CALGARY, le 10 mai 2019 /CNW/ -
Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la
« société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a
annoncé aujourd'hui les résultats financiers du premier trimestre
de 2019 et a présenté un compte rendu
trimestriel.
POINTS SAILLANTS DU PREMIER TRIMESTRE DE
2019
(Tous les montants sont non audités et
sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 1 891 M$ ou
0,94 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2019,
comparativement à 445 M$ ou 0,26 $ par action ordinaire
pour le premier trimestre de 2018; les résultats tiennent compte
d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors
exploitation
- Bénéfice ajusté de 1 640 M$ ou 0,81 $ par action
ordinaire pour le premier trimestre de 2019, comparativement à
1 375 M$ ou 0,82 $ par action ordinaire pour le
premier trimestre de 2018
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
(« BAIIA ») de 3 769 M$ au premier trimestre de
2019, comparativement à 3 406 M$ au premier trimestre de
2018
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation
de 2 176 M$ pour le premier trimestre de 2019,
comparativement à 3 194 M$ pour le premier trimestre de
2018
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de
2 758 M$ pour le premier trimestre de 2019,
comparativement à 2 312 M$ pour le premier trimestre de
2018
- Confirmation des objectifs financiers pour 2019 visant
des flux de trésorerie distribuables par action se situant entre
4,30 $ et 4,60 $
- Avancement de l'exécution du projet de remplacement de la
canalisation 3 : achèvement prévu de la construction du
tronçon canadien d'ici la fin de mai 2019; rejet par la Minnesota
Public Utilities Commission (« MPUC ») de toutes les
requêtes en révision de ses approbations de projet; nouveau
calendrier de délivrance des permis communiqué par les autorités
chargées des permis environnementaux au Minnesota; selon le nouveau calendrier, mise
en service du projet ciblée pour le second semestre
de 2020
- Annonce aujourd'hui d'un appel de soumissions fructueux à
l'appui de l'agrandissement du réseau de transport de gaz de Dawn
Parkway d'un montant de 0,2 G$
- Annonce du lancement d'un appel de soumissions à la
mi-juillet pour conclure des ententes de transport garanti sur le
réseau d'oléoducs principal en prévision de l'échéance de l'entente
de tarification concurrentielle (« ETC ») en juin
2021
- Atteinte d'un ratio dette consolidée/BAIIA de
4,7 fois pour les 12 derniers mois selon la méthode de
calcul de la direction, taux qui se situe dans la fourchette
d'endettement ciblée de la société de 4,5 fois à moins de
5,0 fois
- Révision à la hausse par Moody's de la notation accordée
aux titres d'emprunt de premier rang non garantis d'Enbridge, qui
passe de Baa3 à Baaa2 avec perspectives positives
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
« Nous avons commencé l'année 2019 en force et nous
en sommes très satisfaits, a déclaré Al Monaco, président
et chef de la direction d'Enbridge. Sur le plan opérationnel, tous
nos réseaux continuent de bien fonctionner et sont exploités
presque à pleine capacité. En effet, le débit du réseau d'oléoducs
principal a atteint un niveau record ce trimestre. De plus, la
demande a été forte sur nos réseaux de transport de gaz en raison
du temps plus froid dans nos zones de franchise cet hiver, et notre
entreprise de distribution de gaz en Ontario a atteint des niveaux records de
distribution en janvier et février. Notre entreprise de services
énergétiques a aussi profité de marges élevées ce
trimestre.
« Ce solide rendement d'exploitation, allié aux
nouveaux projets entrés en service au cours de la dernière année, a
contribué aux niveaux records du BAIIA au premier trimestre, mais
le report jusqu'en 2020 de la mise en service de la
canalisation 3, par rapport à notre budget pour l'exercice
complet de 2019, atténuera la vigueur des résultats du premier
trimestre. La fourchette des prévisions de FTD pour 2019 demeure
inchangée, soit entre 4,30 $ et 4,60 $
par action.
« Tous nos secteurs d'activité ont réalisé des
progrès ce trimestre vers la concrétisation d'initiatives clés.
Notre équipe du secteur Oléoducs a poursuivi les discussions avec
les clients quant aux modalités d'un nouveau cadre commercial pour
le réseau d'oléoducs principal afin de remplacer l'ECT en vigueur
qui vient à échéance en 2021. Nous prévoyons être en mesure de
lancer un appel de soumissions à la mi-juillet,dans le but de
déposer auprès de l'organisme de réglementation un nouveau barème
de droits d'ici la fin de l'année.
« L'équipe de notre secteur Transport de gaz poursuit
les discussions quant au dossier tarifaire pour le réseau Texas
Eastern, et le groupe chargé de l'expansion d'entreprise s'emploie
actuellement à évaluer les possibilités d'appuyer la mise en valeur
du GNL sur la côte américaine du golfe du Mexique.
« Pour l'entreprise de distribution de gaz, il
s'agissait du premier trimestre d'exploitation combinée, et nous
avons commencé à gagner en efficience. De plus, nous avons garanti
l'agrandissement supplémentaire du corridor de transport de Dawn à
Parkway, un projet de croissance interne à faible risque visant à
accroître le volume de gaz acheminé à nos zones de franchise et
vers le nord-est des États‑Unis.
« Nous sommes des plus satisfaits des progrès
soutenus dans le cadre du projet de remplacement de la
canalisation 3. D'une part, au Canada, nous prévoyons que la construction de
ce tronçon de la canalisation sera achevée d'ici la fin de mai.
D'autre part, au Minnesota, le
calendrier fourni par les organismes de l'État appuie la délivrance
des permis environnementaux d'ici novembre. Nous travaillons
en étroite collaboration avec ces organismes et prévoyons toujours
la mise en service complète du projet au cours du second semestre
de 2020, sous réserve de l'obtention à temps des approbations
de permis.
« Enfin, d'un point de vue stratégique, grâce aux
mesures que nous avons prises au cours de la dernière année, nous
sommes en position de force pour envisager l'avenir, et nous en
voyons déjà les avantages. Le rendement opérationnel et la
performance financière de nos principales entreprises à faible
risque sont solides et fiables. Notre bilan est plus solide et nous
jouissons désormais d'une grande souplesse financière qui nous a
entre autres permis de suspendre notre régime de réinvestissement
des dividendes et d'autofinancer entièrement notre croissance. La
rationalisation de la structure de l'entreprise nous a en outre
permis de réaliser des améliorations marquées de l'efficience,
notamment grâce à l'élimination de nos titres d'entités détenues à
titre de promoteur, à la fusion de nos deux sociétés de services
publics de l'Ontario et à la
restructuration de la dette.
