d'Enbridge depuis le
terminal d'Enbridge à Flanagan, en Illinois jusqu'à un point de livraison à
proximité de Houston, au
Texas, au moyen du pipeline
Seaway. Si l'appel de soumissions est fructueux, le PFS sera
sous contrat à terme à presque 90 % de sa capacité nominale de
720 kb/j, ce qui renforcera la forte utilisation sur
l'ensemble du réseau principal.
Entente de tarification pour 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 vigueur 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 majoré 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;
- le maintien de l'ajustement des droits en fonction de la
distance et des marchandises en fonction d'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 (droits supplémentaires au titre du remplacement
de la canalisation 3) 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. Enbridge prévoit déposer le règlement auprès de
la Régie de l'énergie du Canada
(la « Régie ») d'ici octobre 2023.
Réalisation de l'offre publique de rachat dans le cours
normal des activités
Au deuxième trimestre de 2023, Enbridge a racheté et annulé
environ 2,5 millions de ses actions ordinaires en contrepartie
de près de 125 M$ dans le cadre de son offre publique de
rachat dans le cours normal des activités de 2023.
Le programme actuel 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,
ainsi que de la disponibilité et de l'attrait d'autres possibilités
d'investissement de capitaux.
RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE
DE 2023
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
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 451
|
1 818
|
|
4 814
|
4 147
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 042
|
1 119
|
|
2 247
|
2 133
|
Distribution et
stockage de gaz
|
367
|
417
|
|
1 083
|
1 082
|
Production d'énergie
renouvelable
|
129
|
122
|
|
265
|
284
|
Services
énergétiques
|
22
|
(177)
|
|
23
|
(278)
|
Éliminations et
divers
|
529
|
(704)
|
|
535
|
(349)
|
BAIIA1
|
4 540
|
2 595
|
|
8 967
|
7 019
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1 848
|
450
|
|
3 581
|
2 377
|
|
|
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
3 439
|
2 534
|
|
7 305
|
5 473
|
1
Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées
aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels ou peu fréquents ou
d'autres facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction
et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la
performance de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de la
performance commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées
dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA
ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du
bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent
communiqué.
BAIIA ajusté par secteur
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a
été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen
supérieur de 1,34 $ CA/$ US au deuxième trimestre
de 2023 et comparativement au deuxième trimestre de 2022
(1,28 $ 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 d'instruments de couverture sont
comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.
Oléoducs
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1 453
|
|
1 223
|
|
|
2 790
|
|
2 507
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
249
|
|
213
|
|
|
480
|
|
458
|
|
Réseaux de la côte
américaine du golfe du Mexique
et du milieu du continent1
|
429
|
|
284
|
|
|
848
|
|
631
|
|
Autres
réseaux2
|
340
|
|
375
|
|
|
707
|
|
716
|
|
BAIIA
ajusté3
|
2 471
|
|
2 095
|
|
|
4 825
|
|
4 312
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Volume du réseau
principal4
|
2 991
|
|
2 782
|
|
|
3 056
|
|
2 892
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
Droits supplémentaires
au titre de l'entente
de tarification concurrentielle
(« ETC »)6
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
Droits supplémentaires
au titre du remplacement
de la canalisation 35,6
|
0,77
|
$
|
0,94
|
$
|
|
0,80
|
$
|
0,94
|
$
|
1
|
Comprend notamment le
pipeline Flanagan Sud, le pipeline Seaway, le
pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II et le
centre énergétique Ingleside d'Enbridge.
|
2
|
Le poste « Autres »
comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le
réseau Bakken et autres.
|
3
|
Mesure financière hors
PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des
mesures hors PCGR ».
|
4
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans
l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
|
5
|
Les droits repères aux
termes du TIC, pour le transport de pétrole brut lourd de Hardisty,
en Alberta, à Chicago, en Illinois, et leurs composantes sont
établis en dollars américains. Au deuxième trimestre, le réseau
principal dans son ensemble est visé 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. Depuis le 1er juillet 2023, la
société perçoit de nouveaux droits provisoires conformément à
l'entente de principe sur un règlement négocié pour les droits sur
le réseau principal.
