CALGARY, le 7 mai 2020 /CNW/ -
Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société »)
(TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les
résultats financiers du premier trimestre de 2020 et a présenté un compte rendu
trimestriel.
Points saillants des résultats du premier trimestre de
2020
(Tous les montants sont non audités et sont en
dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)
- Perte conforme aux PCGR de 1 429 M$ ou 0,71 $
par action ordinaire au premier trimestre, comparativement à un
bénéfice conforme aux PCGR de 1 891 M$ ou 0,94 $ par
action ordinaire en 2019, chiffre qui rend compte de certains
facteurs inhabituels ou peu fréquents, y compris la perte de valeur
hors trésorerie du placement de la société dans DCP Midstream
de 1 736 M$ et les pertes hors trésorerie non réalisées
de 1 956 M$ liées à la juste valeur d'instruments
dérivés
- Bénéfice ajusté de 1 668 M$ ou 0,83 $ par action
ordinaire pour le premier trimestre de 2020, comparativement à
1 640 M$ ou 0,81 $ par action ordinaire en 2019
- Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
(« BAIIA ») de 3 763 M$, comparativement à
3 769 M$ en 2019
- Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de
2 809 M$, comparativement à 2 176 M$ en
2019
- Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de
2 706 M$, comparativement à 2 758 M$
en 2019
- Confirmation des objectifs financiers pour 2020 visant des FTD
par action se situant entre 4,50 $ et 4,80 $
- Émission de titres de créance à terme d'un montant de 4 G$
à des taux favorables et ajout de facilités de crédit engagées de
3 G$ pour porter les liquidités disponibles à 14 G$
- Approbation par la Federal Energy Regulatory Commission
(« FERC ») du règlement incontesté du dossier tarifaire
de Texas Eastern Transmission, LP (« Texas
Eastern ») à l'issue d'un accord avec les clients
- Report de dépenses en immobilisations au titre du programme de
croissance garanti d'environ 1 G$ planifiées pour 2020 pour tenir
compte de calendriers d'exécution retravaillés à la lumière de la
COVID-19.
- Réduction des frais d'exploitation d'au moins 300 M$, y
compris des réductions de la rémunération des membres de la haute
direction et du conseil d'administration pour favoriser davantage
la résilience de l'entreprise
- Ordonnance officielle rendue par la Minnesota Public Utilities
Commission (« MPUC ») confirmant le rétablissement de
l'attestation de l'étude d'impact environnemental
(« EIE ») définitive, du tracé du pipeline et du
certificat de nécessité visant le programme de remplacement de la
canalisation 3
- Achèvement des périodes de consultation publique de l'Agence de
contrôle de la pollution (Pollution Control Agency ou
« PCA ») et de l'Army Corps of Engineers des États-Unis
(« USACE »), ce qui a fait progresser le processus
d'obtention des permis pour la canalisation 3
- Dépôt d'une demande conjointe d'obtention de permis auprès de
l'USACE et du département de l'Environnement, des Grands Lacs et de
l'Énergie (« EGLE ») du Minnesota pour la construction d'un tunnel
sous le détroit de Mackinac
- Conclusion d'une entente prévoyant la vente à l'Office
d'investissement du Régime de pensions du Canada (« Investissements RPC »)
d'une tranche de notre participation de 49 % dans trois
projets éoliens extracôtiers en voie d'aménagement en France, pour un produit initial prévu de plus
de 100 M$ et des apports proportionnels provenant de futurs
travaux d'aménagement et de construction
- Annonce de dessaisissements
d'actifs supplémentaires de 0,3 G$, y compris la ligne de
raccordement Montana-Alberta (« MALT ») servant au
transport d'électricité et les actifs du gazoduc Ozark
COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION - Al Monaco, Président et chef de
la direction
« Notre responsabilité quant au transport de l'énergie avec
fiabilité et en toute sécurité est encore plus cruciale en ces
temps difficiles. Nos réseaux pipeliniers assurent la sécurité
énergétique de l'Amérique du Nord et fournissent le combustible
vital pour maintenir le roulement de l'économie et des chaînes
d'approvisionnement et assurer la production de l'équipement et la
prestation des services requis pour lutter contre
la COVID‑19. »
« Nos équipes ont réagi rapidement et efficacement à ce
défi sans précédent. En janvier, nous avons mis en place des
mesures exhaustives de continuité des activités pour protéger la
santé de nos employés, de nos entrepreneurs et des collectivités où
nous exerçons nos activités. Notre personnel a de nouveau fait
preuve de professionnalisme et d'engagement pour assurer
l'exploitation sécuritaire et fiable de nos fonctions critiques en
cette période difficile. »
« Bien que les incidences économiques globales de la
COVID‑19 et le rythme de la reprise à l'échelle mondiale demeurent
encore incertains, nous ne doutons pas qu'Enbridge surmontera les
conditions difficiles auxquelles nous sommes tous confrontés à
l'heure actuelle. En effet, la résilience a toujours fait
partie de la façon dont nous gérons notre entreprise; et nos actifs
stratégiquement situés, nos flux de trésorerie diversifiés, nos
solides ententes commerciales et notre robuste bilan nous
permettent de faire face aux replis économiques et d'être bien
positionnés pour l'avenir. »
« Au premier trimestre, toutes nos entreprises ont obtenu
des résultats des plus satisfaisants. Malgré les températures
supérieures à la normale et l'apport inférieur des services
énergétiques, nos résultats d'exploitation et financiers ont été
supérieurs aux attentes compte tenu du débit record du réseau
principal d'oléoducs, de l'importante utilisation de notre réseau
de transport de gaz Texas Eastern et des solides progrès réalisés
au titre de la concrétisation de synergies au sein de notre
entreprise de distribution et de stockage de gaz. »
« Nous avons par ailleurs fait avancer nos priorités
stratégiques au cours du trimestre visé. Nous avons vendu des
actifs d'une valeur de 0,4 G$, ce qui nous confère une
souplesse accrue sur le plan financier et témoigne de notre
discipline en matière d'affectation des capitaux. Nous avons
instauré de nouveaux droits sur notre réseau Texas Eastern, qui
reflètent le règlement que nous avons conclu avec nos clients.