« Pour conclure, Enbridge a encore une fois connu un
solide trimestre à l'échelle de tous ses secteurs d'activité. Nous
sommes des plus satisfaits du rendement d'exploitation et de la
performance financière, et nous maintiendrons le cap sur nos
priorités stratégiques d'ici la fin de l'année, tout en mettant
davantage l'accent sur l'attribution des capitaux, la croissance et
le rendement du capital investi afin de maximiser la valeur pour
les actionnaires », a conclu M. Monaco.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre clos le 31 mars
2019 sont résumés dans le tableau ci‑après :
|
|
|
Trimestres
clos les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, 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
891
|
445
|
Bénéfice par action
ordinaire conforme aux PCGR
|
0,94
|
0,26
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2
176
|
3 194
|
BAIIA
ajusté1
|
3
769
|
3 406
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
640
|
1 375
|
Bénéfice ajusté par
action ordinaire1
|
0,81
|
0,82
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
758
|
2 312
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
016
|
1 685
|
1 Mesures financières non conformes aux
PCGR. Les tableaux
présentant le rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du
bénéfice ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie
distribuables sont joints en annexe au présent
communiqué.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR a augmenté de 1 446 M$, ou 0,68 $
par action, pour le premier trimestre de 2019 comparativement à la
période correspondante de 2018. La comparabilité du bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'une période à
l'autre a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs
inhabituels ou peu fréquents, notamment l'absence en 2019 d'une
charge hors trésorerie découlant de la dépréciation des actifs
détenus en vue de la vente constatée en 2018
et de la variation des gains et
des pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments
dérivés. L'incidence du rendement accru
de l'entreprise, ainsi qu'il est mentionné ci‑après, a aussi
contribué à l'augmentation du bénéfice conforme
aux PCGR.
Le bénéfice ajusté au premier trimestre de 2019 a augmenté
de 265 M$. Cette hausse est principalement attribuable aux
solides résultats d'exploitation et aux réductions des coûts
d'exploitation d'un grand nombre des unités fonctionnelles de la
société, annulée en partie par la perte de l'apport des actifs
vendus en 2018. Par action, le bénéfice ajusté a diminué de
0,01 $ comparativement à la même période en 2018, ce qui rend
compte du nombre plus élevé d'actions à la suite de l'acquisition
par Enbridge, financée par l'émission d'actions ordinaires, de tous
les titres de participation en circulation des véhicules dont elle
est le promoteur que nous ne détenions pas en propriété véritable
au quatrième trimestre de 2018.
Les FTD ont totalisé 2 758 M$ pour le premier
trimestre, soit une augmentation de 446 M$ par rapport à la
période comparable de 2018, ce qui s'explique principalement par
les facteurs énoncés précédemment.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci‑après
présente l'information financière sectorielle détaillée ainsi
qu'une analyse.
MISE À JOUR SUR LES PROJETS GARANTIS
La société a annoncé aujourd'hui qu'elle allait de l'avant
avec un agrandissement de 0,2 G$ du réseau de transport de gaz
naturel de Dawn à Parkway en Ontario. Cet agrandissement s'appuie sur un
appel de soumissions réussi qui a donné lieu à des engagements de
transport d'une capacité supplémentaire d'environ
75 Mpi3/j sur une période de 15 ans pour
répondre à la demande croissante en Ontario et dans le nord‑est des États‑Unis. La
société présentera une demande de traitement réglementaire fondé
sur le coût du service aux termes du module de capitaux
supplémentaires du nouveau cadre à tarif d'encouragement approuvé
par la Commission de l'énergie de l'Ontario (« CÉO »). Le projet devrait
entrer en service d'ici la fin de 2021.
Au premier trimestre, la société a de plus annoncé de
nouveaux projets de croissance de services publics et de pipelines
garantis d'une valeur de 0,3 G$, notamment le projet de
transport reliant l'Est et l'Ouest (« EWT ») et
l'acquisition de Pipeline Generation.
Le projet de transport EWT, entre Wawa et Thunder
Bay, augmentera la capacité d'approvisionnement en
électricité de la région du nord‑est de l'Ontario. Enbridge détient actuellement une
participation de 25 % dans EWT et prévoit, pour sa part du
projet, investir quelque 0,2 G$. Le projet est soutenu par un
cadre de financement du coût du service et devrait être mis en
service vers la fin de 2021. Tous les principaux permis sont
maintenant en place. La construction est en cours et les travaux le
long de l'emprise devraient commencer en juin.
Pipeline Generation est un pipeline d'une capacité de
355 millions de pieds cubes par jour alimentera les
producteurs d'électricité et les clients industriels dans le nord
de l'Ohio et il assurera une
interconnexion avec le pipeline Nexus. La part d'Enbridge de
l'acquisition s'élève à environ 0,1 G$ US, et le pipeline
est entièrement sous contrat prévoyant des ententes à
long terme. L'opération devrait se conclure au second semestre
de 2019.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS
La société dispose de projets garantis en carnet de
16 G$ à diverses étapes d'exécution et qui devraient entrer en
service entre 2019 et 2023. Les
projets particuliers qui constituent le programme garanti sont
déployés sur des territoires et des plateformes commerciales variés
et sont tous appuyés par des contrats d'achat ferme à long terme,
des accords fondés sur le coût du service ou des ententes
commerciales à faible risque similaires.
Dans le cadre de ce programme, des projets d'une valeur de
près de 3 G$ devraient être mis en service d'ici la fin de
2019, notamment le pipeline Gray
Oak, dans lequel Enbridge détient une participation de
22,8 %. Les prévisions quant à l'exécution des projets ont été
mises à jour pour tenir compte des estimations révisées des coûts
de construction et de l'échéancier. Il est prévu que le projet
Gray Oak sera mis en service au
cours du quatrième trimestre de 2019,
et la part revenant à Enbridge du coût en capital devrait
s'élever à 0,7 G$ US. Ce projet présente toujours un
profil attrayant de risque-rendement et représente un élément de la
stratégie d'Enbridge de renforcer davantage son réseau pipelinier
sur la côte américaine du golfe du Mexique.
MISE À JOUR SUR LE REMPLACEMENT DE LA
CANALISATION 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 est un
projet d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la sécurité
et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal
d'Enbridge.
