CALGARY, AB, le 5 nov. 2021 /CNW/ - Enbridge Inc.
(« Enbridge » ou la « société »)
(TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui
ses résultats financiers pour le troisième trimestre de 2021,
a confirmé ses perspectives financières pour 2021 et a présenté un compte
rendu trimestriel.
Points saillants
(Tous les montants sont non
audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication
contraire.)
- Bénéfice conforme aux PCGR de 682 M$ ou 0,34 $ par action
ordinaire au troisième trimestre, comparativement à un bénéfice
conforme aux PCGR de 990 M$ ou 0,49 $ par action ordinaire en
2020
- Bénéfice ajusté de 1,2 G$ ou 0,59 $ par action ordinaire,
comparativement à 1,0 G$ ou 0,48 $ par action ordinaire en
2020
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement («
BAIIA ») de 3,3 G$, comparativement à 3,0 G$ en 2020
- Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de
2,2 G$, comparativement à 2,3 G$ en 2020
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2,3 G$ ou 1,13 $
par action ordinaire, comparativement à 2,1 G$ ou 1,03 $ par action
ordinaire en 2020
- Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 13,9 G$ à 14,3
G$ pour le BAIIA et de 4,70 $ à 5,00 $ pour les FTD par action pour
l'ensemble de l'exercice 2021
- Achèvement et mise en service du projet de remplacement de la
canalisation 3 aux États-Unis pour procurer un approvisionnement
sécuritaire et fiable de pétrole brut de l'Ouest canadien
- Mise en service du prolongement de l'accès vers le sud
(canalisation 61) pour porter la capacité à 1,2 million de barils
par jour (« Mb/j »)
- Acquisition de la plus importante installation d'exportation de
pétrole brut de l'Amérique du Nord située près de Corpus Christi, au Texas, contribuant de manière appréciable à la
stratégie d'exportation d'Enbridge vers la côte américaine du golfe
du Mexique
- Mise en service des dernières phases dans le cadre des projets
d'agrandissement du réseau T-South et de Spruce Ridge, qui
facilitent l'approvisionnement essentiel en gaz naturel pour
répondre à la demande sur la côte Ouest
- Achèvement des projets Appalachia to Market et de prolongement
de Middlesex, qui élargissent
l'accès du Nord-Est des États Unis à un approvisionnement fiable en
gaz naturel
- Mise en place d'une équipe d'experts sur les nouvelles énergies
pour promouvoir les possibilités d'infrastructures à faible
émission de carbone à l'échelle des quatre plateformes de
distribution d'énergie d'Enbridge
- Mise en service d'une installation de mélange d'hydrogène vert
à l'échelle industrielle pour injecter de l'hydrogène dans les flux
de gaz naturel pour les clients d'Enbridge Gas
- Travaux de construction de trois projets éoliens extracôtiers
en France, représentant une
capacité de production d'énergie renouvelable brute d'environ 1,4
GW se déroulant conformément à l'échéancier
- Annonce d'un partenariat avec Vanguard Renewables prévoyant
l'aménagement de huit installations de gaz naturel renouvelable («
GNR ») aux États-Unis, le long des réseaux de transport de gaz
naturel d'Enbridge
- Conclusion d'un protocole d'entente avec Shell en vue du
développement, en Amérique du Nord, de solutions énergétiques à
faible émission de carbone axées sur l'hydrogène, les énergies
renouvelables et le captage du carbone
- Exécution du programme de financement en 2021 par le truchement
d'émissions de titres d'une valeur de 4,8 G$ sur les marchés
américain et canadien des titres de créance, y compris des
obligations liées à la durabilité de 1,1 G$
au Canada
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Al Monaco, président et chef de
la direction, a formulé les commentaires suivants :
« Le retour de la demande mondiale d'énergie à sa tendance
prépandémique, conjuguée à un sous-investissement dans l'énergie
classique et à la hausse récente des prix mondiaux de l'énergie,
souligne l'importance d'un approvisionnement énergétique abordable,
fiable et sûr pour les consommateurs et notre bien-être social.
Nous croyons que le développement durable des importantes
ressources énergétiques de l'Amérique du Nord est essentiel pour
répondre aux besoins énergétiques mondiaux et aux objectifs de
réduction des émissions de la société. L'énergie que nous
transportons revêt une importance critique pour alimenter la
qualité de vie en Amérique du Nord et à l'échelle mondiale pendant
de nombreuses décennies à venir.
« Enbridge renforce ses liens avec les marchés mondiaux et
fait la transition vers des solutions à faible émission de carbone.
Au cours des deux dernières décennies, nous avons considérablement
accru nos activités liées au gaz naturel et nos connexions aux
marchés du gaz naturel liquéfié, nous avons étendu notre plateforme
de pétrole brut à la côte américaine du golfe du Mexique et nos
exportations par voie maritime, et nous avons bâti une entreprise
d'énergies renouvelables de calibre mondial. Aujourd'hui, nous
tirons parti de ces plateformes pour faire des investissements
disciplinés dans l'hydrogène, le GNR et les possibilités de captage
du carbone ainsi que pour prolonger la croissance à long terme et
renforcer notre résilience.
« Nous avons pour objectif d'être un fournisseur de services
d'infrastructures énergétiques différencié pour nos clients en
étant un chef de file de notre secteur en matière d'environnement,
de société et de gouvernance. En septembre, nous avons tenu notre
premier forum sur les facteurs ESG, qui a explicité notre
engagement à fournir de l'énergie en toute sécurité, à réduire nos
émissions et à diversifier notre main-d'œuvre. Depuis 2018, nous
avons réduit nos émissions de portée 1 de 32 % et nos émissions de
portée 2 de 14 %; nous avons par ailleurs réalisé des améliorations
continues en matière de diversité à tous les échelons de
l'entreprise. En outre, pour nous assurer de continuer à respecter
nos engagements, nous avons lié nos objectifs à la rémunération à
l'échelle de l'entreprise et à plus de 3 G$ en financement lié à la
durabilité jusqu'à maintenant.
« Au troisième trimestre, l'entreprise a enregistré de
solides résultats opérationnels et financiers dans ses quatre
secteurs d'activité. Notre modèle d'entreprise à faible risque
continue de générer des résultats prévisibles, et l'exécution de
nos priorités stratégiques favorise une solide croissance des flux
de trésorerie et du résultat par action.
« Dans le secteur Oléoducs, nous avons achevé le tronçon du
Minnesota dans le cadre du projet
de remplacement de la canalisation 3. Nous pouvons ainsi
mettre en exploitation ce pipeline à la fine pointe afin de
procurer des approvisionnements énergétiques sécuritaires et
fiables. Nous sommes très fiers de la relation de confiance que
nous avons établie avec les collectivités et les nations et groupes
autochtones le long de l'emprise au Canada et aux États-Unis dans le cadre de
ce projet.
« Au cours du trimestre, nous avons fait l'acquisition du
terminal Ingleside Energy Center, l'installation d'exportation de
pétrole brut la plus importante en Amérique du Nord. Ce
terminal, dont la structure de coûts bassin-eau est la plus basse,
est situé à proximité des réserves du Permien de classe mondiale.
Il revêtira une importance critique pour permettre à l'Amérique
du Nord de tirer parti de son avantage énergétique.
L'opération devrait rehausser immédiatement les flux de trésorerie
par action tout en maintenant notre solide bilan et notre
souplesse financière.
« Cet investissement est un excellent exemple de la façon
dont nous voulons nous différencier à titre de fournisseur de
services pour nos clients. En nous engageant à investir dans
l'énergie solaire colocalisée, nous réduirons à zéro les émissions
de portée 1 et 2 de l'installation et nous contribuerons
à la réduction des émissions de portée 3.
« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons continué à faire
progresser l'exécution de notre programme d'investissement garanti
à l'échelle de l'Amérique du Nord. Notre programme de modernisation
pluriannuel se déroule comme prévu, et nous avons mis en
exploitation les projets Appalachia to Market et de prolongement de
Middlesex, qui assureront un accès
essentiel aux approvisionnements en gaz naturel en
Nouvelle-Angleterre pour la prochaine saison de chauffage. En
Colombie-Britannique, nos projets d'expansion progressent bien. Le
projet T South de 1,0 G$ et les dernières phases du projet Spruce
Ridge de 0,5 G$ sont entrés en exploitation.
« L'entreprise de distribution de gaz naturel est sur la
bonne voie pour ajouter 45 000 clients en 2021 et
faire progresser les programmes d'expansion communautaire dans
l'ensemble du réseau. Cette entreprise continue également de nous
offrir une occasion unique de développer des solutions à faible
émission de carbone dans le cadre de notre modèle commercial à
faible risque. Nous avons maintenant mis en service notre première
installation pilote de mélange d'hydrogène pour desservir les
clients de notre service public et nous avons amorcé la
construction de notre septième projet de GNR. Ces projets
démontrent l'importance de nos actifs classiques pour la transition
vers une économie plus sobre en carbone.
« Notre entreprise d'énergie renouvelable progresse bien
dans l'aménagement de trois projets éoliens extracôtiers en
France. Ces parcs éoliens
produiront suffisamment d'énergie renouvelable pour alimenter plus
d'un million de foyers. En Amérique du Nord, quatre autres projets
d'énergie solaire autonome sont en construction le long de nos
oléoducs. Ils contribueront à réduire davantage
nos émissions.
« En septembre, nous avons annoncé la mise en place d'une
équipe d'experts sur les nouvelles énergies pour tirer parti de nos
succès en matière d'investissements dans les énergies renouvelables
et à faible émission de carbone. Cette équipe a pour mission de
faire progresser nos stratégies à faible émission de carbone et nos
capacités différenciées de livraison d'énergie à l'échelle de
toutes nos entreprises. En outre, nous travaillons en partenariat
avec des sociétés chefs de file de la production d'énergie à faible
émission de carbone pour jumeler leurs technologies à nos capacités
existantes en matière d'infrastructures énergétiques.
« Nous sommes sur la bonne voie pour mettre en service en
2021 des infrastructures d'une valeur de plus de 10 G$. Ce
capital, ainsi que la croissance intrinsèque de chacune de nos
entreprises, entraînera une croissance significative des flux de
trésorerie disponibles, sans compter une capacité d'investissement
annuelle d'environ 5 à 6 G$ à redéployer dans nos
entreprises. Chacune des plateformes de premier ordre de la société
dispose d'importantes occasions de croissance interne tant pour les
actifs classiques que pour les secteurs à faible émission de
carbone. Le déploiement rigoureux des capitaux demeure notre
priorité et les nouveaux projets de croissance se mesureront aux
occasions d'affectation des capitaux.
« Nous présenterons notre plan triennal, y compris nos
prévisions financières pour 2022, à l'occasion de notre conférence
annuelle à l'intention des investisseurs, qui aura lieu le
7 décembre. Les dirigeants de l'entreprise expliqueront
comment chacune de nos entreprises est positionnée pour profiter
d'une croissance interne dans les secteurs de l'énergie classique
et de l'énergie à faible émission de carbone et comment notre
approche d'investissement rigoureuse continuera de maximiser la
valeur actionnariale.
« Pour Enbridge, 2021 continue d'être un exercice
charnière. Nous avons réitéré nos objectifs pour l'ensemble de
l'exercice 2021 quant au BAIIA et aux FTD par action. Nous
sommes en bonne position pour la transition énergétique et les
occasions qui s'offriront à nous en 2022
et dans les années à venir, et nous en
sommes ravis. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers des trimestres et des périodes de neuf
mois clos les 30 septembre 2021 et 2020 sont résumés dans
le tableau ci-après :
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
|
2020
|
|
|
2021
|
|
2020
|
|
(non audité,
en millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR
|
682
|
|
990
|
|
|
3
976
|
|
1 208
|
|
Bénéfice
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
0,34
|
|
0,49
|
|
|
1,97
|
|
0,60
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
163
|
|
2 302
|
|
|
6
954
|
|
7 527
|
|
BAIIA ajusté1
|
3
269
|
|
2 997
|
|
|
10
314
|
|
10 072
|
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
184
|
|
961
|
|
|
4
175
|
|
3 762
|
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,59
|
|
0,48
|
|
|
2,06
|
|
1,86
|
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
290
|
|
2 088
|
|
|
7
554
|
|
7 231
|
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
024
|
|
2 021
|
|
|
2
023
|
|
2 020
|
|
1
|
Mesures financières
non conformes aux PCGR. Les tableaux présentant le
rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du bénéfice
ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables
sont joints en annexe au présent communiqué.
|
Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
conforme aux PCGR a diminué de 308 M$, ou 0,15 $ par
action, au troisième trimestre de 2021, par rapport à la
période correspondante de 2020.
La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable
aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit
l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou de
facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau
présentant le rapprochement qui est joint à l'annexe A du
présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion
du troisième trimestre déposé de concert avec les états financiers
du troisième trimestre pour un commentaire détaillé sur les
résultats financiers conformes aux PCGR.
Au troisième trimestre de 2021, le bénéfice ajusté a augmenté de
223 M$, ou 0,11 $ par action, principalement en raison de
l'incidence nette des facteurs d'exploitation commentés ci-après
ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court
terme et de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar
américain sur la conversion de la charge d'intérêts libellée en
dollars américains.
Au troisième trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a augmenté de
272 M$ comparativement à la période correspondante de 2020, ce qui
s'explique principalement par le raffermissement de la demande
d'énergie, alors que les économies continuent de se rétablir des
incidences de la pandémie de COVID-19, ce facteur ayant été
contrebalancé par l'effet de l'affaiblissement du dollar américain,
qui influe négativement sur la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains de la société. Le taux de change moyen entre le
dollar américain et le dollar canadien a baissé d'environ 5 % pour
passer de 1,33 $ au troisième trimestre de 2020 à 1,26 $ au
troisième trimestre de 2021. Le programme de gestion des risques
financiers à l'échelle de l'entreprise d'Enbridge a atténué
partiellement l'incidence de l'affaiblissement du dollar américain
par le truchement du programme de couverture du change de la
société.
Les FTD du troisième trimestre, à 2,3 G$, ont augmenté de
202 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020,
principalement en raison de l'incidence des facteurs d'exploitation
commentés ci-dessus ainsi que des dépenses d'investissement de
maintien liées aux services publics en 2021
et de la charge d'intérêts moins élevée, ainsi qu'il est
commenté ci-dessus.
Ces facteurs sont commentés plus en détail à la rubrique Flux
de trésorerie distribuables.
La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après présente
l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse
des résultats.
SITUATION FINANCIÈRE
La société prévoit que sa situation financière demeurera solide
d'ici la fin de 2021, ce qui est conforme avec sa fourchette cible
de 4,5 fois à 5,0 fois pour son ratio dette/BAIIA. Sa
situation financière devrait se renforcer davantage en 2022 lorsque
seront réalisés les apports au BAIIA annualisé d'environ 14 G$
des projets d'investissement et des acquisitions d'actifs menés à
bien en 2021 et qu'aura lieu la
clôture de la vente de Noverco pour 1,1 G$, prévue vers la fin
de 2021 ou au début de 2022.
À ce jour, Enbridge a achevé son programme de financement à la
suite de l'émission, depuis le 1er juillet 2021, de
titres de créance d'une valeur de près de 4,8 G$ à des taux
favorables sur les marchés américain et canadien des titres de
créance. Ces émissions satisfont pleinement aux exigences du
programme de financement de 2021 de la société, qui comprennent le
financement de l'acquisition, réalisée après la fin
du trimestre, de Moda Midstream Operating LLC englobant
le terminal Ingleside Energy Center et les actifs pipeliniers et
logistiques associés.