Enfin, le processus d'attribution des permis dans le secteur
Oléoducs se poursuit dans le cadre du projet de remplacement de la
canalisation 3, projet essentiel sur le plan de la sécurité et
de l'intégrité. »
« Ce rendement éloquent met en évidence la solidité et la
résilience de notre portefeuille d'actifs diversifié, qui nous sert
bien face aux enjeux posés par la pandémie de COVID‑19 à l'échelle
mondiale. Cependant, il ne fait aucun doute que les incidences
de la pandémie sur la société dans son ensemble, et sur le secteur
de l'énergie, sont sans précédent. L'économie mondiale s'est
fortement contractée et nous sommes confrontés à des perturbations
de la demande d'une ampleur que nous n'avons jamais vue
auparavant. Enbridge est une entreprise résiliente dont la
situation financière est solide, mais nous ne prévoyons pas être
entièrement à l'abri des incidences de la COVID‑19 à court
terme. »
« Par le passé, notre réseau principal d'oléoducs a été
exploité au maximum de sa capacité ou presque, générant des flux de
trésorerie hautement prévisibles tout au long des cycles des
marchandises, des ralentissements des secteurs et des perturbations
des marchés financiers; en fait, le réseau principal fait l'objet
d'une répartition de la capacité depuis plusieurs années.
Cependant, la chute importante et rapide de la consommation
d'essence et de carburéacteur suscitée par la COVID‑19 a entraîné
des réductions marquées de la production des raffineries et de la
production de pétrole brut. Nous constatons déjà certaines
incidences sur le réseau principal : baisse du débit d'environ
400 000 barils par jour en avril comparativement au débit
moyen de 2,84 millions de barils par jour au premier
trimestre. Nous prévoyons que ces taux d'utilisation réduits
se poursuivront jusqu'à la fin du
deuxième trimestre. »
« À l'heure actuelle, nous croyons que les volumes
augmenteront au deuxième semestre de l'exercice, lorsque les
restrictions de voyage en raison de la COVID‑19 seront
graduellement levées et que la mobilité sera progressivement
rétablie en Amérique du Nord au troisième et au quatrième trimestre
de l'exercice. En effet, nous croyons que les raffineries
situées dans les principaux marchés desservis par le réseau
principal (c.-à-d. le Midwest américain, l'Est du Canada et la côte américaine du golfe du
Mexique) seront parmi les premières à reprendre la production
compte tenu de leur envergure, de leur complexité et de leurs coûts
concurrentiels. »
« Dans le contexte de la réduction à court terme des
volumes du réseau principal (le réseau principal représentant
30 % du BAIIA), il importe de souligner que les flux de
trésorerie d'Enbridge sont très diversifiés entre nombre
d'entreprises et de secteurs géographiques et qu'ils s'appuient sur
de solides structures commerciales. Ainsi, pour l'heure, la
COVID‑19 ne devrait pas se répercuter de façon significative sur la
performance financière de nos entreprises de transport de gaz, de
distribution et de stockage de gaz et d'énergie
renouvelable. Notre entreprise de transport de gaz représente
environ 30 % du BAIIA prévu en 2020
et ses clients sont des services publics payant des
droits de réservation garantie qui devraient demeurer
relativement stables. »
« Les produits provenant de notre service public de
distribution de gaz et des entreprises d'électricité représentent
environ 17 % du BAIIA prévu pour 2020; ils s'appuient sur des
cadres réglementaires stables et soutenus par des contrats et
proviennent principalement d'une vaste clientèle diversifiée du
secteur résidentiel dont les taux d'utilisation ne devraient pas
être fortement touchés par la pandémie.
« Les résultats de quelques-unes de nos plus petites
entreprises qui sont exposées directement aux fluctuations du prix
des marchandises (représentant environ 3 % du BAIIA),
notamment le secteur des services énergétiques, DCP Midstream
et l'entreprise de fractionnement d'Aux Sable, seront
vraisemblablement inférieurs aux prévisions budgétaires. Nous
prévoyons néanmoins que, compte tenu de la baisse des taux
d'intérêt et de la dépréciation du dollar canadien, nos importants
flux de trésorerie libellés en dollars américains auront un effet
positif sur les prévisions financières pour l'exercice
complet. »
« Nous avons pris des mesures complémentaires pour
rehausser notre résilience tout en continuant d'accorder la plus
grande priorité à la sécurité et à la fiabilité de nos
activités. À la suite d'un examen exhaustif de nos dépenses en
immobilisations et d'exploitation pour 2020, nous prévoyons réduire
les coûts d'environ 300 M$ en 2020. Ces mesures
comprennent des réductions de la rémunération à l'échelle de
l'entreprise, y compris la mienne, celle des membres du conseil
d'administration et celle des autres membres de l'équipe de
direction. De plus, nous avons déjà haussé nos liquidités
excédentaires de 14 G$, ce qui nous permet de financer notre
programme d'investissement au moins jusqu'en 2021 sans devoir
recourir aux marchés des capitaux. Enfin, nous avons reporté de
dépenses en immobilisations au titre du programme de croissance
garanti d'environ 1 G$ planifiées pour 2020 pour tenir compte de
calendriers d'exécution retravaillés à la lumière de la
COVID-19 »
« L'ampleur et le rythme de la reprise du débit sur le
réseau principal influeront sur notre performance financière pour
l'exercice complet. En revanche, compte tenu de la force et la
stabilité de notre vaste portefeuille d'activités, de notre
évaluation actuelle des tendances tant négatives que positives et
des mesures de réduction des coûts, nous continuons de prévoir que
les FTD se situeront dans la fourchette de nos prévisions initiales
de 4,50 $ à 4,80 $ par action. »
« Pour conclure, nous maintenons le cap sur l'exécution de
notre programme d'investissement de croissance garanti de
10 G$ sur trois ans (2020 - 2022), dont une tranche d'environ
5,5 G$ (déduction faite du financement dans le cadre des
projets) doit encore être dépensée. Une fois en service, ces
projets internes à faibles risques et à forte rentabilité des
capitaux assureront une croissance soutenue à court et à moyen
terme et feront avancer nos priorités stratégiques. Qui plus
est, les mesures que nous avons prises pour renforcer notre bilan
et nos liquidités nous confèrent une souplesse financière soutenue
en vue d'autofinancer cette croissance. »
SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS
Les résultats financiers du trimestre clos le 31 mars 2020
sont résumés dans le tableau ci‑après :
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action; nombre d'actions
en millions)
|
|
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux
PCGR
|
(1
429)
|
1 891
|
Bénéfice (perte)
par action ordinaire conforme aux PCGR
|
(0,71)
|
0,94
|
Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
|
2
809
|
2 176
|
BAIIA ajusté1
|
3
763
|
3 769
|
Bénéfice
ajusté1
|
1
668
|
1 640
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire1
|
0,83
|
0,81
|
Flux de trésorerie
distribuables1
|
2
706
|
2 758
|
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires en circulation
|
2
019
|
2 016
|
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 pour le premier trimestre de 2020 a
diminué de 3 320 M$, ou 1,65 $ par action, par
rapport à la période correspondante de 2019. La comparabilité d'une
période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions
ordinaires a subi l'incidence de certains facteurs inhabituels, peu
fréquents ou autres facteurs hors exploitation, y compris une perte
de valeur hors trésorerie de 1 736 M$ du placement de la
société dans DCP Midstream et une perte hors trésorerie non
réalisée de 1 956 M$ liée à la juste valeur d'instruments
dérivés qui sont indiquées dans le tableau présentant le
rapprochement qui est joint à l'Annexe A du présent
communiqué.
