Enbridge annonce d'excellents résultats pour l'exercice 2020

CALGARY, AB, le 12 févr. 2021 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui d'excellents résultats financiers pour l'exercice 2020 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 3,0 G$ ou 1,48 $ par action ordinaire pour l'exercice, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 5,3 G$ ou 2,64 $ par action ordinaire en 2019, les montants des deux exercices reflétant des éléments non récurrents et latents
  
  
• Bénéfice ajusté de 4,9 G$ ou 2,42 $ par action ordinaire, comparativement à 5,3 G$ ou 2,65 $ par action ordinaire en 2019
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 13,3 G$, comparativement à 13,3 G$ en 2019
  
  
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 9,8 G$, comparativement à 9,4 G$ en 2019
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 9,4 G$, comparativement à 9,2 G$ en 2019
  
  
• FTD de 4,67 $ par action, ce qui est supérieur au milieu de la fourchette de 4,50 $ à 4,80 $ prévue pour l'exercice; situation de trésorerie solide à la fin de 2020, avec un ratio dette/BAIIA de 4,6 fois
  
  
• Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 4,70 $ à 5,00 $ pour les FTD par action et de 13,9 G$ à 14,3 G$ pour le BAIIA pour l'exercice 2021
  
  
• Augmentation du dividende trimestriel de 3 % en 2021, pour le porter à 0,835 $ par action, soit une hausse annuelle pour la 26^e année d'affilée
  
  
• Poursuite du programme d'investissement de croissance garanti de 16 G$, pour une croissance de 5 % à 7 % des FTD par action jusqu'en 2023; mise en service de projets de croissance de 1,6 G$ en 2020 et au début de 2021
  
  
• Début de la construction du dernier tronçon dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3 au Minnesota après l'obtention de tous les permis et approbations réglementaires; mise en service prévue au quatrième trimestre de 2021
  
  
• Révision du coût des investissements dans le cadre du remplacement de la canalisation 3, qui est passé de 8,2 G$ à 9,3 G$ (en monnaie d'origine), pour rendre compte des coûts définitifs liés au tronçon canadien et de la modification des estimations relatives au tronçon américain
  
  
• Annonce d'une cible de réduction de l'intensité énergétique de 35 % d'ici 2030, d'une réduction à zéro des émissions nettes d'ici 2050 et d'objectifs en matière de diversité et d'inclusion, qui réaffirme le leadership sur le plan des critères environnement, société et gouvernance (ESG) dont fait preuve la société depuis près de deux décennies
  
  
• Obtention d'une facilité de crédit liée au développement durable de 1,0 G$ d'une durée de trois ans qui englobe les objectifs d'Enbridge en matière d'ESG
  
  
• Mise en place de la première installation autonome alimentée à l'énergie solaire le long du gazoduc Texas Eastern; construction en cours de deux autres installations dans les secteurs Transport de gaz et Oléoducs
  
  
• Annonce de l'achat d'actifs de stockage d'une capacité de 6,6 millions de barils situés à Cushing, qui contribue à la mise en œuvre de la stratégie pour la côte américaine du golfe du Mexique

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION 

Concernant les activités, les priorités stratégiques et les perspectives de la société, Al Monaco, Président et chef de la direction d'Enbridge, a affirmé ce qui suit :

« Du point de vue de l'exploitation, nous avons bien performé au quatrième trimestre, terminant l'exercice 2020 avec d'excellents résultats malgré un contexte difficile pour l'économie et le secteur de l'énergie. Nos quatre secteurs très solides ont une fois de plus dégagé de bons résultats, fourni des services essentiels et assuré un approvisionnement en énergie fiable qui est absolument primordial pour la vie quotidienne des Nord-Américains et pour l'économie mondiale. »

« Malgré les indicateurs positifs observés au début de 2021, il n'est toujours pas possible de prévoir le rythme de la reprise économique, le nombre de cas de COVID-19 restant élevé dans de nombreuses parties du monde. Nous allons continuer de nous concentrer sur notre rôle essentiel, qui consiste à fournir de l'énergie de façon fiable, de même que sur la sécurité de nos employés et parties prenantes. »

« Les taux d'utilisation de 2020 pour les secteurs Transport de gaz, Distribution de gaz et Énergie renouvelable sont demeurés élevés et se sont traduits par des résultats financiers très prévisibles cette année. Dans notre réseau principal d'oléoducs, la demande réduite des raffineries a pesé sur les volumes, qui ont toutefois regagné du terrain progressivement conformément à nos attentes, atteignant 2,65 Mb/j au quatrième trimestre. La capacité de transport de pétrole lourd a été répartie depuis juillet en raison de la forte demande du marché du Midwest américain et de la côte américaine du golfe du Mexique, et les volumes de pétrole léger reviennent à la normale. Notre équipe a aussi optimisé une partie de la capacité inutilisée de transport de pétrole léger en transportant pour nos clients des mélanges de pétrole brut moyen dans nos pipelines de pétrole léger. »

« Les FTD de 4,67 $ par action pour l'exercice sont supérieurs aux prévisions que nous avions formulées avant la COVID et au milieu de notre fourchette prévisionnelle : il s'agit d'une belle réussite qui reflète la forte demande dans les marchés que nous desservons, notre modèle commercial à faible risque et les décisions que nous avons rapidement prises afin d'atténuer les répercussions de la pandémie. Cette réussite est attribuable aux efforts exceptionnels qu'ont fournis les membres de notre personnel à l'échelle de l'entreprise en réponse aux défis sans précédent liés à la pandémie et à la diminution de la demande d'énergie. De plus, nous n'avons pas eu recours à l'aide gouvernementale, même si nous y étions admissibles. »

« En plus d'afficher une excellente performance opérationnelle et financière en 2020, nous avons fait progresser nos priorités stratégiques. »