Au nombre des opérations de financement réalisées au troisième
trimestre, notons l'émission de 1,1 G$ sur le marché canadien
de billets de premier rang liés à la durabilité de 12 ans qui
sont directement liés aux objectifs ESG de la société.
Cumulée à l'émission de billets de premier rang de
1,0 G$ US et de l'émission d'une facilité de crédit de
1,0 G$ plus tôt en 2021, cette émission porte les
opérations de financement liées à la durabilité d'Enbridge à près
de 3,3 G$, ce qui témoigne de l'engagement continu la société
au leadership en matière de critères ESG.
Le produit de ces émissions a servi principalement à rembourser
la dette, à financer partiellement des projets d'investissement et
à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.
PERSPECTIVES FINANCIÈRES
Pour l'ensemble de l'exercice 2021, la société prévoit un BAIIA
et des FTD se situant à l'intérieur des fourchettes prévisionnelles
précédemment établies, soit respectivement de 13,9 G$ à
14,3 G$ et de 4,70 $ à 5,00 $ par action.
Le BAIIA de chacun des quatre secteurs d'activité de la société
a profité du solide rendement d'exploitation au cours des neuf
premiers mois de 2021, qui devrait se maintenir au quatrième
trimestre. Par ailleurs, l'achèvement au cours du troisième
trimestre du projet de remplacement de la canalisation 3, du
programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South,
du projet Spruce Ridge, de l'acquisition de Moda, décrite en détail
ci-après, et de plusieurs autres projets d'investissement de
moindre envergure devrait se traduire par des apports accrus au
BAIIA au quatrième trimestre et en 2022. Néanmoins, ces
facteurs favorables ont subi, et devraient continuer de subir, le
contrecoup de l'affaiblissement du dollar américain (déduction
faite des couvertures de change), des températures supérieures à la
normale on Ontario, qui se
répercutent sur le secteur Distribution et stockage de gaz, et de
l'apport négatif du secteur Services énergétiques, qui continue de
connaître un rétrécissement des différentiels d'emplacement et de
qualité, ainsi que des situations de déport de prix pour
les marchandises.
Les FTD devraient profiter des coûts de financement globaux plus
faibles résultant de taux d'intérêt à court terme avantageux et de
l'incidence favorable de l'affaiblissement de la devise américaine
sur la charge d'intérêts libellée en dollars américains, d'une
réduction des impôts en trésorerie en raison principalement du
recours accru aux comptes fiscaux existants pour diminuer le
bénéfice imposable aux États-Unis ainsi que des investissements de
maintien légèrement inférieurs aux prévisions dans le secteur
Distribution et stockage de gaz.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE
GARANTIS
Le programme d'investissement de croissance garanti de la
société, qui s'élève à environ 17 G$, est bien diversifié dans
ses quatre entreprises et s'appuie, aux termes de contrats, sur un
cadre commercial en accord avec son modèle commercial à faible
risque axé sur les pipelines et les services publics. Les dépenses
en immobilisations engagées jusqu'à maintenant pour l'ensemble du
programme d'investissement garanti s'élèvent à environ 10 G$
et un montant d'environ 7 G$ sera
engagé ultérieurement.
Enbridge est sur la bonne voie pour mettre en service des
projets d'investissement d'une valeur d'environ 10 G$ en 2021.
Ils devraient générer une croissance appréciable du BAIIA et des
flux de trésorerie disponibles en 2022. Depuis le
1er juillet 2021, Enbridge a mis en service des
projets d'investissement d'une valeur d'environ 8 G$. Ces
projets sont les suivants :
- le tronçon américain de 4,0 G$ US du projet de remplacement de
la canalisation 3 et le prolongement connexe de l'accès vers le sud
de 0,5 G$ US qui fera passer la capacité à 1,2 million de barils
par jour (« Mb/j »);
- le programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South
de 1,0 G$ et le projet Spruce Ridge de 0,5 G$ qui rehaussent la
capacité de B.C. Pipeline;
- les projets associés Appalachia to Market et de prolongement
Middlesex de 0,1 G$ US, qui
assurent un approvisionnement fiable en gaz naturel dans le
Nord-Est des États Unis..
De plus, Enbridge poursuit l'exécution de son programme
pluriannuel de modernisation de 2,1 G$ US du secteur
Transport de gaz et services intermédiaires et est en voie
d'obtenir 45 000 nouveaux clients au sein du secteur
Distribution et stockage de gaz en 2021, y compris les dépenses en
immobilisations connexes.
Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, la
construction des trois projets éoliens extracôtiers en France précédemment annoncés, Saint-Nazaire, Fécamp et Calvados, se déroule
conformément à l'échéancier, et leur mise en service est prévue
entre la fin de 2022 et 2024. Ensemble, ces projets fourniront
une capacité de production de 1,4 GW (capacité nette de
0,3 GW) en France, soit un
volume suffisant pour alimenter en énergie renouvelable plus
d'un million de foyers.
Projet de remplacement de la canalisation 3 et
prolongement de l'accès vers le sud
Le tronçon américain du projet de remplacement de la
canalisation 3 a été mis en service le
1er octobre 2021. Il s'agissait de la dernière
étape du projet de remplacement dans son ensemble, de Hardisty, en Alberta, à Superior, au Wisconsin, permettant de porter sa capacité à
760 kb/j. Ce projet rehausse à long terme l'exploitation
sécuritaire et fiable du réseau principal d'Enbridge, qui fournit
la charge d'alimentation essentielle pour répondre à la demande des
raffineries canadiennes et américaines.
Au cours des neuf premiers mois de 2021, Enbridge a perçu des
droits supplémentaires partiels de 0,20 $ US le baril sur
le tronçon canadien du projet de remplacement de la
canalisation 3, entré en exploitation vers la fin de 2019. Le
1er octobre 2021, les droits supplémentaires totaux
de 0,935 $ US le baril, qui comprennent un supplément de
réception au terminal de 0,04 $ US le baril, sont entrés
en vigueur. Compte tenu de la hausse des droits supplémentaires et
du rétablissement de la capacité, le projet devrait faire augmenter
le BAIIA de 200 M$ au quatrième trimestre de 2021 et générer une croissance appréciable des
flux de trésorerie en 2022 et par la suite.
De plus, la société a mis en service le prolongement de l'accès
vers le sud (canalisation 61), qui prend son origine au terminal du
réseau de Superior d'Enbridge, au Wisconsin pour aboutir au terminal de
Flanagan, en Illinois. Ce
prolongement augmente la capacité du réseau d'accès au sud
d'environ 200 milliers de barils par jour (« kb/j ») pour la porter
à 1,2 Mb/j et assure un accès au marché pour les volumes
supplémentaires transportés sur le réseau principal à la suite de
l'achèvement du projet de remplacement de la canalisation 3.
Après l'achèvement du projet de remplacement de la
canalisation 3 et du prolongement de l'accès vers le sud, de
concert avec les mesures d'optimisation du réseau déjà en place, la
société prévoit que la capacité annuelle moyenne du réseau
principal hors Gretna sera
d'environ 3,1 Mb/j et que le débit moyen au quatrième
trimestre s'établira à près de 2,95 Mb/j.
AUTRES ACTUALITÉS
Changements au sein du conseil d'administration
Enbridge a annoncé aujourd'hui que son conseil d'administration
avait nommé Gaurdie Banister et Jane Rowe à titre
d'administrateurs d'Enbridge, avec prise d'effet le 4 novembre
2021.
De plus, le 1er novembre 2021, M. Marcel R. Coutu et Mme V.
