Enbridge annonce d'excellents résultats pour le deuxième trimestre de 2021 et fait progresser ses priorités stratégiques

CALGARY, AB, le 30 juill. 2021 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le deuxième trimestre de 2021, a confirmé ses perspectives financières pour 2021 et a présenté un compte rendu semestriel.

Points saillants
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 1,4 G$ ou 0,69 $ par action ordinaire au deuxième trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1,6 G$ ou 0,82 $ par action ordinaire en 2020
  
  
• Bénéfice ajusté de 1,4 G$ ou 0,67 $ par action ordinaire, comparativement à 1,1 G$ ou 0,56 $ par action ordinaire en 2020
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3,3 G$, comparativement à 3,3 G$ en 2020
  
  
• Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 2,2 G$, comparativement à 2,4 G$ en 2020
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2,5 G$ ou 1,24 $ par action ordinaire, comparativement à 2,4 G$ ou 1,21 $ par action ordinaire en 2020
  
  
• Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 13,9 G$ à 14,3 G$ pour le BAIIA et de 4,70 $ à 5,00 $ pour les FTD par action pour l'ensemble de l'exercice 2021
  
  
• Travaux de construction du dernier tronçon dans le cadre du programme de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis qui se déroulent conformément à l'échéancier en vue d'une mise en service prévue au quatrième trimestre
  
  
• Mise en service des premières phases dans le cadre des projets d'agrandissement du réseau T-South de 1,0 G$ et Spruce Ridge de 0,5 G$; mise en service intégrale des deux projets prévue pour le quatrième trimestre
  
  
• Annonce d'une collaboration avec le gouvernement de l'Ontario pour étendre l'accès au gaz naturel dans les collectivités rurales, nordiques et autochtones
  
  
• Annonce de l'élaboration du projet d'expansion Ridgeline au Tennessee visant à permettre de produire de l'électricité au gaz naturel abordable et fiable pour remplacer la production au charbon à plus forte teneur en carbone
  
  
• Avancement du programme de modernisation pluriannuel de 2,1 G$ US du secteur Transport du gaz
  
  
• Annonce du dépôt d'un dossier tarifaire pour Texas Eastern quant aux tarifs en vigueur à compter du début de 2022, afin d'assurer que le réseau continue de procurer un taux de rendement adéquat sur le capital investi
  
  
• Progrès notables dans les travaux de construction de trois projets éoliens extracôtiers en France qui, une fois en service, produiront collectivement 1,4 GW (capacité nette de 0,3 GW) d'énergie renouvelable
  
  
• Poursuite du programme d'énergie solaire autonome des secteurs Oléoducs et Transport de gaz; trois installations sont en exploitation et quatre autres installations sont actuellement en construction
  
  
• Annonce de la vente, en contrepartie de 1,14 G$, de la participation d'Enbridge dans Noverco Inc. (« Noverco »), dont la réalisation est prévue pour le début de 2022, opération qui rehaussera la souplesse financière
  
  
• Notation valorisée par Moody's pour Enbridge Inc., qui passe à Baa1; les quatre agences de notation ont attribué la note BBB+ ou une note équivalente, ce qui reflète la solidité financière d'Enbridge, un leader du secteur, et la résilience de ses flux de trésorerie
  
  
• Publication du 20^e rapport annuel sur la durabilité d'Enbridge et annonce de l'émission, pour la première fois dans le secteur intermédiaire, d'une obligation liée à la durabilité pour un montant de 1,0 G$ US

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

Concernant le rendement d'exploitation et les résultats financiers du deuxième trimestre d'Enbridge, Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge, a affirmé ce qui suit : 

« Après un solide début d'année, nos quatre secteurs d'activité ont affiché d'excellents résultats financiers au deuxième trimestre, grâce à une bonne performance opérationnelle et à une forte utilisation de tous nos réseaux. La reprise économique mondiale est maintenant bien amorcée, et nos actifs ont été essentiels pour assurer l'accès à de l'énergie classique et renouvelable fiable et abordable tout au long de cette période critique.

« Nos résultats pour le premier semestre de 2021 nous ont bien préparés pour l'exercice complet. Nous sommes en bonne voie de mettre en service des projets d'une valeur de 10 G$ cette année et nous réitérons nos prévisions financières pour l'exercice 2021. L'exécution de notre programme d'investissement de croissance garanti et la croissance inhérente à nos actifs nous permettent de croire que nous générerons une hausse des flux de trésorerie distribuables de 5 à 7 % d'ici 2023, et nous continuons de faire progresser les priorités stratégiques dans chacun de nos secteurs d'activité.

« Dans le secteur Oléoducs, les engagements pour juillet ont été robustes, ce qui met en évidence la force des marchés que nous desservons et la demande pour la capacité de notre réseau. Comme prévu, la baisse des volumes du réseau principal au deuxième trimestre reflète l'entretien planifié des usines de valorisation des sables bitumineux et des raffineries en aval. Nos perspectives pour l'exercice 2021 complet, soit 2,8 Mb/j en moyenne, en tiennent compte.

« La construction du dernier tronçon dans le cadre du programme de remplacement de la canalisation 3 progresse bien et le projet se déroule dans le respect de l'échéancier. Nous sommes fiers du fait que le projet de remplacement de la canalisation 3 a fourni un grand nombre d'emplois et d'occasions d'affaires aux travailleurs et entreprises autochtones au Canada et aux États-Unis et qu'elle ait contribué à des dépenses de plus de 750 M$ auprès des collectivités autochtones et tribales, notamment des dépenses de plus de 250 M$ US dans l'État du Minnesota à lui seul jusqu'à maintenant.

« Avec l'achèvement des tronçons au Canada, au Dakota du Nord et au Wisconsin et la construction qui va bon train au Minnesota, nous nous attendons à ce que la canalisation 3 soit entièrement en service au quatrième trimestre. La canalisation 3 est d'abord et avant tout un projet d'intégrité essentiel qui rehaussera la sécurité et réduira davantage les risques environnementaux, tout en procurant une augmentation appréciable du BAIIA lorsqu'elle sera entièrement en service.