|
6
|
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 hors 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 augmenté de 376 M$ par
rapport à celui du deuxième trimestre de 2022, principalement
en raison des facteurs suivants :
- la hausse du débit moyen sur le réseau principal,
l'augmentation des livraisons de la canalisation 9 vers l'est du
Canada et la constatation d'une
provision inférieure au titre du TIC provisoire pour le réseau
principal, déduction faite des droits supplémentaires moins élevés
dans le cadre du projet L3R;
- l'apport accru du réseau de la côte américaine du golfe du
Mexique et du milieu du continent attribuable essentiellement à
l'augmentation des participations dans le pipeline Gray Oak et le pipeline Cactus II au deuxième
semestre de 2022 et au début de 2023
ainsi que l'augmentation des volumes sur le pipeline Flanagan Sud et au centre énergétique
Ingleside d'Enbridge;
- l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en
dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2023,
comparativement à 2022, ces facteurs ayant été contrebalancés en
partie par
- la hausse des coûts de l'électricité attribuable à
l'augmentation des volumes et à l'accroissement des prix de
l'électricité.
Transport de gaz et services intermédiaires
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis
|
811
|
760
|
|
1 736
|
1 519
|
Transport de gaz au
Canada
|
140
|
151
|
|
322
|
328
|
Services
intermédiaires
|
35
|
131
|
|
69
|
220
|
Autres
|
47
|
42
|
|
95
|
75
|
BAIIA
ajusté1
|
1 033
|
1 084
|
|
2 222
|
2 142
|
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 diminué de 51 M$ par rapport à celui du deuxième
trimestre de 2022, principalement en raison de ce qui suit :
- 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 s'étant répercutée sur nos
coentreprises DCP et Aux Sable;
- la diminution des volumes expédiés sur Alliance compte tenu de
la baisse du différentiel Chicago-AECO;
- la hausse des charges d'exploitation et d'administration; ces
facteurs ayant été contrebalancés en partie par
- l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en
dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2023,
comparativement à 2022;
- l'apport provenant de l'acquisition de Tres Palacios au deuxième trimestre de
2023.
Distribution et stockage de gaz
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
358
|
417
|
|
1 057
|
1 073
|
Autres
|
9
|
5
|
|
26
|
23
|
BAIIA
ajusté1
|
367
|
422
|
|
1 083
|
1 096
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
426
|
391
|
|
1 193
|
1 207
|
Nombre de clients
actifs2 (en
millions)
|
3,9
|
3,8
|
|
3,9
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
477
|
495
|
|
2 205
|
2 523
|
Prévisions fondées sur
les volumes en présence
de températures normales4
|
515
|
523
|
|
2 407
|
2 444
|
1
|
Mesure financière hors
PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des
mesures hors PCGR ».
|
2
|
Le nombre de clients
actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à
la fin de la période visée.
|
3
|
Les degrés-jours de
chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement
plus élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la
demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage.
L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un
exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes
acheminés du temps plus chaud ou plus froid que la normale.
Au deuxième trimestre, le BAIIA ajusté a subi une incidence
négative de 55 M$ en raison principalement des importants
facteurs commerciaux suivants :
- la résorption, par rapport au premier trimestre, de l'effet
favorable du moment de la comptabilisation de la demande de
services de stockage et des coûts et de transport de 33 M$;
- la hausse des charges d'exploitation et d'administration; ces
facteurs ayant été contrebalancés en partie par
- la hausse des charges de distribution d'Enbridge Gas découlant
de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la
clientèle.
Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises
en compte dans les tarifs, l'incidence des conditions
météorologiques aux deuxièmes trimestres de 2023 et
de 2022 a été négligeable.