La construction du tronçon canadien du pipeline devrait
être achevée d'ici la fin de mai. Les travaux de remplacement de la
canalisation au Wisconsin sont
terminés, ce tronçon a été mis en service en 2018. Les approbations
réglementaires et les permis au Dakota du Nord ont été obtenus et
la construction devrait débuter en 2020, parallèlement à la
construction des tronçons adjacents.
Au Minnesota, la MPUC a
mis la dernière main à toutes les ordonnances écrites et a rejeté
toutes les requêtes sollicitant le réexamen de ses décisions
réglementaires. Le processus d'obtention des permis est en cours
auprès de tous les organismes fédéraux et étatiques pertinents, y
compris l'U.S. Army Corps of Engineers, le département des
Ressources naturelles du Minnesota
(« DRN »), l'Agence de contrôle de la pollution
(« ACP ») du Minnesota
et d'autres organismes d'État locaux au Minnesota. Au cours du trimestre visé, le DRN
et l'ACP ont publié des processus et calendriers pour leur
délivrance des permis environnementaux d'ici novembre 2019.
Enbridge prévoit que les derniers détails pour le reste des permis
fédéraux seront mis au point environ 30 à 60 jours plus
tard. Ce nouveau calendrier redéfinit les attentes de la société
quant à l'obtention définitive des permis de l'État, qu'elle
s'attendait à recevoir au deuxième trimestre de 2019 en prévision
d'une date de mise en service prévue d'ici la fin de 2019. À la
lumière de ce nouveau calendrier, la société procède à la révision
du calendrier de construction et des coûts de construction
estimatifs connexes dans le cadre du projet de remplacement de la
canalisation 3. Cependant, à la lumière du nouveau calendrier
de délivrance des permis, la société prévoit que la mise en service
aura lieu pendant le second semestre de 2020, ainsi qu'elle
l'a communiqué précédemment.
Les coûts de construction pour le programme de
remplacement de la canalisation 3 sont inférieurs au budget au
Canada et supérieurs au budget aux
États‑Unis en raison des retards dans la délivrance des permis au
Minnesota. Selon la date de mise en service définitive, il
existe un risque que le projet dépasse le total des coûts
estimatifs de la société, établi à 9 G$. Cependant, la société
ne prévoit aucune incidence sur le coût en capital qui pourrait
avoir des répercussions significatives sur la situation et les
perspectives financières d'Enbridge.
AUTRES ACTUALITÉS
Enbridge a fait avancer les discussions avec l'industrie
quant aux modalités d'un nouveau cadre commercial pour le réseau
d'oléoducs principal afin de remplacer l'entente de tarification
concurrentielle qui vient à échéance en juin 2021. La société
prévoit lancer un appel de soumissions à la mi-juillet dans le but
de déposer une demande de droits de péage auprès de l'organisme de
réglementation, soit l'Office national de l'énergie
(l'« Office »), d'ici la fin de l'année.
L'une des priorités stratégiques de la société est
d'assurer des rendements opportuns et équitables pour les
immobilisations existantes et nouvelles sur les réseaux de
transport de gaz naturel de la société aux États‑Unis. Enbridge
continue de travailler activement avec la Federal Energy Regulatory
Commission (« FERC ») et avec les clients pour faire
avancer tous les dossiers tarifaires en cours. Les discussions se
poursuivent dans le cadre du dossier tarifaire en vertu de
l'article 4 présenté pour le réseau Texas Eastern et il est
prévu qu'un règlement négocié sera en place d'ici la fin de
l'année. Enbridge est sur la bonne voie pour conclure avec ses
clients un accord de principe quant au règlement pour le réseau
d'East Tennessee en vertu de
l'article 5 qui donne lieu à une réduction négligeable des
produits. Une audience sur le dossier tarifaire en vertu de
l'article 4 est prévue pour le premier semestre de la
prochaine année. La société se prépare à entamer, au cours des mois
qui viennent, des discussions préliminaires avec les clients
relativement au réseau Algonquin. Les dossiers tarifaires déposés
sur formulaire 501‑G auprès de la FERC pour tous les autres
pipelines de la société ont été fermés ou réglés sans incidence
importante sur les produits.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT
La société a conclu des ententes visant la vente d'actifs
non essentiels de plus de 7,8 G$ en 2018. La société a
désormais reçu des produits de près de 5,7 G$ de la vente
d'actifs et le solde des produits est attendu vers le milieu de
2019. Ces fonds procureront à la société une souplesse financière
beaucoup plus grande pour raffermir davantage son bilan et financer
son programme de croissance garanti. Au 31 mars 2019, le ratio
dette consolidée/BAIIA de la société était de 4,7 fois pour les
12 derniers mois. Ce ratio est conforme à ses paramètres de
crédit à long terme révisés, soit un ratio dette/BAIIA de
4,5 fois à moins de 5,0 fois.
Par ailleurs, le rachat des entités détenues à titre de
promoteur au quatrième trimestre de 2018 a permis de simplifier la
structure et la stratégie de financement de la dette de la société.
Les mesures prises par la suite comprennent
notamment :
- Réalisation d'un échange de titres de créance à terme de
1,6 G$ émis par Enbridge Income Fund contre des billets
d'Enbridge Inc.
- Modification de certaines clauses restrictives des
conventions de fiducie d'Enbridge Energy Partners, L.P.
(« EEP ») et de Spectra Energy Partners LP
(« SEP ») et conclusion d'un accord de garantie
réciproque avec Enbridge Inc.
- Rachat de billets subordonnés de rang inférieur d'EEP
d'un montant de 400 M$ US.
- Retrait ou rachat d'actions privilégiées et de titres de
créance de Weatcoast Energy Inc.
La société estime que ces modifications à la structure du
financement de sa dette et à sa stratégie de financement ont
considérablement réduit la subordination structurelle, rehausseront
le profil de crédit des sociétés du groupe Enbridge sur une base
consolidée et réduiront son coût en capital à plus long
terme.
Le 25 janvier 2019, Moody's Investors Service a
annoncé la révision à la hausse de la notation accordée aux titres
de créance de premier rang non garantis d'Enbridge Inc., qui
passe à Baa2 avec perspectives positives. Standard & Poor's,
Fitch et DBRS ont récemment réitéré la notation de respectivement
BBB+, BBB+ et BBB élevée pour les titres de créance de premier rang
non garantis d'Enbridge Inc.