Le bénéfice ajusté du premier trimestre de 2020 a augmenté
de 28 M$, ou 0,02 $ par action. Cette hausse s'explique
principalement par la baisse du bénéfice attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle et la diminution des
impôts sur les bénéfices exigibles, contrebalancées en partie par
la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service en
2019 et la charge d'intérêts plus
élevée en raison des titres de créance émis pour financer les
dépenses en immobilisations, ainsi que par la réduction des
intérêts capitalisés en raison de la mise en service du tronçon
canadien de la canalisation 3 au quatrième trimestre
de 2019.
Les FTD ont totalisé 2 706 M$ pour le premier
trimestre, en baisse de 52 M$ par rapport au premier trimestre
de 2019, principalement en raison des facteurs d'exploitation
susmentionnés. 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 du premier trimestre de 2020.
MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS
Les projets de croissance garantis d'Enbridge en voie
d'aménagement ont une valeur de 10 G$, déduction faite de la
vente annoncée aujourd'hui d'une tranche de 49 % de notre
participation dans le projet éolien extracôtier de Saint‑Nazaire.
Une fois mis en service, ces projets généreront près de 2,5 G$
de flux de trésorerie supplémentaires et susciteront une croissance
très transparente à court et à moyen terme. Dans le cadre de ce
programme, une tranche d'environ 5,5 G$ sera engagée d'ici la
fin de 2022, déduction faite du financement assuré par de tierces
parties dans le cadre des projets.
Les projets particuliers qui font partie du programme sont
déployés sur des territoires et des plateformes commerciales
variés et s'appuient tous sur des contrats d'achat ferme à
long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des
ententes commerciales à faible risque similaires.
Les dépenses en immobilisations au titre du programme de
croissance garanti de la société en 2020 affichent une contraction
naturelle en raison de la pandémie de COVID-19 et des mesures de
santé et de sécurité publiques mises en places par les
gouvernements fédéraux et régionaux. Après examen des calendriers
d'exécution, nous nous attendons à ce que les dépenses soient
inférieures d'environ 1 G$ aux prévisions budgétaires. Les capitaux
reportés seront plutôt engagés en 2021
et nous ne prévoyons aucune incidence significative sur les
dates de mise en service puisque nous nous attendons à ce que nos
échéanciers plus efficaces et nos mesures de planification
d'urgence compensent en grande partie les retards dans
les dépenses. Qui plus est, les reports d'affectation de
capitaux n'auront aucune incidence sur la sécurité et la fiabilité
de notre réseau, qui demeure notre priorité de tous
les instants.
Le 22 avril dernier, la FERC a approuvé la phase 2 du
projet d'expansion du pipeline Sabal Trail, et une capacité
supplémentaire a été mise en service le 1er mai. Le
projet est soutenu par des contrats d'achat ferme à long
terme. Enbridge détient une participation de 50 % dans le
pipeline Sabal Trail et un investissement de 0,1 G$ dans le
projet d'expansion.
La société a par ailleurs annoncé la conclusion d'une entente
avec Investissements RPC prévoyant la vente d'une tranche de
49 % de sa participation de 50 % dans le projet éolien
extracôtier de Saint‑Nazaire en France, qui a fait l'objet d'une décision
finale d'investissement positive en 2019. Cette opération réduit la
participation de la société dans le projet de Saint‑Nazaire pour la
faire passer de 0,3 G$ à 0,2 G$ ainsi que la taille du
programme de dépenses en immobilisations garanti (y compris sa
quote‑part du financement dans le cadre du projet) de 1,8 G$ à
0,9 G$. Cette opération devrait rehausser le rendement des
capitaux propres de la société dans le cadre du projet, ce qui fait
état de l'accent que nous continuons de mettre sur la gestion
rigoureuse de l'affectation des capitaux. L'opération fait l'objet
d'une analyse plus détaillée à la rubrique portant sur la mise
à jour sur les activités de financement et les ventes d'actifs
ci‑après.
Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$,
d'intégrité essentielle, renforcera l'exploitation fiable et en
toute sécurité du réseau principal pendant longtemps et témoigne de
l'importance accordée à la protection de l'environnement.
La mise en service du tronçon canadien du projet de remplacement
de la canalisation, dont le coût est de 5 G$ et qui comporte
des droits supplémentaires de 0,20 $ US le baril, a
eu lieu le 1er décembre 2019.
En ce qui a trait au tronçon américain du projet au Minnesota, la MCUP a approuvé la pertinence de
l'EIE et a rétabli le certificat de nécessité et le tracé du
pipeline, permettant ainsi que la construction du pipeline commence
dès qu'auront été délivrés les permis nécessaires. Les organismes
environnementaux étatiques et fédéraux font progresser le processus
d'obtention des permis, notamment la publication par la PCA du
Minnesota d'un avant-projet de
certification de la qualité de l'eau 401
et l'achèvement des processus pertinents de consultation
publique. Selon le calendrier de délivrance des permis de la PCA,
la prochaine étape critique vise l'examen des commentaires du
public par la PCA avant de rendre sa décision au sujet de
l'attestation.
À l'heure actuelle, Enbridge n'est pas en mesure de déterminer
le moment de la délivrance de tous les permis nécessaires pour
commencer la construction. 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$ pour l'ensemble du projet de remplacement de la
canalisation 3. Cependant, une tranche importante des dépenses
en immobilisations vise le tronçon canadien du programme de
remplacement de la canalisation 3, qui est actuellement en
service et dont le coût d'environ 5 G$ est légèrement
inférieur aux prévisions. À l'heure actuelle, 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
Mesures de réduction des coûts prises par la société
La société a adopté des mesures visant à réduire les coûts
d'environ 300 M$ en 2020. Ces mesures n'influeront aucunement
sur la sécurité et la fiabilité de nos activités, qui demeurent
notre plus grande priorité. Le programme de gestion des coûts
prévoit des réductions dans les coûts liés aux services extérieurs
et à la chaîne d'approvisionnement, des réductions de la
rémunération à l'échelle de l'entreprise et un programme de
réduction volontaire de l'effectif. Les réductions de la
rémunération comprennent une baisse de 10 % de la rémunération des
membres de l'équipe de direction et de 15 % de celle du président
et chef de la direction et des membres du conseil d'administration.