« Ainsi, nous avons d'abord pris des mesures pour consolider notre leadership en matière de critères ESG, et nous avons été heureux de constater que les agences de notation ont continué de reconnaître nos efforts dans ce domaine en attribuant une des meilleures notes aux services intermédiaires. Les critères ESG font partie intégrante de nos activités et de nos stratégies depuis longtemps et, en 2020, nous avons relevé un peu plus la barre en nous engageant à diminuer de 35 % l'intensité énergétique d'ici 2030 et à réduire à zéro les émissions nettes d'ici 2050 et en établissant de nouveaux objectifs en matière de diversité et d'inclusion, tous liés à la rémunération de la direction. De plus, en février, nous avons été les premiers de notre secteur à obtenir une facilité de crédit liés au développement durable, ce qui nous permet d'harmoniser notre performance en matière de critères ESG et nos coûts de financement. »

« Dans le secteur Oléoducs, nous avons entrepris les travaux de construction sur la canalisation 3 au Minnesota, à la suite du processus réglementaire exhaustif et rigoureux entamé il y a 6 ans, et nous sommes fiers de l'appui généralisé accordé au projet au sein de la collectivité. Nous mettons l'accent sur des pratiques de catégorie mondiale en matière de construction et de protection de l'environnement et nous nous sommes dotés des protocoles de santé et de sécurité les plus à jour afin de protéger les collectivités et nos équipes. Les travaux de construction progressent conformément à la mise en service prévue au quatrième trimestre. »

« Nous avons actualisé notre estimation des coûts pour l'ensemble du projet visant la canalisation 3 afin de refléter les travaux de construction en hiver, les améliorations supplémentaires apportées à nos techniques de construction et de protection de l'environnement à la fine pointe, les délais réglementaires et d'obtention de permis, l'augmentation des intérêts capitalisés et les protocoles liés à la COVID-19. Cette augmentation de coûts sera bien gérée grâce à nos plans de financement et à notre situation financière solide. Les données économiques actualisées relatives à la canalisation 3 demeurent très intéressantes. »

« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons mené à bien notre programme de modernisation de 2020 de 0,7 G$ US, la deuxième phase du projet de Sabal Trail de 0,1 G$ US ainsi que la dernière phase du projet d'Atlantic Bridge de 0,1 G$ US. Nous sommes aussi parvenus à une entente avec nos clients quant aux nouveaux tarifs sur les pipelines Texas Eastern, Algonquin et BC Pipeline, et avons amorcé des démarches relatives aux tarifs visant quelques autres réseaux. »

« Dans le secteur Distribution de gaz, nous avons attiré 43 000 nouveaux clients et mené à bien notre programme d'investissement de croissance de 2020 de 0,5 G$, y compris le projet de renforcement d'Owen Sound et le projet de remplacement de la canalisation de Windsor. Nous poursuivons également nos efforts pour créer des synergies dans le cadre de la fusion de nos entreprises de services publics. »

« Dans le secteur Énergie renouvelable, la construction des projets éoliens extracôtiers Saint-Nazaire et Fécamp avance bien. Nous avons également construit notre première installation autonome le long du pipeline Texas Eastern, où la construction d'une autre installation est actuellement en cours, ainsi que d'autres installations alimentées à l'énergie solaire le long du réseau principal de pipeline en Alberta. »

« L'exécution de notre programme d'investissement de croissance garanti de 16 G$ et la poursuite de l'optimisation de la performance de nos activités nous laissent entrevoir clairement une croissance de 5 % à 7 % des FTD par action jusqu'en 2023. Nous prévoyons dégager encore en 2021 un BAIIA et une croissance des flux de trésorerie élevés, favorisés par les investissements de croissance de 10 G$ qui seront mis en service et la croissance interne générée par nos activités, notamment des économies de coûts de 100 M$. Ce programme d'investissement tombe à pic pour appuyer la reprise dans les économies où nous exerçons nos activités. »

« Bien que nous nous attendions à ce que la reprise économique soit graduelle, les fondamentaux de l'énergie en Amérique du Nord ne cessent de s'améliorer grâce à l'augmentation des prix de l'énergie, à la hausse des exportations et aux moteurs de la croissance de la demande mondiale à long terme, qui sont restés intacts. Ces perspectives viennent appuyer nos priorités stratégiques et laissent entrevoir un potentiel de croissance interne. »

« Une fois terminés les travaux visant la canalisation 3, nous nous attendons à générer une capacité d'investissement annuel de 5 G$ à 6 G$. Nous demeurerons disciplinés et affecterons les fonds le mieux possible, en mettant la priorité sur la solidité de la situation financière, les investissements dans la croissance à faible intensité capitalistique et les projets de services publics à tarifs réglementés ou les projets associés aux services publics. Nous utiliserons prudemment les fonds qu'il nous reste à investir pour saisir les occasions présentant la plus grande valeur, y compris en favorisant davantage la croissance interne, et la possibilité de racheter des actions. »

« Nos dividendes demeurent au cœur de notre proposition de valeur, et nous prévoyons les augmenter proportionnellement à la croissance moyenne annuelle des FTD par action, tout en maintenant un ratio de distribution des FTD de 60 % à 70 %. Pour 2021, nous sommes très heureux d'avoir augmenté notre dividende pour une 26^e année d'affilée. »

« Pour conclure, nos actifs à long terme qui stimulent la demande et notre modèle à faible risque axé sur les pipelines et les services publics ont démontré leur résilience et leur capacité à générer des flux de trésorerie dans les conjonctures économiques les plus difficiles que nous avons connues depuis des décennies, et nous sommes en bonne posture pour continuer de générer une solide croissance des flux de trésorerie à long terme. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2020 sont résumés dans le tableau ci-après :

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les de 31 décembre 2020
	2020	2019		2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants   par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires   conforme aux PCGR	1 775	746		2 983	5 322
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,88	0,37		1,48	2,64
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 254	1 993		9 781	9 398
BAIIA ajusté^1	3 201	3 186		13 273	13 271
Bénéfice ajusté^1	1 132	1 228		4 894	5 341
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,56	0,61		2,42	2,65
Flux de trésorerie distribuables^1	2 209	2 051		9 440	9 224
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 022	2 018		2 020	2 017

1  Mesures financières non conformes aux PCGR. Les tableaux présentant le rapprochement du BAIIA ajusté, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables sont joints en annexe au présent communiqué.