Compte tenu des progrès au titre de la réduction de
l'endettement, la société a annoncé au quatrième trimestre de 2018
qu'elle suspendrait son programme de réinvestissement des
dividendes à compter du paiement de dividendes du
1er décembre 2018, soit plus tôt que prévu. Par
conséquent, la croissance de la société est entièrement
autofinancée et elle n'aura plus besoin de faire appel à des
capitaux externes pour appuyer son programme de croissance
dans l'avenir.
CHANGEMENTS AU SEIN DE LA HAUTE
DIRECTION
Enbridge a annoncé aujourd'hui les changements suivants au
sein de son équipe de direction, qui entrent en vigueur le 1er juin
2019.
Colin Gruending est nommé
vice-président directeur et chef des finances. À ce titre, M.
Gruending sera responsable des fonctions des finances et de la
comptabilité d'Enbridge, notamment : la comptabilité d'entreprise,
la planification et l'analyse financière, la trésorerie, la
fiscalité, les risques et assurances, l'audit et les relations avec
les investisseurs. Il occupait auparavant le poste de premier
vice-président, Expansion de l'entreprise et Examen des
investissements. Au cours de sa carrière de plus de 20 ans chez
Enbridge, M. Gruending a occupé plusieurs postes de direction en
finances et comptabilité. Titulaire d'un baccalauréat en commerce,
il est comptable professionnel agréé et analyste financier
agréé.
John Whelen est nommé
vice-président directeur et chef de l'expansion des affaires. À ce
titre, il assumera la responsabilité de l'expansion de
l'entreprise, de la planification stratégique et de l'examen des
investissements. De plus, il assurera la supervision de nos
unités fonctionnelles Production et transport d'énergie
renouvelable et Services énergétiques. M. Whelen occupait
auparavant le poste de vice-président directeur et chef des
finances, et ce, depuis 2014. Au cours de sa carrière de plus de 26
ans chez Enbridge, M. Whelen a occupé plusieurs postes de direction
en finances et en expansion de l'entreprise. Il est titulaire d'une
maîtrise en administration des affaires et d'un baccalauréat ès
science (économie).
M. Vern Yu est nommé
président et chef de l'exploitation, Oléoducs et relèvera de M.
Guy Jarvis, vice-président
directeur, Oléoducs. À ce titre, M. Yu sera responsable de
l'exploitation (États-Unis et Canada), de l'ingénierie et de la gestion des
actifs, ainsi que du contrôle des pipelines de l'unité
fonctionnelle Oléoducs. Avant d'accéder à ce poste, M. Yu était
vice-président directeur et chef du développement. Au cours de sa
carrière de plus de 25 ans chez Enbridge, M. Yu a occupé des postes
de direction en finances et en expansion de l'entreprise, en plus
de diriger les activités de développement des affaires et des
marchés pour le secteur Oléoducs. M. Yu est titulaire d'une
maîtrise en administration des affaires, d'un baccalauréat en
sciences appliquées (génie) et d'un diplôme d'ingénieur.
Ces nominations internes clés renforcent l'efficacité de
la relève de la haute direction et consolident la stratégie
d'Enbridge en matière de développement et de promotion des talents
à l'interne.
RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE
2019
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le
bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les
rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de la
société comptabilisés conformément aux PCGR pour le premier
trimestre de 2019.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
2
072
|
1
156
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
020
|
126
|
Distribution de
gaz
|
662
|
636
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
124
|
109
|
Services
énergétiques
|
6
|
169
|
Éliminations et
divers
|
248
|
(279)
|
BAIIA
|
4
132
|
1
917
|
|
|
|
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires
|
1
891
|
445
|
|
|
|
Rentrées de trésorerie liées aux activités
d'exploitation
|
2
176
|
3
194
|
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, non récurrents et
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 ordinaire et des FTD avec leurs
équivalents les plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du
présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf
les montants par action)
|
|
|
Oléoducs
|
1
729
|
1 627
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
040
|
1 046
|
Distribution de
gaz
|
693
|
646
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
123
|
139
|
Services
énergétiques
|
176
|
22
|
Éliminations et
divers
|
8
|
(74)
|
BAIIA ajusté1,3
|
3
769
|
3 406
|
Investissements de
maintien
|
(179)
|
(165)
|
Charge
d'intérêts1
|
(684)
|
(652)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(158)
|
(75)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux
participations ne donnant pas le contrôle rachetables
|
(46)
|
(293)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice
des satellites1
|
94
|
63
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
(87)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les produits2
|
53
|
76
|
Autres ajustements hors
trésorerie
|
4
|
39
|
FTD3
|
2
758
|
2 312
|
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en
circulation
|
2
016
|
1 685
|
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
|
Un rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD se trouve
en annexe au présent communiqué.
|
Les FTD du premier trimestre de 2019 ont augmenté de
446 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de
2018. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à
l'autre se résument comme suit :
- Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable
au solide rendement commercial dans la plupart des secteurs
d'activité et à l'apport accru des nouveaux projets mis en service.
Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs, se
reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur
ci-après.
- Baisse des distributions aux participations ne donnant
pas le contrôle à la suite du rachat par Enbridge des titres
détenus par le public des entités détenues à titre de promoteur au
moyen d'opérations distinctes au quatrième trimestre de
2018.
- Hausse des distributions sur les titres de participation
des satellites en raison de la solide performance ainsi que de la
mise en service de nouvelles participations dans des
satellites.
Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui
suit :
- Hausse des coûts de financement attribuable à
l'augmentation de la dette ainsi qu'à l'émission d'actions
privilégiées et de titres hybrides depuis le premier trimestre de
2018, annulée en partie par la diminution de la charge d'intérêts
sur les remboursements de la dette effectués au second semestre de
2018.
- Accroissement des impôts exigibles, en partie en raison
de la hausse du bénéfice avant impôts généré par les secteurs en
exploitation.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf
les montants par action)
|
|
|
BAIIA
ajusté2
|
3
769
|
3 406
|
Amortissement
|
(840)
|
(824)
|
Charge
d'intérêts1
|
(668)
|
(622)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(488)
|
(256)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne donnant
pas le contrôle
rachetables1
|
(38)
|
(240)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
(89)
|
Bénéfice ajusté2
|
1
640
|
1 375
|
Bénéfice ajusté par action
ordinaire
|
0,81
|
0,82
|
1
|
Ces montants sont présentés déduction faite des
éléments d'ajustement.
|
2
|
Un rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice
ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 265 M$ au premier
trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018.