Ces mesures rehaussent la résilience d'Enbridge et harmonisent les
intérêts de nos parties prenantes et ceux de l'entreprise.
Conclusion de contrats pour le réseau principal
Le 19 décembre 2019, la société a présenté à
la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») une demande au
sujet de la mise en œuvre de contrats visant notre
réseau principal d'oléoducs au Canada. La demande visant le service souscrit
et le service non souscrit comprenait les modalités,
conditions et droits connexes pour chaque service qui serait offert
dans le cadre d'un appel de soumissions à la suite de l'approbation
de la Régie. Les droits et services remplaceront l'entente de
tarification concurrentielle (« ETC ») actuelle, qui est
en vigueur jusqu'à son échéance le 30 juin 2021. Si aucun
accord de remplacement n'est conclu d'ici là, les droits en vertu
de l'ETC seront maintenus provisoirement.
La demande déposée par la société est le résultat de deux années
de négociations approfondies avec un groupe diversifié
d'expéditeurs et a été conçue de façon à harmoniser les intérêts de
ses expéditeurs et ceux d'Enbridge. Ces expéditeurs, qui comptent
pour près de 75 % du débit actuel du réseau principal, ont
déposé des lettres à l'appui de la demande auprès de la Régie,
démontrant ainsi qu'ils soutiennent fortement l'offre de
contrats.
La demande souligne les avantages que comporte l'offre de
contrats du réseau principal tant pour les expéditeurs que pour le
public, notamment en raison de ce qui suit :
- permet d'assurer une demande à long terme pour les barils de
pétrole lourd et léger des producteurs du bassin sédimentaire de
l'Ouest canadien (« BSOC ») sur les marchés les
plus lucratifs;
- favorise les revenus nets les plus élevés pour les producteurs
du BSOC;
- prévoit des tarifs concurrentiels et stables pour les
clients;
- donne la possibilité pour les expéditeurs en tout genre et de
toute taille de participer, en offrant aussi bien des contrats
traditionnels d'achat ferme que des contrats selon les besoins des
producteurs ou des raffineurs.
Le 24 février 2020, la Régie a publié un avis d'audience
publique décrivant les modalités de participation à l'audience
ainsi que la liste des questions à examiner dans le cadre
de l'audience.
En mars, un groupe d'intervenants éventuels a déposé auprès de
la Régie des lettres demandant que cette dernière reporte
l'établissement des dates des audiences liées au dépôt de l'offre
de contrats pour le réseau principal. Par la suite, la Régie a
publié une lettre sollicitant des commentaires sur le report
possible des audiences. Enbridge a déposé sa réponse auprès de la
Régie le 1er mai 2020, demandant que la Régie publie une
ordonnance d'audience et ne retarde pas la tenue des audiences
puisque le volet écrit n'exige pas de rencontres publiques et que
le volet oral de l'audience ne devrait pas avoir lieu avant
l'automne.
Tunnel de la canalisation 5
Aux termes de l'entente entre Enbridge et
l'État du Michigan, la société prévoit remplacer les
conduites jumelles de la canalisation 5 qui traversent le
détroit de Mackinac par une canalisation aménagée dans un
tunnel sous-marin dans le détroit de façon à rehausser davantage la
sécurité du pipeline. En 2019, la société a réalisé les travaux
géotechniques qui appuient l'adéquation de ce tunnel de pointe muni
de dispositifs de sécurité améliorés et témoignent par ailleurs de
l'engagement d'Enbridge pour la protection des ressources
naturelles du Michigan et des
Grands Lacs. Enbridge a déposé toutes les principales demandes
de permis environnementaux, y compris la demande conjointe avec
EGLE et USACE ainsi qu'une demande indépendante à la Michigan
Public Service Commission.
La demande conjointe englobe les exigences au titre des permis
des autorités étatiques et fédérales et permet à ces dernières de
faire leur examen simultanément.
Une fois tous les permis reçus, Enbridge prévoit entreprendre la
construction du tunnel de la canalisation 5, dont
l'achèvement, la mise à l'essai et la mise en service devraient
avoir lieu en 2024.
Dossiers tarifaires du secteur Transport de gaz et services
intermédiaires
En février, la FERC a approuvé le règlement incontesté du dossier
tarifaire de la société à l'issue d'un accord entre Texas Eastern
et les expéditeurs, permettant d'optimiser davantage l'entreprise
de base. À la suite de l'approbation, Texas Eastern a comptabilisé
dans ses résultats du premier trimestre de 2020 les modalités du
règlement et a mis en vigueur les tarifs visés par le règlement le
1er avril 2020. De plus, Enbridge a déposé auprès
de la FERC un règlement négocié entre la société et les expéditeurs
pour le pipeline d'Algonquin Gas Transmission.
MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT ET LES VENTES D'ACTIFS
Au premier trimestre de 2020, avant les perturbations sur les
marchés des capitaux d'emprunt, la société a obtenu du financement
par emprunt de plus de 3 G$ à des taux intéressants, y compris au
moyen de billets à taux variable de 750 M$ US et de prêts bancaires
à terme de 1,5 G$. Le produit a été affecté au refinancement
de la dette venant à échéance et au financement de nouveaux projets
de croissance. Postérieurement au premier trimestre,
Enbridge Gas Inc. a été l'une des premières entreprises à
reprendre les émissions sur les marchés des titres de créance
canadiens compte tenu de son modèle d'affaires à faible risque et
de sa notation de crédit élevée. Elle a émis des billets à 10 et 30
ans pour un produit total de 1,2 G$ à un coupon moyen pondéré de
3,3 %, ce qui constitue le placement le plus important
d'Enbridge Gas Inc. à ce jour.
De plus, Enbridge a obtenu des nouvelles facilités de crédit
engagées totalisant 3 G$, ce qui a accru davantage les liquidités à
la disposition de la société pour les porter à plus de 14 G$. Ces
liquidités offrent une souplesse financière importante et,
déduction faite des flux de trésorerie générés en interne,
devraient être suffisantes pour permettre à la société de répondre
à ses besoins de financement jusqu'en 2021 sans devoir recourir aux
marchés des capitaux.
La Société continue de maintenir de solides ratios de levier et
prévoit que son ratio de la dette sur le BAIIA demeurera bien à
l'intérieur de sa fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 x
jusqu'en 2020.