Maureen Kempston Darkes ont avisé
Enbridge de leur intention de démissionner du conseil
d'administration de la société, avec prise d'effet le
1er novembre 2021. Ni la décision de M. Coutu ni celle
de Mme Kempston Darkes de quitter le conseil
d'administration ne découle d'un désaccord concernant les
activités, les politiques ou les pratiques de la société.
« Au nom du conseil d'administration d'Enbridge, je suis très
heureux d'accueillir Gaurdie et Jane au sein du conseil d'Enbridge.
Ils ont tous deux une grande expérience des affaires et seront
d'excellents atouts pour notre conseil. Nous nous réjouissons de
leur contribution à venir. Par la même occasion, nous tenons à
remercier Marcel et Maureen pour leurs précieux services et leur
contribution à Enbridge au fil des ans », a déclaré Greg Ebel, président du conseil d'administration
d'Enbridge.
Oléoducs
Contrats visant le réseau principal
L'audience sur les contrats visant le réseau principal devant la
Régie canadienne de l'énergie (la « Régie ») a pris fin
au cours du trimestre. La Régie procède actuellement à l'examen du
dossier élaboré tout au long du processus de réglementation et a
indiqué qu'elle rendra sa décision en novembre de
cette année.
L'entente de tarification concurrentielle (« ETC »)
actuellement en vigueur a pris fin le 30 juin 2021 et,
conformément à ses modalités, les droits alors en vigueur ont été
maintenus de façon provisoire à compter du 1er juillet
2021, sous réserve de leur établissement définitif et
remboursement, le cas échéant. Compte tenu de la mise en service du
tronçon américain du projet de remplacement de la
canalisation 3, ces droits provisoires ont été révisés le
1er octobre 2021 pour inclure les droits
supplémentaires totaux de 0,935 $ US le baril, qui
comprennent un supplément de réception au terminal
de 0,04 $ US.
Acquisition de Moda
Le 12 octobre 2021, Enbridge a conclu l'acquisition
antérieurement annoncée de Moda Midstream Operating LLC en
contrepartie de 3,0 G$ US. L'acquisition comprenait un droit
d'exploitation de 100 % du terminal Ingleside Energy Centre, le
plus important terminal d'exportation de pétrole brut en Amérique
du Nord, situé près de Corpus
Christi, au Texas. Ce
terminal à la fine pointe est constitué de 15,3 millions de barils
de stockage, et la totalité des barils font l'objet de contrats
d'achat ferme à long terme et un volume de 1,6 Mb/j de capacité
d'exportation s'appuie sur des contrats à long terme de prise
obligatoire de 925 kb/j.
En outre, Enbridge a acquis une participation de 20 % dans
le pipeline Cactus II d'une capacité de 670 kb/j, un
droit d'exploitation de 100 % dans le pipeline Viola d'une
capacité de 300 kb/j et une participation de 100 % dans
le terminal Taft d'une capacité de 350 kb/j. De concert avec
le terminal Ingleside Energy Center, ces pipelines et installations
de stockage procurent une plateforme d'exportation de pétrole brut
léger entièrement intégrée.
Cette acquisition fait progresser de façon importante la
stratégie d'exportation vers la côte américaine du golfe du Mexique
d'Enbridge et assure une connectivité aux réserves de longue durée
à faible coût dans le bassin permien et la formation d'Eagle Ford.
Les actifs acquis devraient accroître immédiatement et fortement
les FTD et le bénéfice par action et entraîner des occasions de
croissance interne à l'appui des perspectives de croissance
d'Enbridge après 2023.
Transport de gaz et services intermédiaires
Mise à jour sur la réglementation
La stratégie de réglementation de la société exige la
présentation périodique de dossiers tarifaires pour assurer un
rendement juste et raisonnable du capital investi dans ses réseaux
essentiels de distribution d'énergie.
Le 10 septembre 2021, la Federal Energy Regulatory
Commission (« FERC ») a approuvé un sommaire de
stipulation et d'entente déposé relativement au dossier tarifaire
déposé pour East Tennessee en
vertu de l'article 4 le 30 juin 2020. Sur une base
annualisée, ce règlement devrait se traduire par un apport
supplémentaire au BAIIA d'environ 10 M$ US.
Au cours du trimestre, Enbridge a déposé, pour le réseau Texas
Eastern, un dossier tarifaire en vertu de l'article 4 compte
tenu de la croissance de la base tarifaire et de l'augmentation du
coût du service, principalement en raison de la modernisation du
réseau ainsi que des investissements en matière de sécurité et de
fiabilité. La FERC a accepté le dépôt, permettant ainsi que les
hausses tarifaires demandées entrent en vigueur après une période
de suspension de 5 mois, sous réserve d'un remboursement. Les
négociations avec les expéditeurs devraient commencer au
début de 2022.
Activités de distribution et de stockage de gaz
Mélange de gaz naturel à l'hydrogène
Le 1er octobre 2021, la première installation de
mélange d'hydrogène vert à grande échelle d'Enbridge a été mise en
service à Markham, en Ontario, ajoutant à concurrence de 2 %
d'hydrogène en volume dans les flux gazeux pour
3 600 clients. Ce projet pourrait contribuer à éviter
jusqu'à 120 tCO2e par année et ouvrir la voie à un
tel mélange à l'échelle du réseau de distribution de gaz
en Ontario.
En outre, Enbridge poursuit le développement d'une deuxième
installation de mélange d'hydrogène vert à Gatineau, au Québec, dans le cadre d'un
partenariat avec Evolugen. Cette installation pourrait mélanger à
concurrence de 15 % d'hydrogène en volume pour
43 000 clients et pourrait contribuer à éviter jusqu'à
15 000 de tCO2e annuellement.
Développement du GNR
La société a annoncé son septième projet de GNR, situé dans la
Ville de Toronto à l'installation
de gestion des déchets solides de la route Disco. Cette
installation produira du GNR à partir des déchets biodégradables
recueillis dans le cadre du programme des bacs verts de la Ville de
Toronto et injectés dans le réseau
de distribution de gaz naturel d'Enbridge Gas Inc. pour réduire les
émissions de CO2 liées au gaz naturel. Le projet devrait
entrer en service en 2023.
Enbridge élabore de 10 à 15 autres projets de façon
indépendante dans sa zone de franchise, et à l'échelle du
Canada dans le cadre de
partenariats avec Comcor Technologies et
Walker Industries.
Production d'énergie verte
Mise en place de l'équipe d'experts sur les nouvelles
énergies et autres partenariats
Au cours du troisième trimestre, Enbridge a annoncé la création
d'une équipe d'experts ayant pour mandat de promouvoir les
possibilités d'infrastructures à faible émission de carbone à
l'échelle des entreprises de livraison d'énergie de la société.
L'équipe tirera parti des premiers investissements d'Enbridge dans
le GNR, l'hydrogène et le captage, l'utilisation et le stockage du
carbone (« CUSC »), ainsi que d'autres technologies à
faible émission de carbone.
La société a annoncé un protocole d'entente avec Shell pour
élaborer des solutions énergétiques à faible émission de carbone
partout en Amérique du Nord en tirant parti de la vaste expérience,
des actifs complémentaires et de l'engagement des deux entreprises
à l'égard du leadership ESG. Enbridge et Shell examineront les
possibilités de collaboration pour la production potentielle
d'hydrogène vert et bleu, la production d'énergie renouvelable en
rassemblant leurs forces et les possibilités de CUSC qui, à l'heure
actuelle, excluent le marché albertain étant donné les divers
projets déjà en cours d'élaboration.