La croissance du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs
que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et
sur le BAIIA ajusté, lesquels sont expliqués à la rubrique Flux
de trésorerie distribuables. D'autres facteurs de variation
notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui
suit :
- Baisse du bénéfice attribuable aux participations ne
donnant pas le contrôle à la suite du rachat par Enbridge des
titres détenus par le public des entités détenues à titre de
promoteur au moyen d'opérations distinctes au quatrième trimestre
de 2018.
Ces facteurs ont été partiellement annulés par ce qui
suit :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison de la
mise en service de nouveaux actifs, déduction faite de la charge
d'amortissement qui n'est plus comptabilisée pour les actifs ayant
été classés comme détenus en vue de la vente ou ayant été vendus en
2018.
- Hausse de la charge d'impôts attribuable en partie à
l'accroissement du bénéfice avant impôts et à l'augmentation du
taux d'imposition effectif. L'augmentation d'une période à l'autre
du taux d'imposition effectif s'explique en partie par le rachat
des sociétés en commandite principales aux États‑Unis, Enbridge
Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP, ce
qui a donné lieu à l'imposition de la société sur la totalité
plutôt que sur sa quote‑part de leurs bénéfices.
Le bénéfice ajusté par action du premier trimestre de 2019
a diminué de 0,01 $ par rapport à celui du premier trimestre
de 2018. Par action, l'augmentation du bénéfice ajusté
susmentionnée a été atténuée par l'émission d'environ
297 millions d'actions ordinaires pour acquérir, dans le cadre
d'opérations distinctes, tous les titres en capitaux propres en
circulation des entités détenues à titre de promoteurs qu'Enbridge
ne détient pas en propriété véritable au quatrième trimestre
de 2018.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars
canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars
américains a été converti à un taux de change moyen plus élevé
entre le dollar américain et le dollar canadien au premier
trimestre de 2019 (1,33 $ CA/$ US) comparativement à
la période correspondante de 2018 (1,26 $ CA/$ US).
Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert par
le programme de gestion du risque financier qui s'applique à
l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
|
2018
|
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
|
|
Réseau
principal1
|
964
|
|
942
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
227
|
|
222
|
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
216
|
|
178
|
|
Autres2
|
322
|
|
285
|
|
BAIIA ajusté3
|
1
729
|
|
1 627
|
|
|
|
|
|
|
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers
de b/j)
|
|
|
|
|
Réseau principal -
volume hors Gretna4
|
2
717
|
|
2 625
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
751
|
|
1 629
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)6
|
4,15
|
$
|
4,07
|
$
|
1
|
Le réseau principal comprend le réseau principal au
Canada et le réseau de Lakehead, dont les résultats étaient
antérieurement comptabilisés séparément.
|
2
|
Le poste « Autres » comprend le pipeline
Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les
pipelines d'amenée et autres.
|
3
|
Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe
au présent communiqué.
|
4
|
Le débit du réseau principal représente les
livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit
les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de
l'Ouest canadien.
|
5
|
Les volumes visent la canalisation principale
d'Athabasca, la canalisation double d'Athabasca, le pipeline
Waupisoo et le pipeline Woodland et ne comprennent pas les
canalisations latérales du réseau régional des sables
bitumineux.
|
6
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure
partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ
45 % du total des produits du réseau principal et le taux de change
effectif moyen pour les résultats du tronçon canadien du réseau
principal pour le premier trimestre de 2019 était de 1,19 $ US
(1,25 $ US au premier trimestre
de 2018).
|
|
Les résultats du
tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion
des devises à l'instar des autres entreprises de la société
établies aux États‑Unis, dont les résultats sont convertis au taux
moyen sur le marché au comptant pour une période donnée.
L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie
couverte par le programme de gestion du risque financier qui
s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments
de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité
Éliminations et divers.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de
102 M$ pour le premier trimestre de 2019 par rapport au
trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de
performance d'un trimestre à l'autre se résument comme
suit :
- Apport accru du réseau principal au BAIIA principalement
en raison de la hausse du débit, découlant de l'offre élevée et du
maintien des initiatives d'optimisation du réseau. La hausse
du tarif international conjoint d'une période à l'autre a également
contribué à faire augmenter le BAIIA. Cette augmentation a été
annulée en partie par la baisse du taux de change sur les contrats
utilisés pour couvrir les produits du tronçon canadien du réseau
principal libellés en dollars américains.
- Apport accru du réseau régional des sables bitumineux
principalement en raison du BAIIA supplémentaire découlant de
l'acquisition de la canalisation latérale d'AOC au début
de 2019.
- Croissance de l'apport du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant de
l'augmentation des volumes au comptant pour les pipelines de
Flanagan Sud et Seaway en raison du
réacheminement de volumes vers la côte américaine du golfe du
Mexique à la suite d'arrêts d'exploitation de
raffineries.
- Augmentation dans l'unité Autres principalement
attribuable au débit élevé sur le réseau pipelinier
Bakken.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES
INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
US Gas
Transmission
|
718
|
650
|
Transport de gaz au
Canada1
|
215
|
281
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
52
|
82
|
Autres
|
55
|
33
|
BAIIA ajusté2
|
1
040
|
1 046
|
1
|
Le poste
« Transport de gaz au Canada » comprend Alliance
Pipeline, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés
séparément.
|
2
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a diminué de 6 M$ au premier trimestre de 2019
par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux
facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- BAIIA ajusté d'US Gas Transmission qui rend compte des
apports accrus des nouveaux pipelines mis en service vers la fin de
2018, y compris Valley Crossing.
- Activités de transport de gaz au Canada qui rendent compte de l'absence du
BAIIA de l'entreprise canadienne de collecte et de traitement de
gaz naturel assujettie à la réglementation provinciale, qui a été
vendue le 1er octobre 2018. La vente du reste des
actifs réglementés par l'Office devrait se conclure au milieu de
2019.
- BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États‑Unis
reflétant l'absence du BAIIA de Midcoast Operating, L.P., dont
la vente a eu lieu le
1er août 2018.
- Croissance du BAIIA ajusté du poste « Autres »
attribuable aux apports de Big Foot Oil et des gazoducs
extracôtiers.