Production d'énergie renouvelable
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
132
|
127
|
|
271
|
287
|
1 Mesure
financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe
« Rapprochement des mesures hors PCGR ».
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
augmenté de 5 M$ comparativement à celui du deuxième trimestre
de 2022 en raison de ce qui suit :
- l'apport du projet éolien extracôtier Saint-Nazaire, qui a atteint sa pleine
capacité d'exploitation en décembre 2022; ce facteur ayant été
contrebalancé en partie par
- de plus faibles ressources éoliennes aux installations
éoliennes en Amérique du Nord;
- la baisse des prix de l'énergie aux installations éoliennes
extracôtières en Europe.
Services énergétiques
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1
|
(30)
|
(99)
|
|
(36)
|
(170)
|
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 augmenté de
69 M$ comparativement à celui du deuxième trimestre
de 2022, principalement en raison des facteurs
suivants :
- l'expiration d'engagements en matière de transport;
- un déport moins marqué sur les marchés comparativement à la
période correspondante de 2022.
Éliminations et divers
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
|
31
|
17
|
|
78
|
85
|
Gains réalisés sur le
règlement de couvertures
de change
|
4
|
69
|
|
33
|
110
|
BAIIA
ajusté1
|
35
|
86
|
|
111
|
195
|
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
51 M$ comparativement à celui du deuxième trimestre
de 2022, en raison de la baisse des gains de change réalisés
sur les dénouements de couvertures.
Flux de trésorerie distribuables
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens; nombre d'actions
en millions)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 471
|
2 095
|
|
4 825
|
4 312
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 033
|
1 084
|
|
2 222
|
2 142
|
Distribution et
stockage de gaz
|
367
|
422
|
|
1 083
|
1 096
|
Production d'énergie
renouvelable
|
132
|
127
|
|
271
|
287
|
Services
énergétiques
|
(30)
|
(99)
|
|
(36)
|
(170)
|
Éliminations et
divers
|
35
|
86
|
|
111
|
195
|
BAIIA
ajusté1,3
|
4 008
|
3 715
|
|
8 476
|
7 862
|
Investissements de
maintien
|
(226)
|
(147)
|
|
(399)
|
(251)
|
Charge
d'intérêts1
|
(921)
|
(787)
|
|
(1 847)
|
(1 520)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(84)
|
(89)
|
|
(264)
|
(262)
|
Distributions aux
participations ne donnant
pas le contrôle1
|
(103)
|
(64)
|
|
(195)
|
(124)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice des satellites1
|
138
|
111
|
|
203
|
144
|
Dividendes sur les
actions privilégiées1
|
(86)
|
(82)
|
|
(170)
|
(173)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées
dans les produits2
|
40
|
84
|
|
123
|
125
|
Autres ajustements hors
trésorerie
|
17
|
6
|
|
36
|
18
|
FTD3
|
2 783
|
2 747
|
|
5 963
|
5 819
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2 024
|
2 026
|
|
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 deuxième trimestre de 2023, les FTD ont augmenté de
36 M$ comparativement à ceux du deuxième trimestre
de 2022, principalement en raison des facteurs d'exploitation
susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté;
ces facteurs ayant été contrebalancés en partie par
- la hausse des taux d'intérêt ayant une incidence principalement
sur les titres de créance à taux variable;
- l'accélération de l'échéancier des décaissements au titre des
investissements de maintien;
- l'accroissement des distributions aux participations ne donnant
pas le contrôle provenant de la vente d'une participation hors
exploitation de 11,57 % dans sept pipelines exploités par Enbridge
à Athabasca Indigenous Investments au troisième trimestre de
2022.