Le 1er avril 2020, la société a conclu la vente
des actifs d'Ozark Gas Transmission et d'Ozark Gas Gathering pour
un produit d'environ 0,1 G$. De plus, le 1er mai
2020, Enbridge a conclu la vente précédemment annoncée des actifs
de la ligne de raccordement Montana‑Alberta pour un produit
d'environ 0,2 G$.
Le 1er mai 2020, la société et Investissements
RPC ont conclu des ententes prévoyant la vente à Investissements
RPC d'une tranche de 49 % de la participation de 50 % de
la société dans Éolien Maritime France SAS (« EMF »)
en échange d'un paiement qui comprendra une prime de projet ainsi
que 49 % du total des capitaux engagés par Enbridge au titre
de l'aménagement depuis la création du projet jusqu'à la date de
clôture de l'opération. Le paiement total à la clôture devrait être
supérieur à 100 M$. Par la suite, l'apport
d'Investissements RPC sera égal à sa quote‑part de 49 %
du total des capitaux engagés au titre de l'aménagement à l'avenir.
La clôture de l'opération est assujettie aux approbations
réglementaires usuelles et devrait avoir lieu au quatrième
trimestre de 2020. Une fois l'opération réalisée, par
l'intermédiaire de sa participation dans EMF, Enbridge détiendra
des participations dans trois projets éoliens extracôtiers en
France, notamment Saint‑Nazaire
(25,5 %), Fecamp (17,9 %) et Courseulles
(21,7 %).
En 2019, le projet éolien extracôtier de Saint‑Nazaire a fait
l'objet d'une décision finale d'investissement positive, alors que
la décision finale d'investissement pour les autres projets devrait
avoir lieu d'ici l'an prochain.
Ces opérations de cession, qui totalisent 0,4 G$,
renforcent la situation financière de la société et font valoir sa
démarche rigoureuse d'affectation des capitaux.
RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2020
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 2020.
BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX
ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
850
|
2 072
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
(1
054)
|
1 020
|
Distribution et
stockage de gaz
|
604
|
662
|
Production d'énergie
renouvelable
|
120
|
124
|
Services
énergétiques
|
121
|
6
|
Éliminations et
divers
|
(966)
|
248
|
BAIIA
|
(325)
|
4 132
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
(1
429)
|
1 891
|
|
|
|
Rentrées de
trésorerie liées aux
activités d'exploitation
|
2
809
|
2 176
|
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, peu fréquents ou autres
facteurs d'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
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
Oléoducs
|
1
919
|
1 729
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
1
097
|
1 040
|
Distribution et
stockage de gaz
|
609
|
693
|
Production d'énergie
renouvelable
|
118
|
123
|
Services
énergétiques
|
(13)
|
176
|
Éliminations et
divers
|
33
|
8
|
BAIIA ajusté1,3
|
3
763
|
3 769
|
Investissements de
maintien
|
(204)
|
(179)
|
Charge
d'intérêts1
|
(711)
|
(684)
|
Impôts sur les
bénéfices exigibles1
|
(108)
|
(158)
|
Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle1
|
(76)
|
(46)
|
Distributions en
trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des
satellites1
|
72
|
94
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits2
|
51
|
53
|
Autres ajustements
hors trésorerie
|
15
|
4
|
FTD3
|
2
706
|
2 758
|
Nombre moyen
pondéré d'actions ordinaires en circulation
|
2
019
|
2 016
|
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 premier trimestre de 2020 ont diminué de 52 M$
comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2019. Les
principaux facteurs de cette baisse d'un trimestre à l'autre
comprennent ce qui suit:
- Baisse du BAIIA ajusté qui rend compte du solide rendement
d'exploitation des actifs des secteurs Oléoducs et Transport de gaz
et services intermédiaires et de l'apport des nouveaux actifs mis
en service en 2019, contrebalancés par l'absence de l'apport des
installations sous réglementation fédérale de notre entreprise
canadienne de collecte et de traitement du gaz naturel qui ont été
vendues le 31 décembre 2019, la baisse du BAIIA du secteur
Services énergétiques attribuable au rétrécissement de certains
différentiels d'emplacement et de qualité pour le pétrole brut et
le recul du BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz
en raison des températures plus élevées au premier trimestre
de 2020 par rapport à celles du premier trimestre
de 2019.
- Hausse des investissements de maintien en raison du calendrier
des dépenses d'entretien à la fin de 2019 qui ont été reportées au
premier trimestre de 2020.
- Augmentation de la charge d'intérêts découlant d'une
combinaison de nouveaux emprunts contractés pour financer les
dépenses en immobilisations et d'une réduction des intérêts
capitalisés liés au tronçon canadien de la canalisation 3 qui
a été mis en service en décembre 2019, contrebalancée en partie par
les taux inférieurs sur la dette à court terme et les billets à
long terme nouvellement émis.
L'incidence des facteurs susmentionnés a été atténuée par la
baisse des impôts sur les bénéfices exigibles en raison des
nouvelles mesures fiscales canadiennes qui entreront en vigueur au
deuxième semestre de 2019.
Au premier trimestre de 2020, DCP Midstream, LP
(« DCP ») a annoncé la réduction de sa distribution
trimestrielle de 50 % à compter de la distribution du premier
trimestre, qui sera versée en mai. Le paiement de DCF à Enbridge au
premier trimestre de 2020 comprend la distribution de DCP pour le
quatrième trimestre de 2019, qui a été déclarée et versée avant que
DPC annonce une réduction de la distribution.
BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
BAIIA ajusté2
|
3
763
|
3 769
|
Amortissement
|
(882)
|
(840)
|
Charge
d'intérêts1
|
(696)
|
(668)
|
Impôts sur les
bénéfices1
|
(451)
|
(488)
|
Participations ne
donnant pas le contrôle1
|
30
|
(38)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
Bénéfice
ajusté2
|
1
668
|
1 640
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,83
|
0,81
|
1
|
Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
|
2
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté sont présentés
en annexe au présent communiqué.
|
Le bénéfice ajusté a augmenté de 28 M$ et le bénéfice
ajusté par action, de 0,02 $ par rapport au premier trimestre
de 2019. 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, ainsi qu'il est expliqué à
la rubrique Flux de trésorerie distribuables ci‑dessus,
annulée en partie par les facteurs suivants :
- Augmentation de la charge d'amortissement en raison des
nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019.
- Augmentation de la charge d'intérêts découlant des titres de
créance émis pour financer les nouvelles dépenses en
immobilisations à des fins de croissance et d'une réduction des
intérêts capitalisés liés au tronçon canadien de la
canalisation 3 qui a été mis en service en décembre 2019,
contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la dette à
court terme et les billets à long terme nouvellement émis.