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
642
|
573
|
Autres
|
51
|
73
|
BAIIA ajusté1
|
693
|
646
|
|
|
|
Données d'exploitation
|
|
|
EGI
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
719
|
669
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
3
722
|
3 677
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
Chiffres
réels
|
2
046
|
1 900
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence
de température normale4
|
1
922
|
1 920
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
2
|
Nombre de clients
actifs à la fin de la période de présentation.
|
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 situées dans la franchise de
distribution d'EGI.
|
4
|
Conformément à la
méthodologie approuvée par la CÉO.
|
Enbridge Gas Distribution (« EGD ») et Union Gas
(« UG ») ont fusionné le
1er janvier 2019. La société issue de la
fusion porte la dénomination Enbridge Gas Inc. (« EGI »).
À la suite de la fusion, les résultats financiers d'EGI rendent
compte du rendement cumulé des deux sociétés de services publics
remplacées.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus
élevé aux premier et quatrième trimestres en raison de la
consommation de volumes supérieurs durant la saison de chauffage et
moins élevé au troisième trimestre puisque les volumes sont
généralement inférieurs pendant l'été. L'ampleur des fluctuations
saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle
reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides
que la normale sur les volumes acheminés au cours d'un
trimestre donné.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a augmenté
de 47 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au
trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de
performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- Températures plus froides dans les zones de franchise
d'EGI au premier trimestre de 2019 donnant lieu à une
consommation accrue comparativement à 2018, ainsi que charges de
distribution accrues découlant d'augmentations des tarifs de
distribution et de l'accroissement de la clientèle, et absence du
partage des bénéfices qui avait été constaté au premier trimestre
de 2018 aux termes de l'ancienne structure de tarification en
fonction du rendement d'EGD.
- BAIIA ayant été avantagé d'environ 33 M$ par les
températures plus froides que la normale au premier trimestre de
2019 comparativement aux prévisions prises en compte dans les
tarifs.
PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE
RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
123
|
139
|
1
|
Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe
au présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production et transport
d'énergie renouvelable a diminué de 16 M$ au premier trimestre
de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les
principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont
résumés ci‑après :
- Ressources éoliennes plus faibles, principalement aux
parcs éoliens aux États‑Unis.
- Absence d'un règlement d'arbitrage favorable de
11 M$ découlant d'une demande d'indemnisation au premier
trimestre de 2018.
- Ces incidences ont été en partie annulées par l'apport au
BAIIA pour un trimestre complet du projet éolien extracôtier
Rampion et par le meilleur rendement d'exploitation de certains
parcs éoliens au Canada.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
176
|
22
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a
augmenté de 154 M$ au premier trimestre de 2019 par rapport au
trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de
performance d'un trimestre à l'autre se résument comme
suit :
- Augmentation de l'apport au BAIIA des installations de
pétrole brut du secteur Services énergétiques attribuable à
l'élargissement de certains différentiels d'emplacement et de
qualité au second semestre de 2018, ce qui a rehaussé les
possibilités de dégager les marges bénéficiaires réalisées au
premier trimestre de 2019.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
Exploitation et
administration
|
63
|
(32)
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(55)
|
(42)
|
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et
amortissement1
|
8
|
(74)
|
1
|
Un rapprochement
du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent
communiqué.
|
Les charges d'exploitation et d'administration
attribuables à cette unité englobent le coût des services
centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels),
déduction faite des montants recouvrés auprès d'unités
fonctionnelles pour la prestation de ces services. De
plus, comme il a déjà été précisé, le bénéfice libellé en dollars
américains de cette unité est converti aux taux de change moyens du
trimestre. L'effet de compensation des règlements effectués aux
termes du programme de couverture du change de la société est
constaté dans les résultats de cette unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a
augmenté de 82 M$ au premier trimestre de 2019 par
rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs
de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés
ci‑après :
- Recul des charges d'administration et d'exploitation en
2019, accentué par le moment du recouvrement de certaines charges
d'administration et d'exploitation attribuées aux secteurs
d'activité en 2018, dont la pondération a été plus lourde au second
semestre.
- Pertes plus élevées sur les règlements de couverture du
change attribuables aux montants couverts supérieurs et au
raffermissement du dollar américain au premier trimestre de 2019
(1,33 $) comparativement au premier trimestre de 2018
(1,26 $), ce qui a plus qu'annulé le taux de couverture
favorable au premier trimestre de 2019 (1,24 $) par rapport au
premier trimestre de 2018 (1,16 $).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une
webdiffusion le 10 mai 2019 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des
Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la
société et passer en revue les résultats financiers du premier
trimestre de 2019. Analystes, membres des médias et autres parties
intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais
le (877) 930-8043, ou le (253) 336-7522 en Amérique du Nord ou à
l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès
4987355#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à
l'adresse https://edge.media-server.com/m6/p/u7by2zc5. Elle sera
aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion,
et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les
24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une
semaine après sa diffusion en composant sans frais le (855)
859-2056, ou le (404) 537-3406 en Amérique du Nord ou à l'extérieur
de l'Amérique du Nord (code d'accès 4987355#).
Dans 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.
INFORMATION PROSPECTIVE
Le
présent communiqué renferme des informations prospectives, ou
énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la
société, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le
cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à
venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins.
Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi
de verbes comme « entrevoir », « s'attendre
à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui
suit : le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice
(la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e);
le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e) par action; les FTD ou les FTD par action prévus; les flux
de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des entreprises de
la société; la vigueur et la souplesse financières; les attentes
quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources
financières; les paramètres de crédit et le niveau de la dette par
rapport au BAIIA prévus; le coût du capital prévu et les coûts
prévus des projets annoncés et des projets en construction; les
dates prévues de mise en service des projets annoncés et des
projets en construction; les dépenses en immobilisations prévues;
les exigences de financement par capitaux propres prévues à l'égard
de notre programme de croissance garanti sur le plan commercial;
notre programme de remplacement de la canalisation 3 aux
États-Unis; les possibilités de croissance et d'expansion futures
prévues; la capacité prévue des coentrepreneurs de la société à
terminer et à financer les projets en construction; la conclusion
prévue et le moment prévu des acquisitions et des cessions;
les futures mesures que prendront les organismes de
réglementation; les prévisions en matière de prix des marchandises;
les prévisions en matière d'offre; les attentes quant à l'incidence
du regroupement d'Enbridge et de Spectra Energy Corp par voie de
fusion avec échange d'actions (l'« opération de
fusion »), y compris l'envergure, la
souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives
commerciales futures ainsi que la performance de la
société et les occasions de rationalisation
dans l'avenir de l'entreprise issue de la fusion; les
opérations réalisées en vue de simplifier notre structure
organisationnelle; le lancement envisagé d'un appel de soumissions
visant le réseau d'oléoducs principal; les discussions et les
dépôts de dossiers de droits de péage et de tarifs; la croissance
des dividendes et les versements prévus de dividendes; et les
attentes à l'égard de la concrétisation de notre plan stratégique
de 2018-2020.