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 1,0 G$, ou 0,51 $ par action, au quatrième trimestre de 2020, par rapport à la période correspondante de 2019, et a diminué de 2,3 G$, ou 1,16 $ par action, pour l'exercice 2020, par rapport à l'exercice 2019.

Pour l'exercice, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a subi en 2020 l'incidence négative de la dépréciation de 2,4 G$ (1,8 G$ après impôts) de la valeur comptable de certaines participations dans des satellites, ainsi que de la diminution de 0,8 G$ (0,5 G$ après impôts) des gains latents de juste valeur liés à l'évaluation à la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change. De plus, la comparabilité d'une période et d'un exercice à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a subi l'incidence de certains autres facteurs inhabituels ou peu fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à l'Annexe A du présent communiqué.

Au quatrième trimestre de 2020, le BAIIA ajusté a augmenté de 15 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2019. Le bénéfice supplémentaire attribuable au programme de remplacement du tronçon canadien de la canalisation 3 dans le secteur Oléoducs, les règlements tarifaires concernant Texas Eastern et Algonquin, l'apport des nouveaux actifs mis en service à la fin de 2019 et au premier semestre de 2020 de même que l'élargissement de la clientèle et la réalisation de synergies dans le secteur Distribution et stockage de gaz ont été favorables. L'excellente performance des secteurs a été en partie contrebalancée par la diminution de l'apport du secteur Services énergétiques en raison d'une compression marquée des différentiels régionaux clés, la réduction du débit sur le réseau principal en raison de la COVID-19 et l'absence de l'apport des installations sous réglementation fédérale de nos entreprises canadiennes de collecte et de traitement de gaz naturel, qui ont été vendues le 31 décembre 2019.

Pour l'exercice 2020, le BAIIA ajusté s'est chiffré à 13,3 G$, contre 13,3 G $ en 2019, et a subi l'incidence annualisée des éléments trimestriels mentionnés ci-dessus. En outre, la société a enregistré des encaissements de trésorerie d'environ 0,2 G$ sur certains pipelines du secteur Oléoducs visés par des contrats, montants qui ne sont comptabilisés dans les produits que lorsque les droits de rattrapage connexes sont utilisés ou expirent. Ces encaissements découlent principalement des répercussions de la COVID-19 sur l'utilisation du réseau en 2020, et ne devraient pas être récurrents.

Le bénéfice ajusté a diminué de 96 M$, ou 0,05 $ par action, pour le quatrième trimestre de 2020 et de 447 M$, ou 0,23 $ par action, pour l'exercice 2020. Cette diminution rend compte avant tout de la réduction des intérêts capitalisés et de la hausse de l'amortissement compte tenu des nouveaux actifs mis en service en 2019, principalement le programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada.

Les FTD ont totalisé 2,2 G$ au quatrième trimestre, soit 158 M$ de plus qu'au quatrième trimestre de 2019. Cette augmentation provient principalement de l'incidence nette des facteurs d'exploitation susmentionnés et de la hausse des distributions en trésorerie excédant la quote-part du bénéfice des satellites en raison des nouveaux actifs mis en service.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2020, les FTD se sont établis à 9,4 G$, en hausse de 216 M$ par rapport à 2019, en raison des facteurs susmentionnés ainsi que des encaissements de trésorerie plus élevés relativement aux contrats assortis de droits de rattrapage visant certains actifs du secteur Oléoducs qui n'ont pas été comptabilisés dans le BAIIA ni le bénéfice. L'incidence de ces facteurs a été en partie contrebalancée par la hausse de la charge d'intérêts attribuable aux emprunts supplémentaires engagés pour financer les dépenses d'investissement ainsi qu'à la diminution des intérêts capitalisés relativement au programme de remplacement de la canalisation 3 mis en service en décembre 2019.

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 ET PERSPECTIVES

La situation financière d'Enbridge à la fin de l'exercice 2020 était excellente, alors que son ratio de la dette sur le BAIIA s'établissait à 4,6 fois, et qu'il devrait se maintenir à l'intérieur de la fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois tout au long de 2021, compte tenu des dépenses liées à son programme d'investissement de croissance garanti.

Enbridge a terminé le quatrième trimestre en disposant de liquidités disponibles de plus de 13 G$, ce qui est largement suffisant pour combler tous ses besoins en financement jusqu'à la fin de 2021 sans recourir davantage aux marchés financiers. En février 2021, Enbridge a conclu une facilité de crédit consortiale liée au développement durable de 1,0 G$ d'une durée de trois ans. La facilité comporte des modalités qui permettent à Enbridge de diminuer les coûts d'emprunt si la société atteint un seuil intermédiaire quant à ses objectifs ESG. Compte tenu de la facilité de crédit liée liée au développement durable et des autres activités de financement réalisées en 2020, de nos flux de trésorerie résilients et de notre situation de trésorerie actuelle, nous avons simultanément annulé une facilité de crédit consortiale renouvelable de un an de 3,0 G $, en avance sur l'échéance prévue en mars 2021.

À l'occasion de la conférence de décembre 2020 de la société à l'intention des investisseurs, Enbridge a présenté ses perspectives sur 3 ans, qui confirment ses prévisions de croissance annualisée de 5 % à 7 % des FTD par action jusqu'en 2023. Enbridge a aussi présenté ses prévisions financières pour 2021, notamment un BAIIA s'établissant entre 13,9 G$ et 14,3 G$ et des FTD par action se situant dans une fourchette prévisionnelle de 4,70 $ à 5,00 $.

Les prévisions de la société pour 2021 comprennent un volume prévisionnel de 2,7 Mb/j ou plus sur le réseau principal au premier trimestre de 2021, et l'amélioration continue des volumes pour le reste de l'exercice. Elles supposent aussi que le tronçon américain de la canalisation 3 entrera en service au quatrième trimestre de 2021 et qu'il contribuera au BAIIA à hauteur d'environ 200 M$ pour l'exercice à venir.