Enbridge a aussi annoncé un partenariat avec Vanguard
Renewables, un chef de file américain de la mise au point
d'infrastructures de GNR. Dans le cadre de ce partenariat, Vanguard
Renewables construira et exploitera jusqu'à huit digesteurs dans le
Nord-Est des États-Unis et le Midwest américain avec une production
d'environ 2 milliards de pieds cubes par année de GNR
provenant de déchets alimentaires et agricoles. Enbridge investira
à concurrence de 100 M$ dans la valorisation du GNR, les
actifs de transport et les services de marketing, tirant parti de
ses vastes actifs d'infrastructures énergétiques et ses capacités
connexes. Ce partenariat positionne Enbridge comme partenaire de
choix pour les futurs projets de développement de GNR à déchets
mixtes.
RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE
DE 2021
Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les flux de
trésorerie provenant des activités d'exploitation de la société
comptabilisés conformément aux PCGR pour le troisième trimestre
de 2021.
BAIIA PAR SECTEUR ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT
DES ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
673
|
2 090
|
5
756
|
5 280
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
884
|
334
|
2
725
|
230
|
Distribution et
stockage de gaz
|
282
|
298
|
1
374
|
1 285
|
Production d'énergie
renouvelable
|
91
|
93
|
362
|
376
|
Services
énergétiques
|
(204)
|
(34)
|
(379)
|
(12)
|
Éliminations et
divers
|
(121)
|
207
|
191
|
(498)
|
BAIIA
|
2
605
|
2 988
|
10
029
|
6 661
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
682
|
990
|
3
976
|
1 208
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
163
|
2 302
|
6
954
|
7 527
|
Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le
bénéfice, le BAIIA par secteur et les flux de trésorerie provenant
des activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR
pour en exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres
facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction et aux
investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance
de la société d'une période à l'autre en fonction de la
normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de
la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont
présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA,
du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté,
du bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les
plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du
présent communiqué.
FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
898
|
1 732
|
5
623
|
5 395
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
986
|
945
|
2
928
|
3 017
|
Distribution et
stockage de gaz
|
296
|
315
|
1
403
|
1 330
|
Production d'énergie
renouvelable
|
89
|
93
|
356
|
361
|
Services
énergétiques
|
(116)
|
(110)
|
(277)
|
(37)
|
Éliminations et
divers
|
116
|
22
|
281
|
6
|
BAIIA ajusté1, 3
|
3
269
|
2 997
|
10
314
|
10 072
|
Investissements de
maintien
|
(142)
|
(256)
|
(412)
|
(595)
|
Charge
d'intérêts1
|
(665)
|
(721)
|
(1
977)
|
(2 141)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(89)
|
(83)
|
(210)
|
(325)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle1
|
(66)
|
(68)
|
(207)
|
(232)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part
du bénéfice des satellites1
|
52
|
197
|
248
|
479
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(94)
|
(274)
|
(284)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
23
|
118
|
74
|
250
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
--
|
(2)
|
(2)
|
7
|
FTD3
|
2
290
|
2 088
|
7
554
|
7 231
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires
en circulation
|
2
024
|
2 021
|
2
023
|
2 020
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
|
3
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Les FTD du troisième trimestre de 2021 ont augmenté de
202 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant
de 2020, en raison principalement des facteurs d'exploitation
mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur
et de ce qui suit :
- Diminution des investissements de maintien du secteur
Distribution et stockage de gaz, en raison de l'échéancier des
décaissements.
- Diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt
moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que de
l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur
la conversion des paiements d'intérêts sur la dette libellée en
dollars américains.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui suit
:
- Diminution des distributions en trésorerie de l'excédent sur la
quote-part du bénéfice des satellites en raison principalement de
la hausse de la quote-part du bénéfice de certains satellites
(comptabilisé dans le BAIIA ajusté) pour lesquels les distributions
en trésorerie correspondantes n'ont pas augmenté au cours du
trimestre.
- Réduction des encaissements non comptabilisés dans les
produits, en raison principalement du recours par les expéditeurs,
au troisième trimestre de 2021 mais non au troisième trimestre de
2020, de contrats d'achat ferme visant certains actifs contenant
des dispositions de droits de rattrapage qui permettent d'inclure
les produits dans le BAIIA ajusté.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
3
269
|
2 997
|
10
314
|
10 072
|
Amortissement
|
(944)
|
(935)
|
(2
805)
|
(2 766)
|
Charge
d'intérêts2
|
(654)
|
(708)
|
(1
941)
|
(2 099)
|
Impôts sur les
bénéfices2
|
(355)
|
(278)
|
(1
023)
|
(1 133)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle2
|
(34)
|
(21)
|
(90)
|
(28)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(98)
|
(94)
|
(280)
|
(284)
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
184
|
961
|
4
175
|
3 762
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,59
|
0,48
|
2,06
|
1,86
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté sont présentés
en annexe au présent communiqué.
|
2
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments
d'ajustement.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 223 M$ et le bénéfice
ajusté par action a progressé de 0,11 $ par rapport au
troisième trimestre de 2020. La hausse du bénéfice ajusté est
attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence
sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, ainsi
qu'il est expliqué à la rubrique BAIIA ajusté par secteur
ci-après, de même qu'à la diminution de la charge d'intérêts en
raison des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court
terme et à l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar
américain sur la conversion des paiements d'intérêts sur la dette
libellée en dollars américains.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens.
Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains,
principalement dans les secteurs Oléoducs et Transport de gaz et
services intermédiaires, a été converti à un taux de change moyen
entre le dollar américain et le dollar canadien au troisième
trimestre de 2021 (1,26 $ CA/$ US) inférieur à
celui de la période correspondante de 2020
(1,33 $ CA/$ US).
Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert
par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à
l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture
compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations
et divers.
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal
|
1
083
|
|
994
|
|
3
264
|
|
3 070
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
225
|
|
195
|
|
693
|
|
605
|
|
Réseau de la côte
américaine du golfe du Mexique
et du milieu du continent
|
252
|
|
213
|
|
702
|
|
714
|
|
Autres1
|
338
|
|
330
|
|
964
|
|
1 006
|
|
BAIIA ajusté2
|
1
898
|
|
1 732
|
|
5
623
|
|
5 395
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Réseau
principal - volume hors Gretna3
|
2
673
|
|
2 555
|
|
2
680
|
|
2 612
|
|
Réseau régional des
sables bitumineux4
|
1
899
|
|
1 399
|
|
1
911
|
|
1 549
|
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)5
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
4,27
|
$
|
4,23
|
$
|
Droits
supplémentaires au titre de l'entente de tarification
concurrentielle5
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
0,26
|
$
|
0,19
|
$
|
Droits
supplémentaires provisoires pour la canalisation 3 au
Canada5,6
|
0,20
|
$
|
0,20
|
$
|
0,20
|
$
|
0,20
|
$
|
1
|
Le poste
« Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le
réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée
et autres.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
3
|
Le débit du réseau
principal représente les livraisons sur le réseau principal hors
Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans
l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
|
4
|
Les volumes visent
le pipeline d'Athabasca, le pipeline Waupisoo, le pipeline Woodland
et le réseau Wood Buffalo, et ne comprennent pas les canalisations
latérales du réseau régional des sables bitumineux.
|
5
|
Les droits repères
aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars
américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du
réseau principal de la société est couvert en majeure partie. Le
tronçon canadien du réseau principal représente environ 55 %
du total des produits du réseau principal et le taux de change
effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal était
de 1,26 $ CA/$ US pour le troisième trimestre
de 2021 (1,20 $ CA/$ US pour le troisième
trimestre de 2020).
|
|
Les résultats du
tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion
des devises à l'instar des autres entreprises de la société
établies aux États-Unis, dont les résultats sont convertis au taux
moyen sur le marché au comptant pour une période donnée.