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 liquides de gaz naturel
(« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole
brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; les
taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la disponibilité
et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la
fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les
organismes de réglementation; le maintien du soutien et de
l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de
la société; les dates prévues de mise en service; les conditions
météorologiques; la clôture et le moment des cessions; la
concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant
de l'opération de fusion; les lois gouvernementales; les
acquisitions et le calendrier s'y rapportant; la réussite des plans
d'intégration; l'incidence de notre politique de versement de
dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; les
notations; le financement des projets d'investissement; le BAIIA
prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice
(la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e)
par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les
FTD par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs.
Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de
pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie
renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes
pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base,
puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et
futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs,
les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une
incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires
dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les
niveaux de la demande pour les services de la société et le coût
des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les
énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la
corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible
de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une
ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en
particulier en ce qui concerne l'incidence de l'opération de fusion
sur la société, le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice
(la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) et
les montants connexes par action ou les dividendes futurs
estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux
énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux
projets en construction, y compris les dates estimatives
d'achèvement et les dépenses en immobilisations estimatives :
la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des
matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des
taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux;
l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence
des conditions météorologiques et l'approbation par les clients, le
gouvernement et les organismes de réglementation des calendriers de
construction et de mise en service et les régimes de
recouvrement des coûts.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à
des risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des
avantages et synergies prévus à la suite de l'opération de fusion,
du rendement de l'exploitation, des paramètres de la
réglementation, des modifications aux règlements régissant notre
entreprise, des acquisitions et des cessions, des opérations
réalisées en vue de simplifier notre structure organisationnelle,
de notre politique en matière de versement de dividendes, de
l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, du
renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de la
conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de
l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales
et aux taux d'imposition, des modifications aux accords
commerciaux, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des
marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la demande
des marchandises, notamment les risques et incertitudes dont il est
question dans le présent communiqué et dans d'autres documents
déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières
au Canada et aux
États-Unis. Il est impossible d'établir avec
précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques,
incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier
puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur
d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble
des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la
mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue
d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif
présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce
soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux
faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé
prospectif, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque
agissant au nom de la société, doit être expressément considéré
comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE
INC.
Enbridge Inc. (la « société ») est la
première société nord-américaine d'infrastructures énergétiques
dotée de plateformes commerciales stratégiques comprenant un réseau
étendu de pipelines de pétrole brut, de liquides et de gaz naturel,
des services publics réglementés de distribution de gaz naturel
ainsi que des installations de production d'énergie renouvelable.
La société livre en toute sécurité une moyenne quotidienne de 2,9
millions de barils de pétrole brut par l'entremise de son réseau
principal et de son pipeline Express. Ce volume représente environ
62 % des exportations de pétrole brut canadien aux États Unis. De
plus, en desservant les principaux bassins d'approvisionnement et
marchés, la société livre quelque 20 % de tout le gaz naturel
consommé aux États-Unis. Les services publics réglementés de la
société comptent environ 3,7 millions de clients de détail en
Ontario, au Québec et au
Nouveau-Brunswick. De plus, Enbridge détient des participations
dans des installations d'énergie renouvelable d'une capacité de
production nette de plus de 1 750 MW en Amérique du Nord et en
Europe. La société est inscrite à
l'édition des neuf dernières années du palmarès des 100 entreprises
les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde.
Les actions ordinaires de la société sont inscrites à la cote des
Bourses de Toronto et de
New York sous le symbole
ENB.
La raison d'être d'Enbridge, qui a pour slogan
« L'énergie, pour la vie », est d'alimenter la qualité de
vie des Nord-Américains. Pour un complément
d'information, consulter
www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le site Web
d'Enbridge ou y étant reliée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT
D'INFORMATION
|
|
|
Enbridge Inc. - Médias
|
|
Enbridge Inc. - Investisseurs
|
Jesse
Semko
|
|
Jonathan
Gould
|
Sans
frais :(888) 992-0997
|
|
Sans
frais :(800) 481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 23 avril 2019, notre conseil d'administration a
déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les
dividendes sont payables le 1er juin 2019 aux
actionnaires inscrits le 15 mai 2019.
|
Dividende
par action
|
|
Actions
ordinaires
|
0,73800 $
|
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375 $
|
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340 $
|
|
Actions privilégiées,
série C1
|
0,25395 $
|
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,27875 $
|
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306 $
|
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350 $
|
|
Actions privilégiées,
série J
|
0,30540 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série L
|
0,30993 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série N
|
0,31788 $
|
|
Actions privilégiées,
série P2
|
0,27369 $
|
|
Actions privilégiées,
série R
|
0,25000 $
|
|
Actions privilégiées,
série 1
|
0,37182 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,25000 $
|
|
Actions privilégiées,
série 53
|
0,33596 $
|
US
|
Actions privilégiées,
série 74
|
0,27806 $
|
|
Actions privilégiées,
série 9
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 11
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 13
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 15
|
0,27500 $
|
|
Actions privilégiées,
série 17
|
0,32188 $
|
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,30625 $
|
|
1
|
Le dividende trimestriel par action payé sur les
actions de série C a été réduit pour passer de 0,25459 $
à 0,25395 $ le 1er mars 2019, en raison
de la refixation du taux de dividende trimestriel après la date
d'émission des actions privilégiées
de série C.
|
2
|
Le dividende trimestriel par action payé sur les
actions de série P a été majoré pour passer de 0,25000 $
à 0,27369 $ le 1er mars 2019, en
raison de la refixation du taux de dividende annuel le
1er mars 2019 et tous les cinq ans par
la suite.
|
3
|
Le dividende trimestriel par action payé sur les
actions de série 5 a été majoré pour passer de
0,27500 $ US à 0,33596 $ US
le 1er mars 2019, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le 1er mars
2019 et tous les cinq ans par la suite.
|
4
|
Le dividende trimestriel par action payé sur les
actions de série 7 a été majoré pour passer de 0,27500 $
à 0,27806 $ le 1er mars 2019, en
raison de la refixation du taux de dividende annuel le
1er mars 2019 et tous les cinq ans par
la suite.