- Diminution de l'impôt sur les bénéfices attribuable surtout à
la baisse du bénéfice ajusté avant impôts.
- Incidence positive sur les participations ne donnant pas le
contrôle découlant d'ajustements au titre de l'équité fiscale pour
certains parcs éoliens extracôtiers.
L'augmentation du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en
circulation n'a pas eu d'incidence significative sur le bénéfice
ajusté par action ordinaire.
BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs est présenté en dollars
canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars
américains a été converti à un taux de change moyen supérieur entre
le dollar américain et le dollar canadien au premier trimestre de
2020 (1,35 $ CA/$ US) que pour la période
correspondante de 2019 (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
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Réseau
principal1
|
1
107
|
964
|
Réseau régional des
sables bitumineux
|
211
|
227
|
Réseau de la côte du
golfe du Mexique et du milieu du continent
|
244
|
216
|
Autres2
|
357
|
322
|
BAIIA ajusté3
|
1
919
|
1 729
|
|
|
|
Données
d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers
de b/j)
|
|
|
Réseau principal
- volume hors Gretna4
|
2
842
|
2 717
|
Réseau régional des
sables bitumineux5
|
1
865
|
1 751
|
Tarif international
conjoint (« TIC »)6
|
4,21
$
|
4,15 $
|
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
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés 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 le tronçon canadien du réseau principal pour le
premier trimestre de 2020 était de 1,20 $ CA/$ US
(1,19 $ CA/$ US pour le premier
trimestre de 2019).
|
|
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 du secteur
Éliminations et divers.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 190 M$
par rapport au premier trimestre de 2019, principalement en raison
des facteurs suivants :
- Augmentation du BAIIA ajusté tiré du réseau principal compte
tenu du débit supérieur découlant du maintien des mesures
d'optimisation du réseau ainsi que de l'accroissement du TIC d'une
période à l'autre. De plus, le réseau principal a bénéficié de
l'apport supplémentaire découlant de la mise en service, le
1er décembre 2019, du tronçon canadien dans le
cadre du projet de remplacement de la canalisation 3 qui
comporte des droits supplémentaires provisoires de
0,20 $ US par baril pour le réseau principal.
- Croissance du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique
et du milieu du continent découlant de la forte demande de volumes
au comptant sur le pipeline Flanagan
South en raison des arrêts de production des raffineries du
Midwest américain. Le pipeline Gray
Oak, entré en service vers la fin du quatrième trimestre de
2019, a fait un modeste apport au premier trimestre de 2020 et les volumes devraient s'accroître pendant
le deuxième trimestre de 2020.
- Progression du BAIIA ajusté du poste « Autres »
surtout en raison des volumes supérieurs sur le pipeline Dakota
Access.
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Transport de gaz aux
États-Unis1
|
864
|
745
|
Transport de gaz au
Canada1
|
138
|
188
|
Secteur intermédiaire
aux États-Unis
|
45
|
52
|
Autres
|
50
|
55
|
BAIIA ajusté2
|
1
097
|
1 040
|
1
|
Le poste
« Transport de gaz aux États-Unis » comprend le
tronçon canadien du pipeline Maritimes & Northeast
qui était auparavant inclus dans le poste « Transport de
gaz au Canada ». Le BAIIA ajusté de 2019 comparable a été
retraité pour tenir compte de ce changement.
|
2
|
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 57 M$ par rapport au premier
trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs
suivants :
- Hausse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz aux
États-Unis qui rend compte avant tout de l'accroissement des
produits découlant des droits révisés pour Texas Eastern à la suite
du récent règlement du dossier tarifaire et postérieurement à
l'approbation de la FERC, la société a comptabilisé dans les
produits les droits provisoires perçus auprès des expéditeurs
depuis le 1er juin 2019. De plus, divers
actifs d'US Transmission ont été mis en service
postérieurement au premier trimestre de 2019, y compris la
phase 2 d'Atlantic Bridge et Stratton Ridge. Ces
augmentations ont été contrebalancées en partie par les dépenses
supérieures prévues au titre de l'intégrité.
- Baisse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz au
Canada qui s'explique avant tout
par l'absence d'apport au BAIIA ajusté des actifs de traitement et
de collecte de gaz naturel sous réglementation fédérale vendus le
31 décembre 2019. De plus, l'apport d'Alliance Pipeline a
baissé compte tenu de l'amenuisement du différentiel de base
AECO-Chicago.
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Enbridge Gas Inc.
(« EGI »)
|
574
|
642
|
Autres
|
35
|
51
|
BAIIA ajusté1
|
609
|
693
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
EGI
|
|
|
Volumes (en milliards
de pieds cubes)
|
638
|
719
|
Nombre de clients
actifs (en milliers)2
|
3
748
|
3 722
|
Degrés-jours de
chauffage3
|
|
|
Chiffres
réels
|
1
727
|
2 046
|
Prévisions fondées sur
le volume en présence de températures
normales4
|
1
923
|
1 922
|
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 l'exercice.
|
3
|
Les degrés-jours
de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent
les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de
chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
|
4
|
Les températures
normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans
ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie
approuvée par la Commission de l'énergie de
l'Ontario.
|
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie
habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus
élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la demande
de volumes supérieurs durant la saison de chauffage et moins élevé
au troisième trimestre puisque la demande est généralement plus
faible 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.
Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage du gaz a
diminué de 84 M$ comparativement au premier trimestre de 2019
principalement en raison des températures supérieures à la normale
dans les zones de desserte d'EGI, ce qui a réduit le taux
d'utilisation. Le BAIIA ajusté a subi l'incidence défavorable
d'environ 41 M$ des températures supérieures à la normale au
premier trimestre de 2020 comparativement aux prévisions prises en
compte dans les tarifs, alors que le BAIIA ajusté du premier
trimestre 2019 avait été avantagé d'environ 33 M$ par les
températures inférieures à la normale. Ce recul du BAIIA ajusté a
été contrebalancé en partie par l'augmentation des charges de
distribution découlant de l'accroissement de la clientèle ainsi que
par les synergies réalisées dans le cadre de la
fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et
d'Union Gas Limited. Le BAIIA ajusté des autres activités
de distribution et de stockage de gaz a diminué en raison de la
clôture de la vente d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick le
1er octobre 2019 et
de St. Lawrence Gas, Inc. le
1er novembre 2019.