L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie
couverte par le programme de gestion du risque financier qui
s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments
de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité
Éliminations et divers.
|
6
|
Droits
supplémentaires provisoires pour le tronçon canadien du projet de
remplacement de la canalisation 3, mis en service le
1er décembre 2019. Les droits supplémentaires
provisoires ont été remplacés par les droits supplémentaires totaux
sur le remplacement de la canalisation 3 à compter du
1er octobre 2021 à la suite de l'achèvement du
tronçon américain du projet de remplacement de la
canalisation 3.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 166 M$
par rapport au troisième trimestre de 2020, principalement en
raison des facteurs suivants :
- Augmentation du débit du réseau principal par rapport au
troisième trimestre de 2020 découlant du raffermissement de la
demande de pétrole brut et des produits connexes, alors que
s'estompent les incidences de la pandémie de COVID-19, et taux de
couverture du change plus élevé (1,26 $ CA en 2021, contre 1,20 $
CA en 2020) sur les couvertures utilisées pour gérer le risque de
change sur les produits du réseau principal au Canada libellés en dollars américains.
- Débit supérieur sur le réseau régional des sables bitumineux en
raison de l'atténuation des incidences de la pandémie de COVID-19
et de l'achèvement du projet d'expansion du pipeline Woodland en juin 2021.
- Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du
golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout du
débit supérieur sur le réseau pipelinier de pétrole brut
Seaway.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui
suit :
- Baisse du débit sur le pipeline Flanagan Sud, qui se reflète dans le réseau de
la côte américaine du golfe du Mexique et du centre du continent,
en raison de la forte demande des raffineries de la zone PADD II,
ce qui réduit les volumes pouvant être acheminés vers la côte
américaine du golfe du Mexique.
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement
compensée par les profits réalisés par l'unité Éliminations et
divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier
qui s'applique à l'échelle de la société.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
Transport de gaz aux États-Unis
|
732
|
762
|
2
235
|
2 417
|
Transport de gaz au Canada
|
130
|
111
|
412
|
354
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
85
|
36
|
169
|
116
|
Autres
|
39
|
36
|
112
|
130
|
BAIIA ajusté1
|
986
|
945
|
2
928
|
3 017
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires a augmenté de 41 M$ par rapport au troisième
trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui
suit :
- Apport supérieur au secteur Transport de gaz aux
États-Unis de la phase III du projet
Atlantic Bridge, dont la mise en service a été communiquée à la
FERC en janvier 2021, et hausse des
produits des activités ordinaires en raison de l'absence de
restrictions liées à la pression auxquelles le réseau Texas Eastern
était assujetti en 2020.
- Plus grand apport du secteur Transport de gaz au Canada en raison du calendrier des charges
d'exploitation et d'administration.
- Apport accru des services intermédiaires aux États-Unis en
raison de l'augmentation du prix des marchandises dont ont profité
les coentreprises Aux Sable et DCP
Midstream d'Enbridge.
Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui
suit :
- Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en
dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le
dollar américain et le dollar canadien se répercutant
principalement sur les résultats du secteur Transport de gaz et
services intermédiaires aux États-Unis, qui a été partiellement
compensée par les profits réalisés dans l'unité Éliminations et
divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier
qui s'applique à l'échelle de la société.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30
septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Enbridge
Gas Inc. (« EGI »)
|
294
|
327
|
1
317
|
1 286
|
Autres
|
2
|
(12)
|
86
|
44
|
BAIIA ajusté1
|
296
|
315
|
1
403
|
1 330
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
|
EGI
|
|
|
|
|
Volumes (en
milliards de pieds cubes)
|
302
|
297
|
1
383
|
1
286
|
Nombre de clients
actifs2 (en millions)
|
|
|
3,8
|
3,8
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
|
|
Chiffres
réels
|
61
|
90
|
2
350
|
2
423
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de températures
normales4
|
94
|
94
|
2
538
|
2
533
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
2
|
Le nombre de clients
actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à
la fin de la période visée.
|
3
|
Les degrés-jours de
chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement
plus élevé au premier et au quatrième trimestre en raison de la
demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage.
L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un
exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures
plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes
acheminés. Le poste « Autres » tient compte des apports
de Noverco. L'opération de vente de Noverco devrait être conclue
vers la fin de 2021 ou au début de 2022.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a
diminué de 19 M$ par rapport au troisième trimestre
de 2020, principalement en raison du calendrier des dépenses
d'exploitation. Cette diminution a été partiellement contrebalancée
par la hausse des produits tirés de la distribution découlant de
l'augmentation des tarifs annuels et de l'élargissement de la
clientèle.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
89
|
93
|
356
|
361
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a
diminué de 4 M$ comparativement au troisième trimestre
de 2020, ce qui s'explique avant tout par la diminution des
ressources éoliennes aux centrales éoliennes au Canada, contrée en partie par la baisse des
coûts de réparation à certaines installations éoliennes
aux États-Unis.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
(116)
|
(110)
|
(277)
|
(37)
|
1 Des
tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de
6 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020. Une
importante compression des différentiels d'emplacement et de
qualité sur certains marchés se maintient et les occasions de
stockage sont réduites en 2021 en raison d'un marché en déport. Ces
conditions ont donné lieu à de moindres possibilités de dégager des
marges de transport rentables à l'égard des installations pour
lesquelles les Services énergétiques ont des obligations de
capacité.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30
septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Recouvrement de frais
d'exploitation et d'administration
|
66
|
58
|
153
|
166
|
Gains (pertes)
réalisés sur le règlement de couvertures de change
|
50
|
(36)
|
128
|
(160)
|
BAIIA
ajusté1
|
116
|
22
|
281
|
6
|
1 Des
tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe
au présent communiqué.
|
Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour
cette unité reflète le coût des services centralisés
(y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte
tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour
la prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été
précisé, le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité
est converti aux taux de change moyens du trimestre. L'effet de
compensation des règlements effectués aux termes du programme de
couverture de change de la société est constaté dans les résultats
de cette unité.
Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de
94 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020, en
raison des gains de change réalisés en 2021, comparativement aux
pertes de change réalisées en 2020, attribuables à la baisse du
taux de change moyen du dollar américain, qui s'est établi à
1,26 $ au troisième trimestre de 2021 (1,33 $ au
troisième trimestre de 2020) alors que le taux de couverture
s'est établi à 1,32 $ au troisième trimestre de 2021
(1,29 $ au troisième trimestre de 2020).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 5 novembre 2021 à 9 h, heure de l'Est (7 h,
heure des Rocheuses), pour faire le point sur la
situation globale de la société et passer en revue les
résultats financiers du troisième trimestre de 2021.
Analystes, membres des médias et autres parties intéressées
qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le
(833) 233-4460, ou le (647) 689-4543 en
Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique
du Nord ainsi que le code d'identification 9798691.
La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse
https://event.on24.com/wcc/r/3402404/9DF8A3A8FCEFF35C5F575413CA0478CB. Nous
recommandons aux participants de composer le numéro ou de se
joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue.
Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa
conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le
site Web environ 24 heures plus tard. On pourra
entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa
diffusion en composant sans frais le (800) 585-8367, ou
le (416) 621-4642 en Amérique du Nord ou à
l'extérieur de l'Amérique du Nord
(code d'identification 9798691).
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 3 novembre 2021, le conseil d'administration de la
société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous
les dividendes sont payables le
1er décembre 2021 aux actionnaires inscrits le
15 novembre 2021.