« Au cours du trimestre, nous avons mis en service le projet d'expansion du pipeline Woodland de 160 kb/j pour répondre aux besoins dans le cadre du projet de sables bitumineux de Kearl. Ce projet est un excellent exemple des possibilités de croissance exécutables, à faible risque et à rendement élevé dans le secteur Oléoducs.

« Dans le secteur Transport de gaz, nous sommes fiers de collaborer avec la Tennessee Valley Authority (« TVA ») dans le cadre d'un projet qui a le potentiel de procurer une énergie plus propre et plus abordable pour la clientèle des services publics. Le projet d'expansion potentielle du réseau d'East Tennessee Natural Gas, s'il est sélectionné, permettrait l'approvisionnement en gaz naturel pour une solution de production d'énergie que TVA envisage actuellement dans le but de remplacer une centrale au charbon dans le nord-est du Tennessee. Il s'agit d'une excellente occasion qui reflète le rôle vital que le gaz naturel est appelé à jouer pour remplacer les sources de production d'électricité à plus forte teneur en carbone, tout en fournissant une énergie fiable et abordable à la population du Tennessee.

De plus, nous faisons avancer les projets d'agrandissement Spruce Ridge de 0,5 G$ et T-South de 1,0 G$ de BC Pipeline. Nous avons achevé et mis en service les premiers tronçons de chaque projet, qui respectent l'échéancier de mise en service intégrale d'ici la fin de l'exercice. Par ailleurs, l'exécution de notre programme triennal de modernisation de 2,1 G$ US va bon train elle aussi. En outre, nous prévoyons déposer sous peu un dossier tarifaire visant à obtenir un taux de rendement adéquat sur le capital investi, y compris le programme de modernisation.

« Notre entreprise de distribution de gaz naturel continue de connaître une forte croissance. Nous avons récemment annoncé des projets d'expansion de l'accès au gaz naturel aux collectivités éloignées et autochtones de l'Ontario. Cet effort conjoint avec le gouvernement de l'Ontario fournira aux consommateurs un accès fiable et à faible coût à une énergie à faible teneur en carbone. De plus, nous continuons de faire progresser la construction de trois projets de gaz naturel renouvelable en Ontario, qui s'ajouteront aux trois installations déjà en exploitation. Parallèlement, la construction de notre installation de mélange d'hydrogène à Markham, en Ontario, se poursuit conformément à l'échéancier.

« Les travaux de construction de trois centrales éoliennes extracôtières au large des côtes françaises vont bon train. Ensemble, ces trois projets produiront suffisamment d'énergie renouvelable pour alimenter plus d'un million de foyers. De plus, par le truchement de Maple Power, notre coentreprise de développement éolien extracôtier, nous continuons de développer d'autres possibilités en Europe qui mettent à profit nos capacités croissantes d'aménagement, de construction et d'exploitation. Enfin, nous continuons de faire progresser notre stratégie d'énergie solaire autonome avec trois projets actuellement en service et quatre autres projets en cours. Il s'agit d'un excellent exemple de la façon dont nous réduisons les émissions et les coûts pour créer de la valeur actionnariale.

« Une forte croissance des flux de trésorerie et une gestion rigoureuse de l'affectation des capitaux nous permettront de rehausser notre souplesse financière et d'assurer qu'Enbridge est dans une position solide pour l'avenir. La cession de notre participation hors exploitation minoritaire de 1,14 G$ dans Noverco nous permettra de rehausser notre bilan déjà solide. C'est une excellente occasion de monétiser un investissement non stratégique à une valeur supérieure.

« Nous sommes satisfaits des progrès réalisés au premier semestre de 2021 en vue de concrétiser nos priorités stratégiques, notamment en rehaussant l'envergure de notre carnet d'éventuels projets d'investissement. Grâce à nos solides antécédents, nous sommes bien placés pour concrétiser notre plan triennal et consolider notre trajectoire de croissance au-delà de 2023.

« Le mois dernier, nous avons publié notre 20^e rapport annuel sur la durabilité, qui souligne l'importance que nous accordons depuis longtemps aux pratiques durables et notre rendement de premier plan quant aux enjeux environnementaux, sociaux et de gouvernance, y compris une réduction de 32 % des émissions de portée 1 et de 14 % des émissions de portée 2 entre 2018 et 2020. Nous avons réitéré notre engagement en émettant notre première obligation liée à la durabilité qui relie notre rendement financier à l'atteinte des objectifs ESG que nous avons fixés en 2020.

« Nous croyons que, dans tous les scénarios pratiques, nos actifs demeureront essentiels pour soutenir la demande d'énergie à long terme. L'infrastructure existante jouera un rôle clé dans le transport et le stockage des approvisionnements énergétiques futurs, assurant un accès abordable et fiable à l'énergie classique et à faible émission de carbone.

« Nous mettons à profit nos actifs existants et travaillons avec nos clients pour cerner des investissements précoces dans les possibilités d'infrastructure à faible émission de carbone dans nos entreprises, tout en modernisant nos actifs pour nous assurer de répondre aux besoins énergétiques sociaux pour les décennies à venir. Au cours des deux dernières décennies, nous avons établi une solide plateforme d'énergies renouvelables et réalisé des investissements précoces dans le gaz naturel renouvelable, l'hydrogène et le gaz naturel comprimé qui favoriseront notre croissance future et nous permettront de nous démarquer à titre de fournisseur de services énergétiques. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des semestres clos les 30 juin 2021 et 2020 sont résumés dans le tableau ci-après :

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	1 394		1 647			3 294		218
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,69		0,82			1,63		0,11
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 227		2 416			4 791		5 225
BAIIA ajusté^1	3 302		3 312			7 045		7 075
Bénéfice ajusté^1	1 357		1 133			2 991		2 801
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,67		0,56			1,48		1,39
Flux de trésorerie distribuables^1	2 503		2 437			5 264		5 143
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 024		2 019			2 023		2 019

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

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de 253 M$, ou 0,13 $ par action, au deuxième trimestre de 2021, par rapport à la période correspondante de 2020.

La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a subi l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou de facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à l'annexe A du présent communiqué.