La société a augmenté le dividende trimestriel de 2021 de 3 % pour le porter à 0,835 $ par action à compter du dividende payable le 1^er mars 2021 aux actionnaires inscrits en date du 12 février 2021.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DE PROJETS

La société poursuit la mise en oeuvre de son programme d'investissement de croissance garanti d'environ 16 G$. Ce programme diversifié de croissance interne cadre parfaitement avec notre modèle commercial à faible risque et générera un BAIIA supplémentaire d'environ 2 G$ entre 2020 et 2023. Il englobe les projets de croissance de 1,6 G$ qui ont été mis en service en 2020 et au début de 2021, notamment :

• le programme de modernisation de 2020 de 0,7 G$ US du secteur Transport de gaz;
• le projet de deuxième phase de Sabal Trail de 0,1 G$ US;
• les projets de croissance visant les services publics de 2020 de 0,5 G$ US du secteur Distribution de gaz, y compris le renforcement d'Owen Sound et le remplacement de la canalisation de Windsor;
• le projet Atlantic Bridge, qui est complètement en service depuis janvier 2021, avec la mise en service de la station de compression de Weymouth de 0,1 G$ US.

Compte tenu de la révision de 1,1 G$ (en monnaie d'origine) des dépenses liées au programme de remplacement de la canalisation 3 et des investissements de 1,6 G$ dans les projets dont la mise en service a déjà eu lieu, les dépenses prévues en vertu du programme d'investissement de croissance garanti de la société d'ici 2023 s'élèvent toujours à environ 16 G$, dont une tranche de 5 G$ ont déjà été effectuées.

La société prévoit mettre en service une tranche d'environ 10 G$ des projets visés par son programme d'investissement de croissance garanti en 2021, y compris le tronçon américain de la canalisation 3 et le prolongement de l'accès vers le sud connexe, le prolongement du pipeline T-South et le projet Spruce Ridge, ainsi que le programme de modernisation de 2021 du secteur Transport de gaz et le programme d'investissement de 2021 dans les services publics de gaz.

Remplacement de la canalisation 3

Le projet de remplacement de la canalisation 3, d'intégrité essentielle, renforcera l'exploitation fiable et en toute sécurité du réseau principal pendant longtemps et témoigne de l'importance qu'accorde depuis longtemps Enbridge à la protection de l'environnement.

Le projet rétablira la capacité de la canalisation au niveau prévu par les spécifications de sa conception initiale, soit 760 kb/j, et portera la capacité totale du réseau principal à environ 3,2 Mb/j.

Au cours du quatrième trimestre, Enbridge a obtenu tous les permis requis au Minnesota, y compris la certification de la qualité de l'eau 401 délivrée par l'Agence de contrôle de la pollution du Minnesota, tous les permis fédéraux qu'elle devait obtenir auprès de l'Army Corps of Engineers des États-Unis, y compris le permis relatif à l'article 404, et l'autorisation de construction délivrée par la Minnesota Public Utilities Commission. Ces permis s'ajoutent aux permis environnementaux délivrés par la bande du Fond du Lac en 2019, y compris la certification de la qualité de l'eau 401.

Les travaux de construction du tronçon de la canalisation 3 qui traverse le Minnesota sont en cours, alors que les travaux de construction des tronçons du Dakota du Nord et du Wisconsin et du tronçon canadien sont déjà terminés. Le tronçon américain de la canalisation 3 devrait entrer en service au quatrième trimestre de 2021.

La société a collaboré étroitement avec les autorités sanitaires locales pour mettre en place un programme complet de santé et sécurité afin de protéger les collectivités et nos équipes de la COVID-19.

Les dépenses d'investissement estimatives liées au projet de remplacement de la canalisation 3, y compris le tronçon canadien déjà en service, ont été révisées à la hausse, passant de 8,2 G$ à 9,3 G$ (en monnaie d'origine). La hausse des coûts reflète les travaux de construction en hiver, les améliorations supplémentaires apportées aux techniques de construction et de protection de l'environnement et de construction à la fine pointe, la prolongation des délais d'examen réglementaire, l'augmentation des intérêts capitalisés et les protocoles liés à la COVID-19.

Malgré la hausse des dépenses d'investissement estimatives, les flux de trésorerie liés aux projet et le rendement des fonds investis demeurent intéressants. Une fois la canalisation 3 pleinement en service, des frais supplémentaires de 0,895 $ US par baril seront appliqués, et comprendront les frais supplémentaires de 0,20$ US par baril que doivent actuellement payer les expéditeurs pour le tronçon canadien de la canalisation 3. Par ailleurs, chaque baril du débit accru associé à la capacité restaurée de la canalisation 3 sera assujetti à des droits au titre du tarif international conjoint.

La canalisation 3 devrait contribuer aux BAIIA à hauteur d'environ 200 M$ en 2021 et favoriser une croissance importante des flux de trésorerie disponibles en 2022 et par la suite.

Les besoins de financement accrus sont couverts par le plan de financement de la société pour 2021, tiennent compte d'un ratio cible dette/BAIIA entre 4,5 fois et 5,0 fois et n'auront pas d'incidence importante sur la solide situation financière d'Enbridge.

MISES À JOUR SUR LES AUTRES ACTIVITÉS

Contrats visant le réseau principal

La société poursuit les démarches dans le cadre de sa demande de contrats visant le réseau principal canadien, laquelle est actuellement examinée par la Régie canadienne de l'énergie (la « Régie »). L'offre de contrats est l'aboutissement de deux années de négociations avec les expéditeurs et est appuyée par des expéditeurs qui sont responsables de plus de 75 % des volumes transportés sur le réseau principal. Cet appui témoigne du caractère concurrentiel de l'offre, qui permettra aux expéditeurs d'obtenir les meilleurs revenus nets qui soient et garantira une demande à long terme pour le pétrole brut de l'Ouest canadien.