Bénéfice ajusté
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté1,2
|
4 008
|
3 715
|
|
8 476
|
7 862
|
Amortissement
|
(1 172)
|
(1 103)
|
|
(2 354)
|
(2 168)
|
Charge
d'intérêts2
|
(928)
|
(776)
|
|
(1 843)
|
(1 498)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(376)
|
(388)
|
|
(889)
|
(914)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(65)
|
(11)
|
|
(113)
|
(38)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(87)
|
(87)
|
|
(171)
|
(189)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1 380
|
1 350
|
|
3 106
|
3 055
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,68
|
0,67
|
|
1,53
|
1,51
|
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 30 M$ et le bénéfice ajusté
par action s'est accru de 0,01 $ par rapport à celui du
deuxième trimestre de 2022, principalement en raison des
facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à la hausse
du BAIIA ajusté, contrebalancés par ce qui suit :
- l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la hausse
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;
- l'accroissement du bénéfice attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle provenant de la vente d'une participation
hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines exploités par
Enbridge à Athabasca Indigenous Investments au troisième trimestre
de 2022.
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 4 août 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 deuxième 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/377233726.
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 31 juillet 2023, notre conseil d'administration a
déclaré les dividendes trimestriels ci-dessous. Tous les dividendes
sont payables le 1er septembre 2023 aux
actionnaires inscrits le 15 août 2023.
|
Dividende
par action
|
|
Actions
ordinaires
|
0,88750
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,32513
|
$
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,33825
|
$
|
Actions privilégiées,
série F1
|
0,34613
|
$
|
Actions privilégiées,
série G2
|
0,43858
|
$
|
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 13
|
0,41898
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,23356
|
$
|
Actions privilégiées,
série 5
|
0,33596
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
0,27806
|
$
|
Actions privilégiées,
série 9
|
0,25606
|
$
|
Actions privilégiées,
série 11
|
0,24613
|
$
|
Actions privilégiées,
série 13
|
0,19019
|
$
|
Actions privilégiées,
série 15
|
0,18644
|
$
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,38825
|
$
|
1
|
Le montant des
dividendes par action trimestriels des actions privilégiées de la
série F a augmenté, passant de 0,29306 $
à 0,34613 $ le 1er juin 2023, en
raison de la refixation du taux de dividende annuel le
1er juin 2023.
|
2
|
Le premier dividende
trimestriel sur les actions privilégiées de série G sera versé
le 1er septembre 2023.
Le 1er juin 2023,
1 827 695 actions privilégiées de la série F en
circulation avaient été converties en actions privilégiées de la
série G.
|
3
|
Le montant des
dividendes par action trimestriels des actions privilégiées de la
série 1 a augmenté, passant de 0,37182 $ US
à 0,41898 $ US le
1er juin 2023, en raison de la refixation du
taux de dividende annuel le
1er juin 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
énoncés prospectifs 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 et
les perspectives à court et à moyen terme, y compris les FTD
par action et le BAIIA ajusté projetés ainsi que la croissance
prévue de ces derniers; les dividendes et la croissance des
dividendes prévus 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 pipeline Rio Bravo, au programme de modernisation du
secteur Transport de gaz, au programme d'investissement de
croissance des services publics du secteur Distribution de gaz et
aux projets d'énergie renouvelable; l'appel de soumissions pour le
pipeline Flanagan Sud; 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 de principe pour le réseau principal et la demande