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au BAIIA
ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire
et aux FTD. La direction est d'avis que ces mesures
constituent des informations utiles pour les investisseurs et les
actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la
transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la
société.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors
exploitation des données sectorielles et consolidées.
La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir ses cibles
et évaluer la performance de la société et de ses secteurs
d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation pris en
compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels,
non récurrents ou hors exploitation relatifs à la charge
d'amortissement, à la charge d'intérêts, aux impôts sur les
bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux
participations ne donnant pas le contrôle rachetables sur une base
consolidée. La direction se sert du bénéfice ajusté
comme autre mesure de la capacité de la société de générer un
bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation avant l'incidence des
variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les
variations des passifs environnementaux), déduction faite des
distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux
participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des
dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de
maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels,
non récurrents ou hors exploitation. La direction se
sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour
établir ses cibles de versement de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières non conformes aux PCGR prospectives et des
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 non réalisés liés à la juste
valeur d'instruments financiers dérivés touchée par les variations
du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de
fournir un rapprochement des mesures financières prospectives non
conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.
Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont
des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes
des principes comptables généralement reconnus des États-Unis («
PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures
conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces
mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature
présentées par d'autres émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des
mesures non conformes aux PCGR et des mesures conformes aux PCGR
comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON
CONFORMES AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE
AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
2
072
|
1 156
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
020
|
126
|
Distribution de
gaz
|
662
|
636
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
124
|
109
|
Services
énergétiques
|
6
|
169
|
Éliminations et
divers
|
248
|
(279)
|
BAIIA
|
4
132
|
1 917
|
Amortissement
|
(840)
|
(824)
|
Charge
d'intérêts
|
(685)
|
(656)
|
(Charge) recouvrement
d'impôts
|
(584)
|
73
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(37)
|
24
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
(89)
|
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires
|
1
891
|
445
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf
les montants par action)
|
|
|
Oléoducs
|
1
729
|
1 627
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
040
|
1 046
|
Distribution de
gaz
|
693
|
646
|
Production et transport
d'énergie renouvelable
|
123
|
139
|
Services
énergétiques
|
176
|
22
|
Éliminations et
divers
|
8
|
(74)
|
BAIIA ajusté
|
3
769
|
3 406
|
Amortissement
|
(840)
|
(824)
|
Charge
d'intérêts
|
(668)
|
(622)
|
Impôts sur les
bénéfices
|
(488)
|
(256)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne donnant
pas le contrôle rachetables
|
(38)
|
(240)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
(89)
|
Bénéfice ajusté
|
1
640
|
1 375
|
Bénéfice ajusté par action
ordinaire
|
0,81
|
0,82
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf
les montants par action)
|
|
|
BAIIA
|
4
132
|
1 917
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(436)
|
277
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs
|
-
|
1 057
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et de restructuration
|
44
|
97
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
-
|
33
|
Autres
|
29
|
25
|
Total des éléments
d'ajustement
|
(363)
|
1 489
|
BAIIA ajusté
|
3
769
|
3 406
|
Amortissement
|
(840)
|
(824)
|
Charge
d'intérêts
|
(685)
|
(656)
|
(Charge) recouvrement
d'impôts
|
(584)
|
73
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(37)
|
24
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
(89)
|
Éléments d'ajustement à
l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Charge
d'intérêt
|
17
|
34
|
Impôts sur les
bénéfices
|
96
|
(329)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle et participations ne donnant
pas le contrôle rachetables
|
(1)
|
(264)
|
Bénéfice ajusté
|
1
640
|
1 375
|
Bénéfice ajusté par action
ordinaire
|
0,81
|
0,82
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA
AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1
729
|
1 627
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
343
|
(298)
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs - actif détenu en vue
de la vente
|
-
|
(144)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et de restructuration
|
-
|
(26)
|
Autres
|
-
|
(3)
|
Total des
ajustements
|
343
|
(471)
|
BAIIA
|
2
072
|
1 156
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES
INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
1
040
|
1 046
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
-
|
6
|
Perte découlant de la
réduction de valeur d'actifs - secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
-
|
(913)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et de restructuration
|
-
|
(7)
|
Autres
|
(20)
|
(6)
|
Total des
ajustements
|
(20)
|
(920)
|
BAIIA
|
1
020
|
126
|
DISTRIBUTION DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
693
|
646
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
4
|
1
|
Ajustement à la
quote-part du bénéfice des satellites de Noverco Inc.
|
-
|
(9)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et de restructuration
|
(35)
|
(2)
|
Total des
ajustements
|
(31)
|
(10)
|
BAIIA
|
662
|
636
|
PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE
RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
123
|
139
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
1
|
3
|
Perte de valeur
d'actifs de satellites
|
-
|
(33)
|
Total des
ajustements
|
1
|
(30)
|
BAIIA
|
124
|
109
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté
|
176
|
22
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(164)
|
147
|
Réduction de valeur
des stocks en fonction du coût ou de la valeur
de marché, selon le moins élevé des deux montants
|
(6)
|
-
|
Total des
ajustements
|
(170)
|
147
|
BAIIA
|
6
|
169
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
8
|
(74)
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
252
|
(136)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et de restructuration
|
(9)
|
(62)
|
Autres
|
(3)
|
(7)
|
Total des
ajustements
|
240
|
(205)
|
Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et
amortissement
|
248
|
(279)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES
MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2019
|
2018
|
(non audités, en millions de dollars
canadiens)
|
|
|
Rentrées de trésorerie
liées aux activités d'exploitation
|
2
176
|
3 194
|
Montant ajusté pour les
variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
|
667
|
(622)
|
|
2
843
|
2 572
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle et aux
participations ne donnant pas le contrôle
rachetables
|
(46)
|
(293)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(95)
|
(87)
|
Investissements de
maintien2
|
(179)
|
(165)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les produits3
|
53
|
76
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts
de transition et de restructuration
|
44
|
132
|
Distributions
provenant des participations dans des satellites en
excédent des bénéfices cumulatifs4
|
61
|
57
|
Autres
éléments
|
77
|
20
|
FTD
|
2
758
|
2 312
|
1
|
Variations des actifs et des passifs d'exploitation,
déduction faite des recouvrements.
|
2
|
Les investissements de maintien représentent les
dépenses en immobilisations 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.