Au quatrième trimestre, Enbridge a continué de répondre à plusieurs séries de demandes de renseignements de la part de la Régie et des intervenants et de démontrer que les droits contractuels proposés sont justes et raisonnables et que les contrats visant le réseau sont dans l'intérêt des Canadiens. Enbridge a demandé des renseignements supplémentaires auprès des intervenants en février, et le processus de dépôt de la preuve écrite prendra fin en avril. Une audience, dont la date n'a toutefois pas encore été déterminée, est prévue après avril. Si la demande d'Enbridge n'a pas été approuvée d'ici l'expiration de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC »), le 30 juin 2021, les tarifs en vigueur à cette date devraient être maintenus de façon provisoire.

Canalisation 5 - Détroit de Mackinac

La canalisation 5 constitue une source d'approvisionnement en énergie essentielle pour les résidents, les entreprises et les raffineries partout au Michigan et dans les états américains voisins ainsi qu'en Ontario et au Québec. Elle comble 55 % de la demande en propane du Michigan et dessert des raffineries régionales situées au Michigan, en Ohio, en Pennsylvanie, en Ontario et au Québec. Les résidents, les entreprises et les raffineries de toute la région comptent sur le transport sécuritaire de pétrole, de propane et d'autres produits acheminés au moyen de la canalisation 5.

Enbridge tient à assurer une exploitation sécuritaire et fiable de la portion de la canalisation 5 qui traverse le détroit de Mackinac (le « détroit »). Cette portion fait l'objet d'un suivi constant effectué par des membres du personnel formés et au moyen d'outils technologiques de pointe, auxquels s'ajoute une surveillance visuelle.

Au quatrième trimestre, Enbridge a entrepris des démarches juridiques afin de demander à la Cour de district des États-Unis d'empêcher l'État du Michigan de mettre fin à la servitude datant de 1953 qui traverse le détroit et, par le fait même, de fermer les conduites jumelles de la canalisation 5 situées dans la servitude. La résiliation de la servitude par l'État du Michigan va à l'encontre des lois fédérales et du Traité sur les pipe-lines de transit entre le Canada et les États-Unis. Par ailleurs, la surveillance de la sécurité de la canalisation relève de la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (« PHMSA ») en vertu de la loi fédérale américaine sur la sécurité des pipelines.

Les conduites jumelles qui traversent le détroit sont sécuritaires et tout à fait conformes aux normes de sécurités fédérales en matière de canalisation qui les régissent, et elles ont été jugées en bon état de fonctionnement par la PHMSA en juin et en septembre 2020. Enbridge n'a pas l'intention de fermer les canalisations étant donné que les allégations de l'État sont vagues et que ce dernier va à l'encontre de la loi fédérale.

Enbridge poursuit les travaux liés à la construction de son tunnel des plus modernes conçu de façon à assurer la protection accrue des Grands Lacs et à rendre encore plus sécuritaire la canalisation, qui est déjà très sûre. Le 29 janvier 2021, le ministère de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie du Michigan a délivré des permis relatifs aux milieux humides et aux terres submergées ainsi que les permis du programme National Pollutant Discharge Elimination System. La société poursuit ses démarches auprès de l'Army Corps of Engineers des États-Unis et de la Michigan Public Service Commission afin d'obtenir les autres permis et autorisations réglementaires.

Restrictions de débit dans le secteur Transport de gaz et services intermédiaires

En 2020, Enbridge a entrepris un programme exhaustif d'intégrité afin d'assurer un service continu sécuritaire et fiable. Dans le cadre du programme, Enbridge a réduit le débit d'exploitation sur le réseau de Texas Eastern afin de permettre la réalisation des travaux d'intégrité. Au quatrième trimestre, la société a levé les restrictions de débit et remis le réseau en service.

RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE ET DE L'EXERCICE 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 quatrième trimestre et l'exercice 2020.

BAIIA PAR SECTEUR ET RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 403	1 971	7 683	7 681
Transport de gaz et services intermédiaires	857	638	1 087	3 371
Distribution et stockage de gaz	463	443	1 748	1 747
Production d'énergie renouvelable	147	(189)	523	111
Services énergétiques	(224)	(68)	(236)	250
Éliminations et divers	385	114	(113)	429
BAIIA	4 031	2 909	10 692	13 589
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions    ordinaires	1 775	746	2 983	5 322
Rentrées de trésorerie liées aux activités    d'exploitation	2 254	1 993	9 781	9 398

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 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants   par action)
Oléoducs	1 787	1 720	7 182	7 041
Transport de gaz et services intermédiaires	878	948	3 895	3 868
Distribution et stockage de gaz	492	481	1 822	1 819
Production d'énergie renouvelable	146	119	507	424
Services énergétiques	(82)	(22)	(119)	269
Éliminations et divers	(20)	(60)	(14)	(150)
BAIIA ajusté^1,3	3 201	3 186	13 273	13 271
Investissements de maintien	(320)	(342)	(915)	(1 083)
Charge d'intérêts^1	(705)	(704)	(2 846)	(2 716)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(17)	(81)	(342)	(386)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(68)	(54)	(300)	(204)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	170	107	649	534
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(96)	(380)	(383)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	42	30	292	169
Autres ajustements hors trésorerie	2	5	9	22
FTD^3	2 209	2 051	9 440	9 224
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires   en circulation	2 022	2 018	2 020	2 017

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 B7AIIA ajusté et des FTD sont présentés en annexe au présent communiqué.

Les FTD du quatrième trimestre de 2020 ont augmenté de 158 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2019, en raison des facteurs d'exploitation mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur et de ce qui suit :

• Légère diminution des investissements de maintien en raison des économies de coûts et de l'efficacité des programmes.
• Accroissement de l'excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du bénéfice des satellites en raison des nouveaux actifs mis en service, y compris le pipeline de pétrole brut Gray Oak et le projet éolien extracôtier Hohe See, annulé en partie par une réduction de 50 % des distributions de DCP Midstream, LP (« DCP Midstream »).