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA ajusté1
|
118
|
123
|
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 5 M$ comparativement au premier trimestre de 2019,
ce qui s'explique avant tout par l'apport inférieur des
installations éoliennes au Canada
en raison du régime des vents plus faible, recul annulé en partie
par l'apport au BAIIA ajusté du projet éolien extracôtier
Hohe See et de l'agrandissement adjacent d'Albatros.
L'installation d'Hohe See a atteint la pleine capacité
d'exploitation en octobre 2019, et
l'agrandissement d'Albatros est entré en service en
janvier 2020.
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
ajusté1
|
(13)
|
176
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de
189 M$ comparativement au premier trimestre de 2019 en raison
de la compression marquée des différentiels d'emplacement et de
qualité sur certains marchés, ce qui a entraîné de moindres
possibilités de dégager des marges bénéficiaires sur les
obligations de capacité. Les résultats du premier trimestre de 2019
étaient exceptionnellement solides en raison des différentiels
d'emplacement et de qualité favorables au second semestre de 2018
qui ont donné lieu aux marges bénéficiaires réalisées au premier
trimestre de 2019.
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Recouvrement de
frais d'exploitation et d'administration
|
79
|
63
|
Règlements de
couvertures de change réalisés
|
(46)
|
(55)
|
BAIIA
ajusté1
|
33
|
8
|
1
|
Des tableaux de
rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent
communiqué.
|
Les frais d'exploitation et d'administration attribuables à
cette unité englobent 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 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
25 M$ comparativement au premier trimestre de 2019. Les
principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre
comprennent ce qui suit :
- Baisse des frais d'exploitation et d'administration et
calendrier de recouvrement de certains frais d'exploitation et
d'administration attribuables à un secteur
d'exploitation donné.
- Baisse des pertes réalisées sur les règlements des contrats de
change principalement attribuables au rétrécissement de l'écart
entre le taux de change moyen de 1,35 $ au premier trimestre
de 2020 (1,33 $ au premier trimestre de 2019) et le taux de couverture de 1,29 $ au
premier trimestre de 2020 (1,24 $ au premier trimestre de
2019).
CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE
Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion
le 7 mai 2020 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 2020. 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 5545476#. La
conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse
https://edge.media-server.com/mmc/p/kzjwa9bx. 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 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 5545476#).
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 de Enbridge pourront répondre à toute autre
question.
DÉCLARATION DE DIVIDENDES
Le 5 mai 2020, notre conseil d'administration a
déclaré les dividendes trimestriels ci‑après. Tous les
dividendes sont payables le 1er juin 2020 aux
actionnaires inscrits le 15 mai 2020.
|
Dividende
par action
|
Actions
ordinaires1
|
0,81000
|
$
|
Actions privilégiées,
série A
|
0,34375
|
$
|
Actions privilégiées,
série B
|
0,21340
|
$
|
Actions privilégiées,
série C2
|
0,25458
|
$
|
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 113
|
0,24613
|
$
|
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 ordinaire a été majoré de
9,8 % et est passé de 0,738 $ à 0,81 $ à compter du
1er mars 2020.
|
2
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série C a
été majoré pour passer de 0,25305 $ à 0,25458 $
le 1er mars 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende trimestriel après la date
d'émission des actions privilégiées
de série C.
|
3
|
Le dividende
trimestriel par action payé sur les actions de série 11 a
été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,24613 $
le 1er mars 2020, en raison de la
refixation du taux de dividende annuel le 1er mars
2020 et tous les cinq ans par la suite.
|
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, y compris les priorités et les instruments
stratégiques; les prévisions financières pour 2020; la pandémie de
COVID‑19, y compris sa durée et son incidence; les réductions
prévues des frais d'exploitation et les reports des dépenses en
immobilisations au titre de programme de croissance garanti;
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 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; le ratio dette/BAIIA prévu; la vigueur
et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de
liquidités et à la suffisance des ressources financières; 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 d'investissement prévues; les
possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; la
capacité prévue des coentreprises de la société et de ses
partenaires à terminer et à financer les projets annoncés et ceux
déjà en construction; la conclusion prévue et le moment prévu des
acquisitions et des cessions; les avantages prévus des opérations
conclues, y compris la concrétisation d'efficiences et de
synergies; les futures mesures prévues que prendront les
organismes de réglementation et les tribunaux; les
discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts
à ce titre, y compris les contrats conclus pour le réseau
principal et les avantages qui devraient en découler; la
concurrence prévue; le programme de remplacement de la
canalisation 3 aux États‑Unis; le tunnel de la
canalisation 5 et les questions connexes; les taux d'intérêt
et les taux de change.
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; les réductions prévues des
frais d'exploitation et les reports au titre du programme de
croissance garanti; 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, y compris la faiblesse et la
volatilité actuelles de ces prix; 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; la clôture et
le moment des acquisitions et des cessions; la concrétisation des
avantages et des synergies anticipés découlant d'opérations; les
lois gouvernementales; les litiges; l'incidence de la politique de
versement de dividendes de la société sur ses
flux de trésorerie futurs; les notations; le financement
des projets d'investissement; le 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, 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(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e)
prévu(e), les FTD prévus 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
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
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; 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 acquisitions et des cessions et d'autres opérations,
de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers,
du renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de
la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de
l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales
et aux taux d'imposition, des modifications aux accords
commerciaux, des décisions politiques, des taux de change, des taux
d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande de
marchandises et de la pandémie de COVID‑19, notamment les risques
et incertitudes dont il est question dans le présent document et
dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités
en valeurs mobilières au Canada et
aux États‑Unis. Il est impossible d'établir avec précision
l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou
facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont
interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de
l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements
connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par
les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de
réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages
du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de
nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque
autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal,
attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la
société, doit être expressément considéré comme visé par la
présente mise en garde.
À PROPOS D'ENBRIDGE INC.
Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés
d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en
toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité
de vie des gens. Nos principales entreprises
englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du
pétrole brut produit en
Amérique du Nord, le secteur
Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine
environ 20 % du gaz naturel consommé
aux États‑Unis ainsi que le secteur Distribution
et stockage de gaz, qui dessert près
de 3,8 millions de clients du marché de
détail en Ontario et au Québec, et
le secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit
environ 1 750 MW
(capacité nette) d'énergie renouvelable en
Amérique du Nord et
en Europe. Les
actions ordinaires de la société sont inscrites
à la cote des bourses de Toronto
et de New York sous le
symbole ENB. Pour un
complément d'information : www.enbridge.com.