de modification des tarifs du secteur Distribution de gaz 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 pour nos projets;
les demandes tarifaires; 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
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 451
|
1 818
|
|
4 814
|
4 147
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 042
|
1 119
|
|
2 247
|
2 133
|
Distribution et
stockage de gaz
|
367
|
417
|
|
1 083
|
1 082
|
Production d'énergie
renouvelable
|
129
|
122
|
|
265
|
284
|
Services
énergétiques
|
22
|
(177)
|
|
23
|
(278)
|
Éliminations et
divers
|
529
|
(704)
|
|
535
|
(349)
|
BAIIA
|
4 540
|
2 595
|
|
8 967
|
7 019
|
Amortissement
|
(1 137)
|
(1 064)
|
|
(2 283)
|
(2 119)
|
Charge
d'intérêts
|
(883)
|
(791)
|
|
(1 788)
|
(1 510)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(519)
|
(133)
|
|
(1 029)
|
(726)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(66)
|
(12)
|
|
(115)
|
(40)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(87)
|
(145)
|
|
(171)
|
(247)
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires
|
1 848
|
450
|
|
3 581
|
2 377
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
2 471
|
2 095
|
|
4 825
|
4 312
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1 033
|
1 084
|
|
2 222
|
2 142
|
Distribution et
stockage de gaz
|
367
|
422
|
|
1 083
|
1 096
|
Production d'énergie
renouvelable
|
132
|
127
|
|
271
|
287
|
Services
énergétiques
|
(30)
|
(99)
|
|
(36)
|
(170)
|
Éliminations et
divers
|
35
|
86
|
|
111
|
195
|
BAIIA ajusté
|
4 008
|
3 715
|
|
8 476
|
7 862
|
Amortissement
|
(1 172)
|
(1 103)
|
|
(2 354)
|
(2 168)
|
Charge
d'intérêts
|
(928)
|
(776)
|
|
(1 843)
|
(1 498)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(376)
|
(388)
|
|
(889)
|
(914)
|
Bénéfice attribuable
aux participations
ne donnant pas le contrôle
|
(65)
|
(11)
|
|
(113)
|
(38)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(87)
|
(87)
|
|
(171)
|
(189)
|
Bénéfice
ajusté
|
1 380
|
1 350
|
|
3 106
|
3 055
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,68
|
0,67
|
|
1,53
|
1,51
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
BAIIA
|
4 540
|
2 595
|
|
8 967
|
7 019
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
(504)
|
850
|
|
(1 036)
|
417
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
(45)
|
16
|
|
(53)
|
36
|
Perte de couverture
réalisée sur l'ETC
|
--
|
--
|
|
638
|
--
|
Gain au règlement d'un
litige
|
--
|
--
|
|
(68)
|
--
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
--
|
(36)
|
|
(8)
|
26
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
(7)
|
62
|
|
(6)
|
72
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
47
|
|
--
|
91
|
Charges de
restructuration liées à la stratégie d'assurance
|
--
|
100
|
|
--
|
100
|
Autres
|
24
|
81
|
|
42
|
101
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(532)
|
1 120
|
|
(491)
|
843
|
BAIIA ajusté
|
4 008
|
3 715
|
|
8 476
|
7 862
|
Amortissement
|
(1 137)
|
(1 064)
|
|
(2 283)
|
(2 119)
|
Charge
d'intérêts
|
(883)
|
(791)
|
|
(1 788)
|
(1 510)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(519)
|
(132)
|
|
(1 029)
|
(725)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(66)
|
(12)
|
|
(115)
|
(40)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(87)
|
(145)
|
|
(171)
|
(247)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Amortissement
|
(35)
|
(39)
|
|
(71)
|
(49)
|
Charge
d'intérêts
|
(45)
|
15
|
|
(55)
|
12
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
143
|
(256)
|
|
140
|
(189)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
1
|
1
|
|
2
|
2
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
--
|
58
|
|
--
|
58
|
Bénéfice
ajusté
|
1 380
|
1 350
|
|
3 106
|
3 055
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire
|
0,68
|
0,67
|
|
1,53
|
1,51
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA
AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
2 471
|
2 095
|
|
4 825
|
4 312
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
17
|
(196)
|
|
630
|
(74)
|
Perte de couverture
réalisée sur l'ETC
|
--
|
--
|
|
(638)
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
(47)
|
|
--
|