Au deuxième trimestre de 2021, le bénéfice ajusté a augmenté de 224 M$, ou 0,11 $ par action, principalement en raison de l'incidence nette des facteurs d'exploitation commentés ci-après ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme, de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion de la charge d'intérêts libellée en dollars américains et de la constatation d'impôts inférieurs en 2021.

Au deuxième trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a diminué de 10 M$ comparativement à la période correspondante de 2020, ce qui s'explique principalement par le raffermissement de la demande d'énergie, alors que les économies continuent de se rétablir des incidences de la pandémie de COVID-19, ce facteur ayant été annulé par l'apport inférieur du secteur Services énergétiques et par l'effet de l'affaiblissement du dollar américain, qui influe négativement sur la conversion du BAIIA libellé en dollars américains de la société. Le taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien a baissé d'environ 12 % pour passer de 1,39 $ au deuxième trimestre de 2020 à 1,23 $ au deuxième trimestre de 2021. Le programme de gestion des risques financiers à l'échelle de l'entreprise d'Enbridge a atténué partiellement l'incidence de l'affaiblissement des taux de change grâce aux couvertures du bénéfice libellé en dollars américains de la société.

Les FTD du deuxième trimestre, à 2,5 G$, ont augmenté de 66 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020, principalement en raison de l'incidence des facteurs d'exploitation commentés ci-dessus ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme, de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion de la charge d'intérêts libellée en dollars américains et de la constatation d'impôts en espèces inférieurs en 2021.

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

Alors que la société met en œuvre son programme d'investissement garanti en 2021, elle prévoit maintenir sa solide situation financière, qui devrait se solidifier davantage en 2022, car les projets mis en service en 2021 contribueront à augmenter le BAIIA annualisé.

Le 1^er juin 2021, Moody's Investor Service a révisé à la hausse la notation d'Enbridge Inc., y compris la notation de ses titres de créance non garantis de premier rang et sa notation d'émetteur, pour les faire passer de Baa2 à Baa1 avec perspectives stables, soulignant l'endettement réduit d'Enbridge et l'amélioration continue des mesures financières de la société. Les quatre agences de notation ont attribué à la société la note BBB+ ou une note équivalente.

Au cours du trimestre, la société a annoncé qu'elle a conclu une entente définitive visant la vente à Trencap L.P. de sa participation hors exploitation minoritaire de 38,9 % dans Noverco en contrepartie de 1,14 G$ au comptant, déduction faite de la dette sans recours de Noverco prise en charge par Trencap L.P. Ce montant représente un multiple d'environ 29 fois le bénéfice conforme aux PCGR de 39 M$ déclaré pour 2020.

Cette transaction devrait se conclure d'ici le début de 2022, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires et du respect d'autres conditions de clôture habituelles. Dans un premier temps, le produit de la vente devrait être affecté au remboursement de la dette à court terme et, à plus long terme, il procurera une souplesse financière accrue.

Depuis 2018, Enbridge a annoncé et réalisé des ventes d'actifs d'une valeur de plus de 8 G$, et cette transaction portera ce total à bien plus de 9 G$. La vente de ces actifs témoigne de la discipline d'Enbridge en matière d'affectation des capitaux et de sa capacité à tirer une valeur de ses actifs existants pour la déployer vers des occasions à plus haut rendement.

Au cours du deuxième trimestre, Pipelines Enbridge Inc., filiale détenue en propriété exclusive de la société, a émis pour 400 M$ de billets de premier rang échéant dans 10 ans et assortis d'un coupon de 2,82 % et pour 400 M$ de billets de premier rang échéant dans 30 ans et assortis d'un coupon de 4,20 % dans le cadre d'un placement en deux tranches sur les marchés financiers canadiens.

Toujours en juin, Enbridge a émis sa première obligation liée à la durabilité (« OLD ») sur les marchés des capitaux d'emprunt américains, soit des billets de premier rang à échéance de 12 ans assortis d'un coupon de 2,5 %, pour un montant de 1,0 G$ US. Cette émission s'inscrit dans le cadre des OLD annoncées plus tôt ce mois-ci, dont les modalités de financement intègrent des objectifs d'émissions et d'inclusion. Cette émission réitère l'engagement d'Enbridge envers ses objectifs ESG établis en novembre 2020 et son rendement parmi les meilleurs de l'industrie. Parallèlement à ce placement, la société a aussi émis des billets de premier rang de 30 ans assortis d'un coupon de 3,4 % d'une valeur de 500 M$ US.

Le produit de ces deux placements en deux tranches a été affecté principalement au remboursement de la dette, au financement partiel de projets d'investissement et à d'autres fins générales.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société prévoit pour l'ensemble de l'exercice 2021 un BAIIA et des FTD se situant à l'intérieur des fourchettes prévisionnelles précédemment établies, soit respectivement de 13,9 G$ à 14,3 G$ et de 4,70 $ à 5,00 $ par action.

Chacun des quatre secteurs d'activité de la société devrait connaître une forte utilisation au cours du second semestre, conformément aux prévisions. Néanmoins, ce solide rendement d'exploitation devrait subir le contrecoup de l'affaiblissement du dollar américain, déduction faite des couvertures de change, et de l'apport inférieur du secteur Services énergétiques, qui continue de connaître un rétrécissement des différentiels d'emplacement et de qualité, ainsi que des situations de déport de prix sur le marché.

Les FTD profiteront des coûts de financement globaux plus faibles résultant de taux d'intérêt à court terme favorables et de la charge d'intérêts libellée en dollars américains ainsi que d'une réduction des impôts en espèces en raison principalement du recours accru aux comptes fiscaux pour diminuer le bénéfice imposable aux États-Unis.

Les directives de la société présentées lors de la conférence des investisseurs en décembre dernier présumaient un taux de change du dollar canadien au dollar américain de 1,30 $ CA, et Enbridge a indiqué qu'une variation du taux de change de un cent se traduirait par une incidence d'environ 2 M$ par mois sur les FTD, ou une incidence d'environ un cent sur les FTD par action par année.