Les FTD de l'exercice 2020 ont augmenté de 216 M$ comparativement à ceux de l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés ainsi que de ce qui suit :

• Hausse des encaissements de trésorerie non comptabilisés dans les produits des activités ordinaires essentiellement par suite de la réception d'un montant en trésorerie se rapportant à certains actifs visés par des contrats d'achat ferme contenant des dispositions de droits de rattrapage pour les volumes prévus au contrat, mais non expédiés qui ne sont pas pris en compte dans le BAIIA ajusté en raison des directives de comptabilisation des produits des activités ordinaires, mais qui sont inclus dans les FTD.
• En partie contrebalancée par l'augmentation de la charge d'intérêts découlant d'une combinaison d'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.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les   montants par action)
BAIIA ajusté^1	3 201	3 186	13 273	13 271
Amortissement	(946)	(865)	(3 712)	(3 391)
Charge d'intérêts^2	(694)	(687)	(2 793)	(2 649)
Impôts sur les bénéfices^2	(304)	(237)	(1 437)	(1 381)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(29)	(73)	(57)	(126)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(96)	(380)	(383)
Bénéfice ajusté^1	1 132	1 228	4 894	5 341
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,56	0,61	2,42	2,65

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 diminué de 96 M$ et le bénéfice ajusté par action a reculé de 0,05 $ par rapport au quatrième trimestre de 2019. Le repli 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, de même que par les facteurs suivants :

• Augmentation de la charge d'amortissement en raison des nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019, principalement sur le tronçon canadien de la canalisation 3 entré en service en décembre 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 contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la dette à court terme et les billets à long terme nouvellement émis.

Pour l'exercice, le bénéfice ajusté a diminué de 447 M$ et le bénéfice ajusté par action a reculé de 0,23 $ comparativement à l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien au quatrième trimestre de 2020 (1,30 $ CA/$ US) supérieur à celui de la période correspondante de 2019 (1,32 $ CA/$ US).

Pour l'exercice 2020, le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien (1,34 $ CA/$ US) inférieur à celui 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 décembre				Exercices clos les 31 décembre
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 032		960		4 102		3 900
Réseau régional des sables bitumineux	234		208		839		856
Réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent	206		214		920		922
Autres^1	315		338		1 321		1 363
BAIIA ajusté^2	1 787		1 720		7 182		7 041
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^3	2 651		2 728		2 622		2 705
Réseau régional des sables bitumineux^4	1 919		1 864		1 641		1 817
Tarif international conjoint (« TIC »)^5	4,27	$	4,21	$	4,24	$	4,18	$

1	Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken, le pipeline Gray Oak 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 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.
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 au Canada 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 1,21 $ CA/$ US pour le quatrième trimestre de 2020 (1,19 $ CA/$ US pour le quatrième trimestre de 2019) et de 1,19 $ CA/$ US pour l'exercice 2020 (1,19 $ CA/$ US pour l'exercice 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 progressé de 67 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs suivants :

• Apport du programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada mis en service le 1^er décembre 2019 assorti de droits supplémentaires provisoires de 0,20 $ US le baril sur les volumes expédiés sur le réseau principal et hausse des droits repères aux termes du TIC. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par la baisse du débit sur le réseau principal, soit une diminution de 77 kb/j du débit moyen hors Gretna, en raison de l'incidence de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits connexes.
• Apport moindre du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent par suite de la réduction du débit de pétrole léger sur le réseau pipelinier de pétrole brut Seaway en raison de l'incidence de la COVID-19 sur la demande sur la côte américaine du golfe du Mexique, en grande partie contrebalancée par l'augmentation du débit et de l'apport du pipeline Flanagan Sud.
• Baisse du débit sur le réseau pipelinier Bakken, pris en compte au poste « Autres », attribuable à l'incidence des prix moins élevés et de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits connexes.

Le BAIIA ajusté de l'exercice 2020 du secteur Oléoducs a progressé de 141 M$ par rapport à celui de l'exercice 2019, principalement en raison des facteurs susmentionnés. Pour l'exercice, l'apport du réseau régional des sables bitumineux a légèrement diminué en raison d'une baisse des volumes livrés. La majorité de ces actifs reposent sur des contrats d'achat ferme. De plus, pour l'exercice 2020, le débit moyen hors Gretna du réseau principal a diminué de 83 kb/j, ce qui a toutefois été plus que compensé par la diminution des coûts, y compris ceux de l'énergie.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis^1	673	705	3 090	2 838
Transport de gaz au Canada^1	140	164	494	652
Secteur intermédiaire aux États-Unis	40	48	156	194
Autres	25	31	155	184
BAIIA ajusté^2	878	948	3 895	3 868

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 diminué de 70 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2019, principalement en raison de ce qui suit :

• Apport moindre du secteur Transport de gaz aux États-Unis par suite de la diminution des produits liés à Texas Eastern en raison des restrictions de débit, en partie contrebalancée par la hausse des produits liée au règlement tarifaire récent visant Texas Eastern et Algonquin.
• Absence de bénéfice lié à la partie des actifs de traitement et de collecte de gaz naturel sous réglementation fédérale du secteur Transport de gaz au Canada en 2020 vendus le 31 décembre 2019.

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires de l'exercice 2020 a augmenté de 27 M$ par rapport à celui de l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés et de ce qui suit :

• Apport accru au secteur Transport de gaz aux États-Unis de la deuxième phase du projet Atlantic Bridge, qui a été mise en service au quatrième trimestre de 2019, et du projet Stratton Ridge, qui a été mis en service au deuxième trimestre de 2019.
• En partie contrebalancé par la baisse de l'apport attribuable à l'incidence du rétrécissement du différentiel de base AECO-Chicago de notre coentreprise Alliance Pipeline et par la baisse des prix des marchandises se répercutant sur notre coentreprise Aux Sable.