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
0,83500
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,16081
|
$
|
Actions privilégiées,
série D
|
0,27875
|
$
|
Actions privilégiées,
série F
|
0,29306
|
$
|
Actions privilégiées,
série H
|
0,27350
|
$
|
Actions privilégiées,
série J
|
0,30540
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série L
|
0,30993
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série N
|
0,31788
|
$
|
Actions privilégiées,
série P
|
0,27369
|
$
|
Actions privilégiées,
série R
|
0,25456
|
$
|
Actions privilégiées,
série 1
|
0,37182
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 3
|
0,23356
|
$
|
Actions privilégiées,
série 5
|
0,33596
|
$ US
|
Actions privilégiées,
série 7
|
0,27806
|
$
|
Actions privilégiées,
série 9
|
0,25606
|
$
|
Actions privilégiées,
série 11
|
0,24613
|
$
|
Actions privilégiées,
série 13
|
0,19019
|
$
|
Actions privilégiées,
série 15
|
0,18644
|
$
|
Actions privilégiées,
série 17
|
0,32188
|
$
|
Actions privilégiées,
série 19
|
0,30625
|
$
|
1
|
Le dividende
trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3 %
et passera de 0,81 $ à 0,835 $ à compter du
1er mars 2021.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été majoré pour passer de 0,15349 $ à 0,15501 $
le 1er mars 2021, majoré pour passer de
0,15501 $ à 0,15753 $ le
1er juin 2021 et majoré pour passer de
0,15753 $ à 0,16081 $ le 1er septembre
2021, en raison de la refixation du taux de dividende trimestriel
après la date d'émission des actions privilégiées
de série C.
|
INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives,
ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des
renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés
affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction
des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces
renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins.
Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi
de verbes comme « entrevoir », « s'attendre
à », « projeter », « estimer »,
« prévoir », « planifier »,
« viser », « cibler », « croire » et
autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de
résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et
ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou
des déclarations prospectives ayant trait notamment à
ce qui suit : la vision et la stratégie
d'entreprise d'Enbridge; les prévisions financières pour 2021;
les cibles de réduction de l'intensité énergétique et des
émissions; l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz
naturel, de liquides de gaz naturel, de gaz naturel liquéfié et
d'énergie renouvelable et les prix prévus pour ces derniers;
l'utilisation prévue de nos actifs existants, y compris le
débit sur le réseau principal; le BAIIA prévu et le
BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le
bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD
par action prévus; les flux de trésorerie futurs
prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la
vigueur et la souplesse financières et la capacité
d'investissement; les priorités en matière de répartition du
capital; les attentes quant aux sources de liquidités et à la
suffisance des ressources financières; les dates de mise en service
et les coûts prévus des projets annoncés et en construction ainsi
que les coûts prévus d'entretien; les possibilités de croissance et
d'expansion futures prévues; les avantages prévus des opérations
conclues; et les futures mesures et décisions prévues que
prendront les organismes de réglementation et les tribunaux, de
même que leur moment et leur incidence; les discussions sur
les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre,
y compris les contrats conclus pour le réseau
principal.
Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis
d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles
à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés
pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à
venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en
ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature,
ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent
compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus,
ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte
que les résultats réels, les niveaux d'activité et les
réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou
sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses
importantes visent notamment : la pandémie de COVID-19
ainsi que sa durée et son incidence; l'offre et la demande prévues
de pétrole brut, de gaz naturel, des liquides de gaz naturel
(« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole
brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; la
transition énergétique; l'utilisation prévue de nos actifs
existants; les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la
disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux
de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations par
les clients et les organismes de réglementation; le maintien du
soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour
les projets de la société; les dates prévues de mise en service;
les conditions météorologiques; les réductions prévues
des frais d'exploitation; la clôture et le moment des
acquisitions et des cessions; la concrétisation des avantages et
des synergies anticipés découlant d'opérations et de projets; les
lois gouvernementales; les litiges; l'incidence de la politique de
versement de dividendes de la société sur ses
flux de trésorerie futurs; les notations; le financement
des projets d'investissement; le programme de couverture; le BAIIA
prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte)
prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la
perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu
par action; les flux de trésorerie futurs prévus et
les FTD et les FTD par action futurs prévus; et les dividendes
futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la
demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et
d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont
importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles
constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur
les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la
société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation, les taux
d'intérêt et la pandémie de COVID-19 ont une incidence sur le
contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la
société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande
pour les services de la société et le coût des intrants et sont par
conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs.
En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces
facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec
certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces
hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui
concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice
(la perte) prévu, le bénéfice (la perte) ajusté prévu,
les FTD prévus et les montants connexes par action et les
dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus
pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux
projets annoncés et aux projets en construction, y compris les
dates estimatives d'achèvement et les dépenses
d'investissement estimatives : la disponibilité et le
prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction;
l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts
de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt
sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions
météorologiques; l'approbation par les clients, le gouvernement et
les organismes de réglementation des calendriers de construction et
de mise en service et les régimes de recouvrement des coûts;
et la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et
son incidence.
Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des
risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages
et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de
l'exécution réussie de nos priorités stratégiques, du rendement de
l'exploitation, de la politique de la société en matière de
versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des
modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la
société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres
opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à
ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions
météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de
la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées
aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux
accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change,
des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la
demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment
les risques et incertitudes dont il est question dans le présent
document et dans d'autres documents déposés par la société auprès
des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible
d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces
risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif
particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action
futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de
l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre.
Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est
pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé
prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou
autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments
d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce
soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à
Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être
expressément considéré comme visé par la présente mise
en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés
d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en
toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité
de vie des gens. Nos principales entreprises
englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du
pétrole brut produit en
Amérique du Nord, le secteur
Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine
environ 20 % du gaz naturel consommé
aux États-Unis ainsi que le secteur Distribution
et stockage de gaz, qui dessert près
de 3,8 millions de clients du marché de
détail en Ontario et au Québec, et
le secteur Production d'énergie renouvelable, qui détient
une capacité de production
d'environ 1 766 mégawatts
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent
communiqué ni n'en fait partie.
PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT
D'INFORMATION
|
|
Enbridge Inc. - Médias
|
|
Enbridge Inc. -
Investisseurs
|
Jesse
Semko
|
|
Jonathan
Morgan
|
Sans frais :
(888) 992-0997
|
|
Sans frais :
(800) 481-2804
|
Courriel :
media@enbridge.com
|
|
Courriel :
investor.relations@enbridge.com
|
ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR
Le présent communiqué renferme des références au
BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté
par action ordinaire et aux FTD. La direction est
d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les
investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent
à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la
performance de la société.
Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour
exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation des données sectorielles et consolidées.
La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir
ses cibles et évaluer la performance de la société et de ses
secteurs d'exploitation.
Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux
porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les
facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que
les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors
exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la
charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux
participations ne donnant pas le contrôle sur une base consolidée.
La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de
la capacité de la société de générer un bénéfice.
Les FTD sont définis comme étant les flux
de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant
l'incidence des variations des actifs et des passifs d'exploitation
(y compris les variations des passifs environnementaux),
déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas
le contrôle, des dividendes sur les actions privilégiées et
des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour
les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs
hors exploitation. La direction se sert des FTD pour
évaluer la performance de la société et pour établir ses cibles de
versement de dividendes.
Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières non conformes aux PCGR prospectives
avec les mesures conformes aux PCGR comparables en raison de
la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de
certains éléments, plus particulièrement en ce qui a
trait à certains passifs éventuels et aux gains et pertes hors
trésorerie latents liés à la juste valeur d'instruments financiers
dérivés touchés par les variations du marché. Par conséquent,
il n'est pas possible de fournir un rapprochement des
mesures financières prospectives non conformes aux PCGR
sans effort déraisonnable.
Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont
des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux
termes des principes comptables généralement reconnus
des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne
sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR
des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient
être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres
émetteurs.
Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures
non conformes aux PCGR avec les mesures conformes
aux PCGR comparables.
ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ
BÉNÉFICE CONSOLIDÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
673
|
2 090
|
5
756
|
5 280
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
884
|
334
|
2
725
|
230
|
Distribution et
stockage de gaz
|
282
|
298
|
1
374
|
1 285
|
Production d'énergie
renouvelable
|
91
|
93
|
362
|
376
|
Services
énergétiques
|
(204)
|
(34)
|
(379)
|
(12)
|
Éliminations et
divers
|
(121)
|
207
|
191
|
(498)
|
BAIIA
|
2
605
|
2 988
|
10
029
|
6 661
|
Amortissement
|
(944)
|
(935)
|
(2
805)
|
(2 766)
|
Charge
d'intérêts
|
(648)
|
(718)
|
(1
923)
|
(2 105)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(199)
|
(231)
|
(952)
|
(273)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant
pas le contrôle
|
(34)
|
(20)
|
(93)
|
(25)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(98)
|
(94)
|
(280)
|
(284)
|
Bénéfice
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
682
|
990
|
3
976
|
1 208
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
Oléoducs
|
1
898
|
1 732
|
5
623
|
5 395
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
986
|
945
|
2
928
|
3 017
|
Distribution et
stockage de gaz
|
296
|
315
|
1
403
|
1 330
|
Production d'énergie
renouvelable
|
89
|
93
|
356
|
361
|
Services
énergétiques
|
(116)
|
(110)
|
(277)
|
(37)
|
Éliminations et
divers
|
116
|
22
|
281
|
6
|
BAIIA ajusté
|
3
269
|
2 997
|
10
314
|
10 072
|
Amortissement
|
(944)
|
(935)
|
(2
805)
|
(2 766)
|
Charge
d'intérêts
|
(654)
|
(708)
|
(1
941)
|
(2 099)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(355)
|
(278)
|
(1
023)
|
(1 133)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant
pas le contrôle
|
(34)
|
(21)
|
(90)
|
(28)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(98)
|
(94)
|
(280)
|
(284)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
184
|
961
|
4
175
|
3 762
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,59
|
0,48
|
2,06
|
1,86
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30
septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
|
|
BAIIA
|
2
605
|
2 988
|
10
029
|
6 661
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés -
taux de change
|
436
|
(569)
|
(85)
|
201
|
Variation (du gain) de
la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés -
prix des marchandises
|
88
|
(73)
|
102
|
(24)
|
Perte de valeur des
satellites
|
111
|
615
|
111
|
2 351
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites
|
--
|
--
|
--
|
324
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
--
|
159
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
34
|
24
|
106
|
303
|
Autres
|
(5)
|
12
|
51
|
97
|
Total des éléments
d'ajustement
|
664
|
9
|
285
|
3 411
|
BAIIA
ajusté
|
3
269
|
2 997
|
10
314
|
10 072
|
Amortissement
|
(944)
|
(935)
|
(2
805)
|
(2 766)
|
Charge
d'intérêts
|
(648)
|
(718)
|
(1
923)
|
(2 105)
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(199)
|
(231)
|
(952)
|
(273)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
(34)
|
(20)
|
(93)
|
(25)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(98)
|
(94)
|
(280)
|
(284)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
(6)
|
10
|
(18)
|
6
|
Charge d'impôts sur
les bénéfices
|
(156)
|
(47)
|
(71)
|
(860)
|
Bénéfice attribuable
aux participations ne donnant pas le contrôle
|
--
|
(1)
|
3
|
(3)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
184
|
961
|
4
175
|
3 762
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,59
|
0,48
|
2,06
|
1,86
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
898
|
1 732
|
5
623
|
5 395
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(222)
|
360
|
84
|
(90)
|
Règlement d'impôts
fonciers
|
--
|
--
|
57
|
--
|
Perte de valeur
d'actifs
|
--
|
--
|
--
|
(13)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et de restructuration
|
(3)
|
(2)
|
(8)
|
(9)
|
Autres
|
--
|
--
|
--
|
(3)
|
Total des
ajustements
|
(225)
|
358
|
133
|
(115)
|
BAIIA
|
1
673
|
2 090
|
5
756
|
5 280
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
986
|
945
|
2
928
|
3 017
|
Perte de valeur des
satellites
|
(111)
|
(615)
|
(111)
|
(2 351)
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition
des satellites
|
--
|
--
|
--
|
(324)
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
--
|
--
|
--
|
(159)
|
Ajustement de la
quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream,
LLC
|
(38)
|
(5)
|
(104)
|
26
|
Autres
|
47
|
9
|
12
|
21
|
Total des
ajustements
|
(102)
|
(611)
|
(203)
|
(2 787)
|
BAIIA
|
884
|
334
|
2
725
|
230
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
296
|
315
|
1
403
|
1 330
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments
dérivés
|
(2)
|
11
|
12
|
2
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et
de restructuration
|
(10)
|
(20)
|
(38)
|
(35)
|
Autres
|
(2)
|
(8)
|
(3)
|
(12)
|
Total des
ajustements
|
(14)
|
(17)
|
(29)
|
(45)
|
BAIIA
|
282
|
298
|
1
374
|
1 285
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
89
|
93
|
356
|
361
|
Variation du gain
latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
--
|
6
|
2
|
Cession - actifs de
transport de la LRMA
|
--
|
--
|
--
|
13
|
Total des
ajustements
|
2
|
--
|
6
|
15
|
BAIIA
|
91
|
93
|
362
|
376
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
(116)
|
(110)
|
(277)
|
(37)
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(88)
|
73
|
(102)
|
24
|
Ajustement des stocks,
montant net
|
--
|
3
|
--
|
1
|
Total des
ajustements
|
(88)
|
76
|
(102)
|
25
|
BAIIA
|
(204)
|
(34)
|
(379)
|
(12)
|
|
|
|
|
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30 septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
116
|
22
|
281
|
6
|
Variation du gain (de
la perte) latent lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(214)
|
198
|
(17)
|
(115)
|
Variation de
l'obligation de garantie de la société
|
--
|
--
|
--
|
(74)
|
Perte de valeur de
placements
|
--
|
--
|
--
|
(43)
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et
de restructuration
|
(21)
|
(2)
|
(60)
|
(259)
|
Autres
|
(2)
|
(11)
|
(13)
|
(13)
|
Total des
ajustements
|
(237)
|
185
|
(90)
|
(504)
|
BAIIA
|
(121)
|
207
|
191
|
(498)
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FLUX
DE TRÉSORERIE PROVENANT DES ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
ET FTD
|
Trimestres clos
les
30 septembre
|
Périodes de neuf
mois
closes les 30
septembre
|
|
2021
|
2020
|
2021
|
2020
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
provenant des activités d'exploitation
|
2
163
|
2 302
|
6
954
|
7 527
|
Montant ajusté pour
les variations des actifs
et des passifs d'exploitation1
|
443
|
(110)
|
1
068
|
(213)
|
|
2
606
|
2 192
|
8
022
|
7 314
|
Distributions aux
participations ne donnant pas
le contrôle2
|
(66)
|
(68)
|
(207)
|
(232)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(92)
|
(94)
|
(274)
|
(284)
|
Investissements de
maintien3
|
(142)
|
(256)
|
(412)
|
(595)
|
Éléments d'ajustement
importants à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
|
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits4
|
23
|
118
|
74
|
250
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition
et
de restructuration
|
36
|
25
|
108
|
304
|
Distributions
provenant des participations dans
des satellites en excédent des bénéfices
cumulatifs2
|
52
|
159
|
297
|
412
|
Autres éléments
|
(127)
|
12
|
(54)
|
62
|
FTD
|
2
290
|
2 088
|
7
554
|
7 231
|
|
|
|
|
|
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 représentent les dépenses
d'investissement requises pour le soutien et l'entretien du réseau
de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les
fonctions de service des biens existants (y compris le
remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de
vie utile). Aux fins des FTD, les investissements de maintien
excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des
biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux
actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits
ou les fonctions de service des biens existants.
|
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.