Compte tenu du programme de couverture de la société, l'affaiblissement de la devise américaine s'est traduit par une diminution d'environ 70 M$ du BAIIA pour le semestre clos le 30 juin 2021 comparativement aux hypothèses incluses dans les prévisions de 2021.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS DE CROISSANCE GARANTIS

Le programme d'investissement de croissance garanti de la société, qui s'élève à environ 17 G$, est bien diversifié dans ses quatre plateformes de croissance et tous les projets s'appuient, aux termes de contrats, sur des modèles d'affaires qui cadrent avec le modèle commercial à faible risque axé sur les pipelines et les services publics d'Enbridge. Les dépenses engagées jusqu'à maintenant s'élèvent à près de 8 G$ et un montant d'environ 9 G$ sera engagé sur la durée restante du programme d'investissement de croissance garanti.

Enbridge poursuit ses projets d'investissement d'environ 10 G$ visés par le programme d'investissement qui devraient être mis en service en 2021 et générer un BAIIA et des flux de trésorerie appréciables en 2022. Ces projets sont les suivants :

• le projet de remplacement du tronçon américain de la canalisation 3 et de prolongement de l'accès vers le sud du secteur Oléoducs;
• les projets d'agrandissement du réseau T-South et Spruce Ridge de BC Pipeline, et le programme de modernisation de 2021 du secteur Transport de gaz;
• les projets de branchement de clients, d'expansion et de renforcement du secteur Distribution de gaz;
• plusieurs autres projets de moindre envergure des secteurs Oléoducs et Transport de Gaz et services intermédiaires.

Projet de remplacement de la canalisation 3

Le projet de remplacement de la canalisation 3, un projet d'intégrité essentiel, renforcera l'exploitation fiable et en toute sécurité du réseau principal d'Enbridge pendant longtemps.

La construction dans le cadre du projet de remplacement du tronçon américain de la canalisation 3 au Minnesota se poursuit conformément à l'échéancier, dans le respect des mesures de protection de l'environnement et des techniques de construction à la fine pointe. Les travaux de construction ont repris au début de juin après une interruption temporaire prévue le 1^er avril en raison des restrictions saisonnières.

En juin, la Cour d'appel du Minnesota a reconnu l'examen approfondi effectué sur une période de six ans par la Minnesota Public Utilities Commission et a confirmé que l'organisme a approuvé comme il se doit l'étude d'impact environnemental pour le projet, le certificat de nécessité et l'approbation du tracé.

Le projet est en bonne voie d'être mis en service au quatrième trimestre; il devrait générer un BAIIA supplémentaire d'environ 200 M$ en 2021 et favoriser une croissance importante des flux de trésorerie disponibles en 2022 et par la suite.

Expansion du réseau BC Pipeline

Le programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South de 1,0 G$ et le projet Spruce Ridge de 0,5 G$ se poursuivent conformément aux échéanciers. Ensemble, ces deux projets augmenteront la capacité du réseau de BC Pipeline d'environ 590 Mpi³/j pour répondre à la demande régionale croissante en Colombie-Britannique et dans la région du nord-ouest du Pacifique aux États-Unis grâce à la modernisation des stations de compression et à l'ajout de deux nouveaux tronçons de pipeline.

Au cours du deuxième trimestre, deux des cinq stations de compression ont été remplacées comme prévu dans le cadre du projet T-South et mises en service. Par ailleurs, un des deux nouveaux tronçons de pipeline dans le cadre du projet Spruce Ridge a été achevé et mis en service. Les autres tronçons pour les deux projets devraient être mis en service d'ici le quatrième trimestre de 2021.

Le coût d'investissement de ces projets de fiabilité et d'agrandissement sera pris en compte dans la base tarifaire. Ils dégageront un taux de rendement conforme au cadre commercial de financement du coût du service réglementé du réseau.

Modernisation du secteur Transport de gaz

La société continue de faire progresser son programme de modernisation de 2,1 G$ US jusqu'en 2023 et elle a engagé 0,4 G$ à ce titre jusqu'à maintenant. Le programme est conçu principalement pour remplacer les stations de compression vieillissantes et mettre à niveau d'autres composants du réseau, ce qui permettra de rehausser la fiabilité et la sécurité du réseau et de réduire les émissions de gaz à effet de serre associées au transport de gaz naturel.

Projets éoliens extracôtiers en Europe

La construction des trois projets éoliens extracôtiers en France précédemment annoncée, Saint-Nazaire, Fécamp et Calvados, se déroule conformément à l'échéancier, et leur mise en service est prévue entre la fin de 2022 et 2024. Ces projets s'appuient sur des ententes d'achat d'électricité à prix fixe à long terme conclues avec le gouvernement français.

Une fois ces projets en service, la société détiendra une participation dans six projets éoliens extracôtiers en exploitation situés en Europe ayant une capacité de production brute totale de plus de 2,4 GW (capacité nette de 0,6 GW), soit un volume suffisant pour alimenter 2 millions de foyers en énergie renouvelable.

AUTRES ACTUALITÉS

Transport de gaz et services intermédiaires

Projet d'expansion Ridgeline
La société travaille sur un projet d'expansion du réseau d'East Tennessee Natural Gas (« ETNG ») détenu par Enbridge. Cette expansion potentielle d'environ 1,0 G$ US fournirait à la TVA des approvisionnements supplémentaires en gaz naturel pour appuyer le remplacement d'une centrale électrique existante alimentée au charbon alors qu'elle poursuit la transition vers des combustibles à plus faible teneur en carbone, tout en fournissant une énergie abordable aux consommateurs. Le processus d'établissement de la portée de l'examen environnemental de la TVA a commencé pour cette centrale proposée et la TVA a publié le 15 juin 2021 un avis d'intention dans le registre fédéral pour amorcer le processus d'examen. Plusieurs options de remplacement de la centrale alimentée au charbon qui sera mise hors service seront évaluées dans le cadre de l'étude d'impact environnemental de la TVA. Si l'option de construction sur place d'une centrale de gaz naturel à cycle combiné est retenue à l'issue de l'examen de la TVA, Enbridge procédera à l'expansion nécessaire du réseau d'East Tennessee.