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	455	444	1 741	1 714
Autres	37	37	81	105
BAIIA ajusté^1	492	481	1 822	1 819
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	507	532	1 793	1 860
Nombre de clients actifs (en millions)^2			3,8	3,8
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	1 234	1 383	3 657	4 082
Prévisions fondées sur le volume en présence   de températures normales^4	1 310	1 314	3 843	3 849

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 trimestres en raison de la demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 11 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2019, principalement pour les raisons suivantes :

• Hausse des charges liées à la distribution découlant de l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la clientèle.
• Synergies réalisées dans le cadre de la fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited.
• En partie contrebalancées par l'incidence du temps plus doux qu'ont connues nos zones de franchise au quatrième trimestre de 2020 comparativement au quatrième trimestre de 2019.

Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, le temps plus doux au quatrième trimestre de 2020 a eu une incidence défavorable d'environ 15 M$ sur le BAIIA, tandis que le temps plus froid avait eu une incidence favorable d'environ 16 M$ au quatrième trimestre de 2019.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz de l'exercice 2020 a augmenté de 3 M$ par rapport à celui de l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés ainsi que de l'absence de bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas Company, Inc. en 2020, ces sociétés ayant été vendues le 1^er octobre 2019 et le 1^er novembre 2019, respectivement.

Pour l'exercice 2020, comparativement aux prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, le temps plus doux a eu une incidence défavorable d'environ 33 M$ sur le BAIIA, tandis que le temps plus froid dans nos zones de franchise avait eu une incidence favorable d'environ 67 M$ sur le BAIIA de l'exercice 2019.

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	146	119	507	424

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 augmenté de 27 M$ comparativement au quatrième trimestre de 2019, ce qui s'explique avant tout par ce qui suit :

• Apport du projet d'agrandissement d'Albatros du projet éolien extracôtier Hohe See, qui a été mis en service en janvier 2020.
• Augmentation des ressources éoliennes aux installations éoliennes au Canada et aux États-Unis.

Le BAIIA ajusté de l'exercice 2020 du secteur Production d'énergie renouvelable a augmenté de 83 M$ comparativement à celui de 2019, en raison des facteurs susmentionnés et de ce qui suit :

• Apport du projet éolien extracôtier Hohe See, qui est devenu entièrement opérationnel en octobre 2019.
• Remboursements reçus pour certaines installations éoliennes canadiennes par suite d'un changement d'exploitant.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	(82)	(22)	(119)	269

1	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent communiqué.

Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de 60 M$ comparativement au quatrième trimestre de 2019 et de 388 M$ comparativement à l'exercice 2019, en raison de l'importante compression 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. Le BAIIA ajusté du premier trimestre de 2019 a été exceptionnellement élevé, bénéficiant de différentiels d'emplacement et de qualité favorables, qui ont eu pour effet d'accroître les occasions de réaliser des marges rentables.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration   (frais d'exploitation et d'administration)	(8)	(10)	158	66
Règlements de couvertures de change réalisés	(12)	(50)	(172)	(216)
BAIIA ajusté^1	(20)	(60)	(14)	(150)

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 40 M$ comparativement au quatrième trimestre de 2019, en raison de ce qui suit :

• Baisse des frais d'exploitation et d'administration en raison des mesures de compression des coûts.
• Baisse des pertes réalisées sur les règlements des contrats de change principalement en raison du resserrement de l'écart entre le taux de change moyen de 1,30 $ au quatrième trimestre de 2020 (1,32 $ au quatrième trimestre de 2019) et le taux de couverture de 1,29 $ au quatrième trimestre de 2020 (1,24 $ au quatrième trimestre de 2019).

Le BAIIA ajusté de l'exercice 2020 de l'unité Éliminations et divers a augmenté de 136 M$ par rapport à celui de l'exercice 2019, en raison des facteurs susmentionnés. Pour l'exercice 2020, le taux de change moyen s'est établi à 1,34 $ (1,33 $ en 2019), tandis que le taux de couverture s'est établi à 1,29 $ (1,24 $ en 2019).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 12 février 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 quatrième trimestre et de l'exercice 2020. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 8891852#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/9sroqj75. 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 [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 8891852#).

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 7 décembre 2020, le conseil d'administration de la société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er mars 2021 aux actionnaires inscrits le 12 février 2021.

		Dividende par action
Actions ordinaires^1		0,83500	$
Actions privilégiées, série A		0,34375	$
Actions privilégiées, série B		0,21340	$
Actions privilégiées, série C^2		0,15349	$
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 11^3		0,24613	$
Actions privilégiées, série 13^4		0,19019	$
Actions privilégiées, série 15^5		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 1^er mars 2021.
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 1^er mars 2020, a été réduit pour passer de 0,25458 $ à 0,16779 $ le 1^er juin 2020, a été réduit pour passer de 0,16779 $ à 0,15975 $ le 1^er septembre 2020 et a été réduit pour passer de 0,15975 $ à 0,15349 $ le 1^er décembre 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 1^er mars 2020, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er mars 2020 et tous les cinq ans par la suite.
4	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 13 a été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,19019 $ le 1^er juin 2020, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er juin 2020 et tous les cinq ans par la suite.
5	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 15 a été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,18644 $ le 1^er septembre 2020, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er septembre 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; les prévisions financières pour 2021; la pandémie de COVID-19, y compris sa durée et son incidence; les cibles de réduction de l'intensité énergétique et des émissions; les objectifs en matière de diversité et d'inclusion; 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(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); les FTD et les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; l'augmentation des dividendes et le ratio de distribution prévus; les économies de coûts attendues; 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 en construction ainsi que les coûts prévus d'entretien; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en construction; les dépenses d'investissement prévues; la capacité d'investissement et les priorités en matière de répartition du capital; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; 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; le programme de remplacement de la canalisation 3, y compris la date prévue d'entrée en service, les coûts d'investissement, l'apport au BAIIA et les données économiques; les conduites jumelles de la canalisation 5 et la poursuite de leur exploitation en toute sécurité, ainsi que les litiges et autres questions connexes.