(47)
|
Gain au règlement d'un
litige
|
--
|
--
|
|
68
|
--
|
Autres
|
(37)
|
(34)
|
|
(71)
|
(44)
|
Total des
ajustements
|
(20)
|
(277)
|
|
(11)
|
(165)
|
BAIIA
|
2 451
|
1 818
|
|
4 814
|
4 147
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1 033
|
1 084
|
|
2 222
|
2 142
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice
des satellites - DCP Midstream, LLC
|
--
|
36
|
|
8
|
(26)
|
Autres
|
9
|
(1)
|
|
17
|
17
|
Total des
ajustements
|
9
|
35
|
|
25
|
(9)
|
BAIIA
|
1 042
|
1 119
|
|
2 247
|
2 133
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
367
|
422
|
|
1 083
|
1 096
|
Autres
|
--
|
(5)
|
|
--
|
(14)
|
Total des
ajustements
|
--
|
(5)
|
|
--
|
(14)
|
BAIIA
|
367
|
417
|
|
1 083
|
1 082
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres
clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
132
|
127
|
|
271
|
287
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de
change
|
2
|
2
|
|
4
|
4
|
Autres
|
(5)
|
(7)
|
|
(10)
|
(7)
|
Total des
ajustements
|
(3)
|
(5)
|
|
(6)
|
(3)
|
BAIIA
|
129
|
122
|
|
265
|
284
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
(30)
|
(99)
|
|
(36)
|
(170)
|
Variation du gain (de
la perte) latent
lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix
des marchandises
|
45
|
(16)
|
|
53
|
(36)
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
7
|
(62)
|
|
6
|
(72)
|
Total des
ajustements
|
52
|
(78)
|
|
59
|
(108)
|
BAIIA
|
22
|
(177)
|
|
23
|
(278)
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté
|
35
|
86
|
|
111
|
195
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux
de change
|
485
|
(656)
|
|
402
|
(347)
|
Perte de valeur des
actifs locatifs
|
--
|
--
|
|
--
|
(44)
|
Charges de
restructuration liées à la stratégie d'assurance
|
--
|
(100)
|
|
--
|
(100)
|
Autres
|
9
|
(34)
|
|
22
|
(53)
|
Total des
ajustements
|
494
|
(790)
|
|
424
|
(544)
|
BAIIA
|
529
|
(704)
|
|
535
|
(349)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - RENTRÉES
DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos les
30 juin
|
|
Semestres clos les
30 juin
|
|
2023
|
2022
|
|
2023
|
2022
|
(non audité; en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
3 439
|
2 534
|
|
7 305
|
5 473
|
Montant ajusté pour les
variations des actifs
et des passifs d'exploitation1
|
(314)
|
(39)
|
|
(1 228)
|
138
|
|
3 125
|
2 495
|
|
6 077
|
5 611
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle2
|
(103)
|
(64)
|
|
(195)
|
(124)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées2
|
(86)
|
(82)
|
|
(170)
|
(173)
|
Investissements de
maintien3
|
(226)
|
(147)
|
|
(399)
|
(251)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard
des aspects suivants :
|
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées
dans les produits4
|
40
|
84
|
|
123
|
125
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en excédent des
bénéfices cumulatifs2
|
40
|
143
|
|
195
|
326
|
Perte de couverture
réalisée sur l'ETC, déduction faite des impôts
|
--
|
--
|
|
479
|
--
|
Gain au règlement d'un
litige
|
--
|
--
|
|
(68)
|
--
|
Charges de
restructuration liées à la stratégie d'assurance
d'entreprise
|
--
|
100
|
|
--
|
100
|
Autres
éléments
|
(7)
|
218
|
|
(79)
|
205
|
FTD
|
2 783
|
2 747
|
|
5 963
|
5 819
|
1
|
Variations des
actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des
recouvrements.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
3
|
Les investissements
de maintien comprennent les dépenses d'investissement requises pour
le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui
sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens
existants (y compris le remplacement de composants usés,
désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTD, les
investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la
durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service
par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour
rehausser les produits ou les fonctions de service des biens
existants.
|
4
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés, au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
SOURCE Enbridge Inc.