Le projet proposé d'ETNG consisterait en l'aménagement d'un pipeline supplémentaire, dont le tracé se trouve en majeure partie le long des emprises existantes, d'une station de compression alimentée à l'électricité et d'installations solaires sur le site, ainsi que d'autres caractéristiques de conception qui contribuent toutes à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Si l'évaluation environnementale de la TVA permet d'établir que l'option de construction sur place d'une centrale de gaz naturel à cycle combiné est la source d'approvisionnement optimale, sous réserve de l'approbation et de l'obtention de tous les permis requis, la construction du pipeline s'amorcerait en 2025 pour une mise en service prévue à l'automne 2026.

Mise à jour sur la réglementation
La société continue de faire progresser sa stratégie de réglementation pour assurer un rendement juste et raisonnable et le recouvrement en temps opportun du capital investi dans ses réseaux essentiels de distribution d'énergie.

Le 30 avril 2021, la FERC a approuvé le sommaire de stipulation et d'entente déposé relativement au dossier tarifaire de Maritimes & Northeast U.S. et, le 15 juillet 2021, la FERC a approuvé le sommaire de stipulation et d'entente déposé relativement au dossier tarifaire d'Alliance U.S. De plus, un accord de principe a été conclu pour le dossier tarifaire d'East Tennessee et un sommaire de stipulation et d'entente a été soumis à l'approbation de la FERC.

Postérieurement à la fin du trimestre, Enbridge a annoncé qu'elle prévoyait déposer, pour le réseau Texas Eastern, un dossier tarifaire en vertu de l'article 4 compte tenu de la croissance de la base tarifaire du réseau et de l'augmentation du coût du service, principalement en raison de la modernisation du réseau ainsi que des investissements en matière de sécurité et de fiabilité. Les pourparlers avec les expéditeurs en vue d'un règlement commenceront au deuxième semestre de 2021 et se poursuivront en 2022; selon toute attente, les droits déposés entreront en vigueur le 1^er février 2022.

Distribution de gaz et stockage

Expansion dans les collectivités
Au cours du deuxième trimestre, Enbridge a annoncé une collaboration avec le gouvernement de l'Ontario pour étendre l'accès au gaz naturel dans les collectivités rurales, nordiques et autochtones grâce à 27 projets prévus dans la deuxième phase du Programme pour l'expansion de l'accès au gaz naturel de l'Ontario. Ces projets contribueront à la croissance de la concession de services publics d'Enbridge, l'une des plus importantes en Amérique du Nord, et permettront à un plus grand nombre de familles et d'entreprises d'avoir accès à du gaz naturel fiable et à faible coût.

Oléoducs

Contrats visant le réseau principal
La société a conclu l'audience portant sur l'offre de contrats visant son réseau principal devant la Régie canadienne de l'énergie (la « Régie »). L'offre de contrats, qui constitue l'aboutissement de deux années de négociations avec les expéditeurs, permettra à ces derniers d'obtenir les meilleurs revenus nets qui soient et garantira une demande à long terme pour le pétrole brut de l'Ouest canadien.

La Régie procédera à l'examen du dossier élaboré tout au long du processus de réglementation avant de rendre sa décision. La société s'attend à ce qu'une décision soit rendue plus tard cette année. L'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») actuellement en vigueur a pris fin le 30 juin 2021 et, conformément à ses modalités, les droits alors en vigueur ont été maintenus de façon provisoire à compter du 1^er juillet 2021, sous réserve de leur établissement définitif et remboursement, le cas échéant. Ces droits seront mis à jour plus tard cette année pour tenir compte de la mise en service du tronçon américain dans le cadre du programme de remplacement de la canalisation 3. Ils seront en vigueur jusqu'à ce que les contrats pour le réseau principal soient en place.

Canalisation 5 - Projet de tunnel dans les Grands Lacs

Le projet de tunnel dans les Grands Lacs (le « projet de tunnel ») consiste à relocaliser la canalisation 5 dans un tunnel des plus modernes situé sous le détroit de Mackinac (le « détroit »); il s'agit de la meilleure façon de remplacer et de moderniser les canalisations qui traversent le détroit, tout en maintenant un approvisionnement essentiel en énergie dont dépend la population du Michigan et de la région environnante.

Enbridge poursuit ses démarches pour obtenir les permis nécessaires pour le projet de tunnel. Au premier trimestre de 2021, le département de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie du Michigan a accordé les permis requis à la société. Pour consolider le dossier réglementaire, l'Army Corp of Engineers des États-Unis prépare un énoncé des incidences environnementales à l'appui de son processus d'octroi de permis, alors que la Michigan Public Service Commission poursuit son processus d'octroi de permis.

Mise à jour sur la durabilité et la performance ESG

Rapport sur la durabilité 2020
En juin, Enbridge a publié son 20^e rapport annuel sur la durabilité qui fait état de son rendement parmi les meilleurs de l'industrie et de la façon dont la société fait progresser son approche de longue date en matière de durabilité.

Le rapport sur la durabilité 2020 présente de nouvelles mesures de suivi de l'intensité des émissions de portée 3 de l'énergie transportée par Enbridge et la façon dont les investissements dans le gaz naturel renouvelable, l'hydrogène et l'électricité renouvelable font progresser la transition énergétique. En outre, Enbridge a retenu les services d'un vérificateur indépendant pour effectuer une vérification limitée des principaux indicateurs de performance environnementale, ce qui démontre l'engagement de la société à divulguer de façon transparente sa performance par rapport à ses cibles.

Programme d'installations autonomes alimentées à l'énergie solaire
Au deuxième trimestre, la société a mis en service une centrale d'énergie solaire d'une capacité de 2,5 MW à la station de compression de Heidlersburg, en Pennsylvanie, sur le réseau Texas Eastern. Enbridge exploite maintenant trois centrales sur l'ensemble de son réseau; quatre autres projets d'une capacité de production d'énergie renouvelable totale de 40 MW sont prévus pour la fin de 2022 sur le réseau principal d'oléoducs et le pipeline Flanagan Sud.

L'auto-alimentation s'inscrit dans le cadre de l'approche adoptée par la société pour atteindre ses objectifs de carboneutralité par la réduction de ses émissions de portée 1 et de portée 2 liées au transport de pétrole brut et de gaz naturel, tout en générant un rendement sur son investissement comparable à celui de ses projets de croissance interne classiques. Enbridge continue d'évaluer les possibilités de construire d'autres installations d'énergie solaire autonomes le long de son réseau.

RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2021

Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de la société comptabilisés conformément aux PCGR pour le deuxième trimestre de 2021.

BAIIA PAR SECTEUR ET FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DES ACTIVITÉS D'EXPLOITATION CONFORMES AUX PCGR

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 044		2 340			4 083		3 190
Transport de gaz et services intermédiaires	868		950			1 841		(104)
Distribution et stockage de gaz	458		383			1 092		987
Production d'énergie renouvelable	115		163			271		283
Services énergétiques	(239)		(99)			(175)		22
Éliminations et divers	92		261			312		(705)
BAIIA	3 338		3 998			7 424		3 673
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 394		1 647			3 294		218
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 227		2 416			4 791		5 225

Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le bénéfice, le BAIIA par secteur et les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR pour en exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation, ce qui permet à la direction et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance de la société d'une période à l'autre en fonction de la normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action et des FTD avec leurs équivalents les plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent communiqué.

FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 844		1 744			3 725		3 663
Transport de gaz et services intermédiaires	935		975			1 942		2 072
Distribution et stockage de gaz	461		406			1 107		1 015
Production d'énergie renouvelable	113		150			267		268
Services énergétiques	(86)		86			(161)		73
Éliminations et divers	35		(49)			165		(16)
BAIIA ajusté^1, 3	3 302		3 312			7 045		7 075
Investissements de maintien	(161)		(135)			(270)		(339)
Charge d'intérêts^1	(635)		(709)			(1 312)		(1 420)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(20)		(134)			(121)		(242)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(73)		(88)			(141)		(164)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	153		210			196		282
Dividendes sur les actions privilégiées	(90)		(94)			(182)		(190)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	32		81			51		132
Autres ajustements hors trésorerie	(5)		(6)			(2)		9
FTD^3	2 503		2 437			5 264		5 143
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 024		2 019			2 023		2 019

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 deuxième trimestre de 2021 ont augmenté de 66 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2020, en raison principalement des facteurs d'exploitation mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur et de ce qui suit :

• Diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion des paiements d'intérêt sur la dette libellée en dollars américains.
• Réduction des impôts sur les bénéfices exigibles principalement en raison de la diminution de l'impôt minimum aux États-Unis et recours accru aux comptes fiscaux existants pour diminuer le bénéfice imposable aux États-Unis.
• Diminution de l'excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du résultat des satellites en raison principalement du moment de la réception des dividendes en 2020.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1	3 302		3 312			7 045		7 075
Amortissement	(929)		(949)			(1 861)		(1 831)
Charge d'intérêts^2	(622)		(695)			(1 287)		(1 391)
Impôts sur les bénéfices^2	(269)		(404)			(668)		(855)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(35)		(37)			(56)		(7)
Dividendes sur les actions privilégiées	(90)		(94)			(182)		(190)
Bénéfice ajusté^1	1 357		1 133			2 991		2 801
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,67		0,56			1,48		1,39

1	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté sont présentés en annexe au présent communiqué.
2	Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

Le bénéfice ajusté a augmenté de 224 M$ et le bénéfice ajusté par action a progressé de 0,11 $ par rapport au deuxième trimestre de 2020. La hausse du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, ainsi qu'il est expliqué à la rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après, de même qu'aux facteurs suivants :

• Diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion des paiements d'intérêts sur la dette libellée en dollars américains.
• Réduction de la charge d'impôts principalement en raison de la diminution du bénéfice et de l'impôt minimum aux États-Unis.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains, principalement dans les secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires, a été converti à un taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien au deuxième trimestre de 2021 (1,23 $ CA/$ US) inférieur à celui de la période correspondante de 2020 (1,39 $ CA/$ US).

Le bénéfice libellé en dollars américains est en partie couvert par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 050		969			2 181		2 076
Réseau régional des sables bitumineux	231		199			468		410
Réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent	261		257			450		501
Autres^1	302		319			626		676
BAIIA ajusté^2	1 844		1 744			3 725		3 663
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^3	2 623		2 439			2 684		2 641
Réseau régional des sables bitumineux^4	1 884		1 399			1 916		1 632
Tarif international conjoint (« TIC »)^5	4,27	$	4,21	$		4,27	$	4,21	$

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 le pipeline d'Athabasca, le pipeline Waupisoo, le pipeline Woodland et le réseau Wood Buffalo, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
5	Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du réseau principal de la société est couvert en majeure partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ 55 % du total des produits du réseau principal et le taux de change effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal était de 1,24 $ CA/$ US pour le deuxième trimestre de 2021 (1,17 $ CA/$ US pour le deuxième trimestre de 2020).

Les résultats du tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion des devises à l'instar des autres entreprises de la société établies aux États-Unis, dont les résultats sont convertis au taux moyen sur le marché au comptant pour une période donnée. L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie couverte par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 100 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2020, principalement en raison des facteurs suivants :

• Augmentation de l'apport du réseau principal en raison de la hausse du débit par rapport au deuxième trimestre de 2020 découlant du raffermissement de la demande de pétrole brut et des produits connexes alors que les économies continuent de se rétablir des incidences de la pandémie de COVID-19, de l'accroissement des droits repères aux termes du TIC et du supplément lié à l'ETC ainsi que du taux de couverture du change plus élevé (1,24 $ CA en 2021, contre 1,17 $ CA en 2020) sur les couvertures utilisées pour gérer le risque de change sur les produits du réseau principal au Canada libellés en dollars américains.
• Débit supérieur du pipeline d'Athabasca et du pipeline Waupisoo sur le réseau régional de sables bitumineux, alors que la production dans le bassin se rétablit de son point le plus bas au deuxième trimestre de 2020.
• Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout du débit supérieur et de l'apport accru du réseau pipelinier de pétrole brut Seaway.

Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui suit :

• Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement compensée par les profits réalisés par l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	721		791			1 503		1 655
Transport de gaz au Canada	140		105			282		243
Secteur intermédiaire aux États-Unis	41		35			84		80
Autres	33		44			73		94
BAIIA ajusté^1	935		975			1 942		2 072

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

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a diminué de 40 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui suit :

• Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement compensée par les profits réalisés dans l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.
• Apport moindre du secteur Transport de gaz aux États-Unis en raison de l'absence en 2021 de produits comptabilisés en 2020 relativement au règlement de tarifs provisoires recouvrés de façon rétroactive au 1^er juin 2019 auprès d'expéditeurs du réseau Texas Eastern.
• Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par ce qui suit :
• Augmentation des produits tirés des actifs du secteur Transport de gaz aux États-Unis en raison de l'absence de restrictions liées à la pression auxquelles le réseau Texas Eastern était assujetti en 2020.
• Apport de la phase III du projet Atlantic Bridge et avis d'entrée en service communiqué à la FERC en janvier 2021.

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	419		385			1 023		959
Autres	42		21			84		56
BAIIA ajusté^1	461		406			1 107		1 015
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	352		351			1 023		989
Nombre de clients actifs (en millions)^2						3,8		3,8
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	482		606			2 289		2 333
Prévisions fondées sur le volume en présence de températures normales^4	520		516			2 444		2 439

1	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent communiqué.
2	Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à la fin de la période visée.
3	Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
4	Les températures normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestre en raison de la demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 55 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2020, principalement pour les raisons suivantes :

• Réduction des frais d'exploitation et d'administration principalement grâce aux gains d'efficacité réalisés.
• Hausse des charges liées à la distribution découlant de l'augmentation annuelle des tarifs et de l'élargissement de la clientèle.

Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, les résultats du deuxième trimestre de 2021 ont profité d'une légère incidence favorable de l'ordre de 1 M$. Le temps plus froid que prévu au deuxième trimestre de 2020 a eu une incidence favorable de 22 M$ sur les résultats.

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	113		150			267		268

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 37 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020, ce qui s'explique avant tout par ce qui suit :

• Absence en 2021 des remboursements touchés en 2020 à certaines installations éoliennes au Canada à la suite d'un changement d'exploitant.
• Diminution des ressources éoliennes aux installations terrestres de production d'énergie éolienne au Canada.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	(86)		86			(161)		73

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

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de 172 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui suit :

• Importante compression des différentiels d'emplacement et de qualité sur certains marchés.
• Occasions de stockage réduites en 2021 en raison d'un marché en déport comparativement à des occasions de stockage favorables en 2020.
• Possibilités moindres de dégager des marges de transport rentables à l'égard des installations pour lesquelles les Services énergétiques ont des obligations de capacité.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration (frais d'exploitation et d'administration)	(19)		29			87		108
Gains (pertes) réalisés sur le règlement de couvertures de change	54		(78)			78		(124)
BAIIA ajusté^1	35		(49)			165		(16)

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 84 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2020, en raison des profits de change réalisés en 2021, comparativement aux pertes de change réalisées en 2020, attribuables à la baisse du taux de change moyen du dollar américain, qui s'est établi à 1,23 $ au deuxième trimestre de 2021 (1,39 $ au deuxième trimestre de 2020) alors que le taux de couverture s'est établi à 1,30 $ au deuxième trimestre de 2021 (1,29 $ au deuxième trimestre de 2020).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 30 juillet 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 deuxième trimestre de 2021. 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 5559468. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://www.enbridge.com/media-center/news/details?id=123683&lang=en. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web environ 24 heures plus tard. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 5559468).

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 27 juillet 2021, le conseil d'administration de la société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er septembre 2021 aux actionnaires inscrits le 13 août 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	0,15753	$
Actions privilégiées, série D	0,27875	$
Actions privilégiées, série F	0,29306	$
Actions privilégiées, série H	0,27350	$
Actions privilégiées, série J	0,30540	$ US
Actions privilégiées, série L	0,30993	$ US
Actions privilégiées, série N	0,31788	$
Actions privilégiées, série P	0,27369	$
Actions privilégiées, série R	0,25456	$
Actions privilégiées, série 1	0,37182	$ US
Actions privilégiées, série 3	0,23356	$
Actions privilégiées, série 5	0,33596	$ US
Actions privilégiées, série 7	0,27806	$
Actions privilégiées, série 9	0,25606	$
Actions privilégiées, série 11	0,24613	$
Actions privilégiées, série 13	0,19019	$
Actions privilégiées, série 15	0,18644	$
Actions privilégiées, série 17	0,32188	$
Actions privilégiées, série 19	0,30625	$

1	Le dividende trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3 % et passera de 0,81 $ à 0,835 $ à compter du 1^er mars 2021.
2	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série C a été majoré pour passer de 0,15349 $ à 0,15501 $ le 1^er mars 2021 et majoré pour passer de 0,15501 $ à 0,15753 $ le 1^er juin 2021, en raison de la refixation du taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions privilégiées de série C.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : la vision et la stratégie d'entreprise d'Enbridge; les prévisions financières pour 2021; 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 et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; l'augmentation des dividendes et le ratio de distribution prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; le ratio dette/BAIIA prévu; la vigueur et la souplesse financières et la capacité d'investissement; les priorités en matière de répartition du capital; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et en construction ainsi que les coûts prévus d'entretien, y compris l'expansion du réseau de BC Pipeline; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; les avantages prévus des opérations conclues, y compris l'utilisation du produit et la concrétisation d'efficiences et de synergies; les futures mesures et décisions prévues que prendront les organismes de réglementation et les tribunaux, de même que leur moment et leur incidence; les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, y compris les contrats conclus pour le réseau principal, et les avantages qui devraient en découler; le projet de remplacement de la canalisation 3, y compris la date prévue d'entrée en service, les coûts d'investissement, l'apport au BAIIA et aux flux de trésorerie et les données économiques; les conduites jumelles de la canalisation 5, le projet de tunnel dans les Grands Lacs, ainsi que les 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 LGN et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des liquides de gaz naturel (« 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 et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation, les taux d'intérêt et la pandémie de COVID-19 ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice (la perte) prévu, le bénéfice (la perte) ajusté prévu, les FTD prévus et les montants connexes par action et les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en construction, y compris les dates estimatives d'achèvement et les dépenses d'investissement estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques; l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service et les régimes de recouvrement des coûts; et la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet de la concrétisation des avantages et synergies prévus à la suite de projets et d'opérations, de l'exécution réussie de nos priorités stratégiques, du rendement de l'exploitation, de la politique de la société en matière de versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des modifications de la réglementation régissant l'entreprise de la société, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment les risques et incertitudes dont il est question dans le présent document et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens. Nos principales entreprises englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du pétrole brut produit en Amérique du Nord, le secteur Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine environ 20 % du gaz naturel consommé aux États-Unis ainsi que le secteur Distribution et stockage de gaz, qui dessert près de 3,8 millions de clients du marché de détail en Ontario et au Québec, et le secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit environ 1 766 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 liée 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 flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant l'incidence des variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation. La direction se sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour établir ses cibles de versement de dividendes.

Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières non conformes aux PCGR prospectives avec les mesures conformes aux PCGR comparables en raison de la difficulté et de l'impraticabilité de l'estimation de certains éléments, plus particulièrement en ce qui a trait à certains passifs éventuels et aux gains et pertes hors trésorerie latents liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés touchés par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières prospectives non conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.

Nos mesures non conformes aux PCGR décrites ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») et ne sont pas considérées comme des mesures conformes aux PCGR des États-Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

Les tableaux ci-après fournissent un rapprochement des mesures non conformes aux PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.

ANNEXE A

RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 044		2 340			4 083		3 190
Transport de gaz et services intermédiaires	868		950			1 841		(104)
Distribution et stockage de gaz	458		383			1 092		987
Production d'énergie renouvelable	115		163			271		283
Services énergétiques	(239)		(99)			(175)		22
Éliminations et divers	92		261			312		(705)
BAIIA	3 338		3 998			7 424		3 673
Amortissement	(929)		(949)			(1 861)		(1 831)
Charge d'intérêts	(618)		(681)			(1 275)		(1 387)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(270)		(591)			(753)		(42)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(37)		(36)			(59)		(5)
Dividendes sur les actions privilégiées	(90)		(94)			(182)		(190)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 394		1 647			3 294		218

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 844		1 744			3 725		3 663
Transport de gaz et services intermédiaires	935		975			1 942		2 072
Distribution et stockage de gaz	461		406			1 107		1 015
Production d'énergie renouvelable	113		150			267		268
Services énergétiques	(86)		86			(161)		73
Éliminations et divers	35		(49)			165		(16)
BAIIA ajusté	3 302		3 312			7 045		7 075
Amortissement	(929)		(949)			(1 861)		(1 831)
Charge d'intérêts	(622)		(695)			(1 287)		(1 391)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(269)		(404)			(668)		(855)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(35)		(37)			(56)		(7)
Dividendes sur les actions privilégiées	(90)		(94)			(182)		(190)
Bénéfice ajusté	1 357		1 133			2 991		2 801
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,67		0,56			1,48		1,39

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	3 338		3 998			7 424		3 673
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	(242)		(1 186)			(521)		770
Variation de la perte latente liée à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	153		525			14		49
Perte de valeur des satellites	--		--			--		1 736
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--		--			--		324
Ajustement des stocks, montant net - Services énergétiques	--		(340)			--		2
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	36		268			72		279
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--		--			--		159
Autres	17		47			56		83
Total des éléments d'ajustement	(36)		(686)			(379)		3 402
BAIIA ajusté	3 302		3 312			7 045		7 075
Amortissement	(929)		(949)			(1 861)		(1 831)
Charge d'intérêts	(618)		(681)			(1 275)		(1 387)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(270)		(591)			(753)		(42)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(37)		(36)			(59)		(5)
Dividendes sur les actions privilégiées	(90)		(94)			(182)		(190)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts	(4)		(14)			(12)		(4)
Charge d'impôts sur les bénéfices	1		187			85		(813)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	2		(1)			3		(2)
Bénéfice ajusté	1 357		1 133			2 991		2 801
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,67		0,56			1,48		1,39

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 844		1 744			3 725		3 663
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	145		616			306		(450)
Règlement d'impôts fonciers	57		--			57		--
Perte de valeur d'actifs	--		(13)			--		(13)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(2)		(7)			(5)		(7)
Autres	--		--			--		(3)
Total des ajustements	200		596			358		(473)
BAIIA	2 044		2 340			4 083		3 190

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	935		975			1 942		2 072
Perte de valeur des satellites	--		--			--		(1 736)
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--		--			--		(324)
Ajustement de la quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream, LLC	(47)		(22)			(66)		31
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--		--			--		(159)
Autres	(20)		(3)			(35)		12
Total des ajustements	(67)		(25)			(101)		(2 176)
BAIIA	868		950			1 841		(104)

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	461		406			1 107		1 015
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	12		(15)			14		(9)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(14)		(8)			(28)		(15)
Autres	(1)		--			(1)		(4)
Total des ajustements	(3)		(23)			(15)		(28)
BAIIA	458		383			1 092		987

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin						Semestres clos les 30 juin
	2021		2020				2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	113		150				267		268
Variation du gain latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	2		--				4		2
Cession - actifs de transport de la LRMA	--		13		--		--		13
Total des ajustements	2		13				4		15
BAIIA	115		163				271		283

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(86)		86			(161)		73
Variation de la perte latente liée à la juste valeur d'instruments dérivés	(153)		(525)			(14)		(49)
Ajustement des stocks, montant net	--		340			--		(2)
Total des ajustements	(153)		(185)			(14)		(51)
BAIIA	(239)		(99)			(175)		22

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	35		(49)			165		(16)
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	83		585			197		(313)
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	(20)		(253)			(39)		(257)
Autres	(6)		(22)			(11)		(2)
Total des ajustements	57		310			147		(689)
BAIIA	92		261			312		(705)

ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - FLUX DE TRÉSORERIE PROVENANT DES ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 227		2 416			4 791		5 225
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	207		91			625		(103)
	2 434		2 507			5 416		5 122
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^4	(73)		(88)			(141)		(164)
Dividendes sur les actions privilégiées	(90)		(94)			(182)		(190)
Investissements de maintien^2	(161)		(135)			(270)		(339)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	32		81			51		132
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	37		268			72		279
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^4	184		176			245		253
Autres éléments	140		(278)			73		50
FTD	2 503		2 437			5 264		5 143

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

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