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, 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; 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; 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(e) et le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) et 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 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 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.

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 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 403	1 971	7 683	7 681
Transport de gaz et services intermédiaires	857	638	1 087	3 371
Distribution et stockage de gaz	463	443	1 748	1 747
Production d'énergie renouvelable	147	(189)	523	111
Services énergétiques	(224)	(68)	(236)	250
Éliminations et divers	385	114	(113)	429
BAIIA	4 031	2 909	10 692	13 589
Amortissement	(946)	(865)	(3 712)	(3 391)
Charge d'intérêts	(685)	(697)	(2 790)	(2 663)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(501)	(433)	(774)	(1 708)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas   le contrôle	(28)	(72)	(53)	(122)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(96)	(380)	(383)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions   ordinaires	1 775	746	2 983	5 322

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants    par action)
Oléoducs	1 787	1 720	7 182	7 041
Transport de gaz et services intermédiaires	878	948	3 895	3 868
Distribution et stockage de gaz	492	481	1 822	1 819
Production d'énergie renouvelable	146	119	507	424
Services énergétiques	(82)	(22)	(119)	269
Éliminations et divers	(20)	(60)	(14)	(150)
BAIIA ajusté	3 201	3 186	13 273	13 271
Amortissement	(946)	(865)	(3 712)	(3 391)
Charge d'intérêts	(694)	(687)	(2 793)	(2 649)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(304)	(237)	(1 437)	(1 381)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas   le contrôle	(29)	(73)	(57)	(126)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(96)	(380)	(383)
Bénéfice ajusté	1 132	1 228	4 894	5 341
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,56	0,61	2,42	2,65

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	4 031	2 909	10 692	13 589
Éléments d'ajustement :
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	(1 057)	(783)	(856)	(1 637)
Variation de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	146	54	122	110
Paiement de prérèglement du programme de couverture	--	310	--	310
Perte au titre de la réduction de valeur d'actifs	--	297	--	402
Perte à la cession d'actifs	--	268	--	268
Perte de valeur des satellites	--	--	2 351	--
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--	24	324	86
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	47	339	135
Autres	47	60	142	8
Total des éléments d'ajustement	(830)	277	2 581	(318)
BAIIA ajusté	3 201	3 186	13 273	13 271
Amortissement	(946)	(865)	(3 712)	(3 391)
Charge d'intérêts	(685)	(697)	(2 790)	(2 663)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(501)	(433)	(774)	(1 708)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(28)	(72)	(53)	(122)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(96)	(380)	(383)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts	(9)	10	(3)	14
Charge d'impôts sur les bénéfices	197	196	(663)	327
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(1)	(1)	(4)	(4)
Bénéfice ajusté	1 132	1 228	4 894	5 341
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,56	0,61	2,42	2,65

ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 787	1 720	7 182	7 041
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	635	586	545	976
Paiement de prérèglement du programme de couverture	--	(310)	--	(310)
Autres	(19)	(25)	(44)	(26)
Total des ajustements	616	251	501	640
BAIIA	2 403	1 971	7 683	7 681

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	878	948	3 895	3 868
Perte au titre de la réduction de valeur d'actifs	--	--	--	(105)
Perte de valeur des satellites	--	--	(2 351)	--
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--	(24)	(324)	(86)
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	--	(159)	--
Perte à la cession d'actifs	--	(268)	--	(268)
Autres	(21)	(18)	26	(38)
Total des ajustements	(21)	(310)	(2 808)	(497)
BAIIA	857	638	1 087	3 371

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	492	481	1 822	1 819
Variation de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés	(12)	(21)	(10)	(12)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(17)	(8)	(60)	(51)
Autres	--	(9)	(4)	(9)
Total des ajustements	(29)	(38)	(74)	(72)
BAIIA	463	443	1 748	1 747

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	146	119	507	424
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	1	--	3	2
Perte au titre de la réduction de valeur d'actifs	--	(297)	--	(297)
Autres	--	(11)	13	(18)
Total des ajustements	1	(308)	16	(313)
BAIIA	147	(189)	523	111

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(82)	(22)	(119)	269
Variation de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés	(146)	(54)	(122)	(110)
Ajustement des stocks, montant net	4	8	5	91
Total des ajustements	(142)	(46)	(117)	(19)
BAIIA	(224)	(68)	(236)	250

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(20)	(60)	(14)	(150)
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	433	218	318	671
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	(17)	(39)	(279)	(84)
Autres	(11)	(5)	(21)	(8)
Total des ajustements	405	174	(99)	579
BAIIA	385	114	(113)	429

ANNEXE C

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD

	Trimestres clos les 31 décembre		Exercices clos les 31 décembre
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 254	1 993	9 781	9 398
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	120	(192)	(93)	259
	2 374	1 801	9 688	9 657
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^4	(68)	(54)	(300)	(204)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(96)	(380)	(383)
Investissements de maintien^2	(320)	(342)	(915)	(1 083)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	42	30	292	169
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées   aux salariés et coûts de transition et de restructuration	31	52	335	143
Distributions provenant des participations dans des   satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^4	263	154	675	361
Autres éléments	(17)	506	45	564
FTD	2 209	2 051	9 440	9 224

1	Variations des actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des recouvrements.
2	Les investissements de maintien représentent les dépenses d'investissement requises pour le soutien et l'entretien du réseau de pipelines existant ou qui sont nécessaires pour maintenir les fonctions de service des biens existants (y compris le remplacement de composants usés, désuets ou achevant leur durée de vie utile). Aux fins des FTD, les investissements de maintien excluent les dépenses qui prolongent la durée de vie utile des biens, augmentent les fonctions de service par rapport aux niveaux actuels ou réduisent les coûts engagés pour rehausser les produits ou les fonctions de service des biens existants.
3	Comprend la trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes similaires donnant lieu à des produits reportés.
4	Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

SOURCE Enbridge Inc.

Liens connexes

http://www.enbridge.com