Aucune information contenue dans le
site Web d'Enbridge ou
y étant 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
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
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, 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 liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés
non réalisés 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
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Oléoducs
|
850
|
2 072
|
Transport de gaz et
services intermédiaires
|
(1
054)
|
1 020
|
Distribution et
stockage de gaz
|
604
|
662
|
Production d'énergie
renouvelable
|
120
|
124
|
Services
énergétiques
|
121
|
6
|
Éliminations et
divers
|
(966)
|
248
|
BAIIA
|
(325)
|
4 132
|
Amortissement
|
(882)
|
(840)
|
Charge
d'intérêts
|
(706)
|
(685)
|
Recouvrement (charge)
d'impôts sur les bénéfices
|
549
|
(584)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
31
|
(37)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
Bénéfice (perte)
attribuable aux porteurs d'actions ordinaires
|
(1
429)
|
1 891
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE
AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
Oléoducs
|
1
919
|
1 729
|
Transport de gaz
services intermédiaires
|
1
097
|
1 040
|
Distribution et
stockage de gaz
|
609
|
693
|
Production d'énergie
renouvelable
|
118
|
123
|
Services
énergétiques
|
(13)
|
176
|
Éliminations et
divers
|
33
|
8
|
BAIIA ajusté
|
3
763
|
3 769
|
Amortissement
|
(882)
|
(840)
|
Charge
d'intérêts
|
(696)
|
(668)
|
Charge
d'impôts
|
(451)
|
(488)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
30
|
(38)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
668
|
1 640
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,83
|
0,81
|
RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens, sauf les montants
par action)
|
|
|
BAIIA
|
(325)
|
4 132
|
Éléments
d'ajustement :
|
|
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments
|
|
|
dérivés - taux de
change
|
1
956
|
(600)
|
Variation (du gain) de
la perte non réalisée liée à la juste valeur
d'instruments
|
|
|
dérivés - prix des
marchandises
|
(551)
|
160
|
Perte de valeur des
satellites - DCP Midstream
|
1
736
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites -
|
|
|
DCP Midstream
|
324
|
--
|
Réduction de valeur
des stocks au moindre du coût et de la valeur de marché
|
417
|
10
|
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
|
11
|
44
|
Autres
|
36
|
23
|
Total des éléments
d'ajustement
|
4
088
|
(363)
|
BAIIA
ajusté
|
3
763
|
3 769
|
Amortissement
|
(882)
|
(840)
|
Charge
d'intérêts
|
(706)
|
(685)
|
Recouvrement (charge)
d'impôts sur les bénéfices
|
549
|
(584)
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
31
|
(37)
|
Dividendes sur les
actions privilégiées
|
(96)
|
(95)
|
Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
|
|
|
Charge
d'intérêts
|
10
|
17
|
Recouvrement (charge)
d'impôts sur les bénéfices
|
(1
000)
|
96
|
(Bénéfice) perte
attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle
|
(1)
|
(1)
|
Bénéfice
ajusté
|
1
668
|
1 640
|
Bénéfice ajusté
par action ordinaire
|
0,83
|
0,81
|
ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - BAIIA PAR SECTEUR ET BAIIA AJUSTÉ
OLÉODUCS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
919
|
1 729
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés
|
(1
066)
|
343
|
Autres
|
(3)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(1
069)
|
343
|
BAIIA
|
850
|
2 072
|
TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non
audité, en millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
1
097
|
1 040
|
Perte de valeur des
satellites - DCP Midstream
|
(1
736)
|
--
|
Perte de valeur de
l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites -
|
|
|
DCP Midstream
|
(324)
|
--
|
Rétablissement du
passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas
Eastern
|
(159)
|
--
|
Ajustement du bénéfice
des satellites - DCP Midstream
|
53
|
(14)
|
Autres
|
15
|
(6)
|
Total des
ajustements
|
(2
151)
|
(20)
|
BAIIA
|
(1
054)
|
1 020
|
DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ
|
Trimestres clos les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
609
|
693
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
6
|
4
|
Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de
|
|
|
transition et
de restructuration
|
(7)
|
(35)
|
Autres
|
(4)
|
--
|
Total des
ajustements
|
(5)
|
(31)
|
BAIIA
|
604
|
662
|
PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
118
|
123
|
Variation du gain non
réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés
|
2
|
1
|
BAIIA
|
120
|
124
|
SERVICES ÉNERGÉTIQUES
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
Bénéfice (perte)
ajusté avant intérêts, impôts et amortissement
|
(13)
|
176
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
|
|
|
d'instruments dérivés
|
551
|
(160)
|
Réduction de valeur
des stocks au moindre du coût ou de la valeur de marché
|
(417)
|
(10)
|
Total des
ajustements
|
134
|
(170)
|
BAIIA
|
121
|
6
|
ÉLIMINATIONS ET DIVERS
|
Trimestres clos
les
31 mars
|
|
2020
|
2019
|
(non audité, en
millions de dollars canadiens)
|
|
|
BAIIA
ajusté
|
33
|
8
|
Variation du gain (de
la perte) non réalisé lié à la juste valeur
|
|
|
d'instruments dérivés
|
(898)
|
252
|
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
|
(4)
|
(9)
|
Autres
|
20
|
(3)
|
Total des
ajustements
|
(999)
|
240
|
BAIIA
|
(966)
|
248
|
ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES
AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS
D'EXPLOITATION ET DES FTD
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Trimestres clos
les
31 mars
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2020
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2019
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(non audité, en
millions de dollars canadiens)
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Rentrées de
trésorerie liées aux activités d'exploitation
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2
809
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2 176
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Montant ajusté pour
les variations des actifs et des passifs
d'exploitation1
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(194)
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667
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2
615
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2 843
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Distributions aux
participations ne donnant pas le contrôle4
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(76)
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(46)
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Dividendes sur les
actions privilégiées
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(96)
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(95)
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Investissements de
maintien2
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(204)
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(179)
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Éléments d'ajustement
à l'égard des aspects suivants :
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Autres rentrées de
trésorerie non comptabilisées dans les
produits3
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51
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53
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Coûts d'indemnités de
cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de
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transition et de
restructuration
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11
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44
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Distributions
provenant des participations dans des satellites en
excédent
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des bénéfices
cumulatifs4
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77
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61
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Réduction de valeur
des stocks au moindre du coût et de la valeur
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de marché
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417
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(10)
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Autres éléments
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(89)
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87
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FTD
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2
706
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2 758
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1
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Variations des
actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des
recouvrements.
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2
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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.
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3
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Comprend la
trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au
titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes
similaires donnant lieu à des produits reportés.
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4
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Ces montants sont
présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
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SOURCE Enbridge Inc.