Enbridge annonce d'excellents résultats pour le premier trimestre de 2021 et confirme ses perspectives financières pour 2021

CALGARY, AB, le 7 mai 2021 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui d'excellents résultats financiers pour le premier trimestre de 2021, a confirmé ses perspectives financières pour 2021 et a présenté un compte rendu trimestriel.

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

• Bénéfice conforme aux PCGR de 1,9 G$ ou 0,94 $ par action ordinaire pour l'exercice, comparativement à une perte conforme aux PCGR de 1,4 G$ ou 0,71 $ par action ordinaire en 2020
  
  
• Bénéfice ajusté de 1,6 G$ ou 0,81 $ par action ordinaire, comparativement à 1,7 G$ ou 0,83 $ par action ordinaire en 2020
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3,7 G$, comparativement à 3,8 G$ en 2020
  
  
• Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 2,6 G$, comparativement à 2,8 G$ en 2020
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2,8 G$ ou 1,37 $ par action ordinaire, comparativement à 2,7 G$ ou 1,34 $ 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
  
  
• Poursuite du programme d'investissement garanti de 17 G$, des projets de 10 G$ devant être mis en service en 2021, ce qui laisse entrevoir une croissance importante des flux de trésorerie en 2022
  
  
• Travaux de construction du dernier tronçon dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis qui se déroulent conformément à l'échéancier en vue de la mise en service prévue au quatrième trimestre de 2021
  
  
• Conclusion d'ententes de principe visant les tarifs avec des clients relativement à plusieurs actifs du secteur Transport de gaz, lesquelles assurent une stabilité des flux de trésorerie et un rendement approprié de nos investissements
  
  
• Avancement du programme d'investissement de croissance du secteur Distribution de gaz, en bonne voie pour l'attrait de 45 000 nouveaux clients cette année
  
  
• Autorisation de quatre nouveaux projets d'énergie autonomes pour le réseau d'oléoducs et mise en service de l'installation Alberta Solar One de 10,5 MW, ce qui permet de réduire les émissions de CO₂ des stations de pompage
  
  
• Autorisation du parc éolien extracôtier Calvados de 448 MW qui s'appuie sur un contrat d'achat d'électricité à prix fixe de 20 ans
  
  
• Annonce du développement d'un projet de production et de mélange d'hydrogène vert de 20 MW au Québec par l'entremise de Gazifère, en partenariat avec Evolugen
  
  
• Clôture de la vente précédemment annoncée de 49 % des participations d'Enbridge dans trois projets éoliens extracôtiers en France en cours d'aménagement à Investissements RPC
  
  
• Réalisation de l'achat précédemment annoncé 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 résultats et les perspectives de la société, Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge, a affirmé ce qui suit :

« Nous avons commencé l'année en force. Chacune de nos quatre entreprises de premier ordre a été très fortement utilisée au premier trimestre, ce qui reflète leurs modèles résilients qui stimulent la demande, leurs clients d'importance et la reprise continue de l'activité économique mondiale.

« Durant la pandémie, nous avons constamment fourni aux Nord-Américains un accès sûr et fiable à une énergie abordable qui est absolument essentielle à leur vie quotidienne. Malgré les pires perturbations de l'activité économique et des marchés de l'énergie jamais observées, nous avons atteint les objectifs financiers que nous avions fixés pour 2020 avant la pandémie.

« Grâce au travail acharné de nos employés, nous avons une fois de plus bien performé au chapitre de l'exploitation au premier trimestre, tout en faisant face à une tempête hivernale brutale au Texas qui a eu des répercussions importantes sur les marchés énergétiques nord-américains.

« Notre solide performance opérationnelle, combinée à une proportion élevée de flux de trésorerie tirés de contrats et de projets de services publics, s'est traduite par d'excellents résultats financiers. Les flux de trésorerie distribuables pour le trimestre sont supérieurs à ceux du premier trimestre de l'exercice précédent, qui n'avait en grande partie pas été affecté par la pandémie. Cet excellent résultat montre à quel point notre entreprise est résiliente malgré les conditions économiques les plus turbulentes. Notre état de la situation financière est bien équilibré et nous offre une grande marge de manœuvre.

« Nous avons également continué de renforcer nos activités de base et sommes en bonne voie pour réaliser les économies de coûts que nous avons établies dans nos prévisions pour 2021, et nous sommes confiants dans notre capacité d'améliorer encore nos rendements grâce à nos laboratoires de technologie et d'innovation de pointe à Calgary et Houston.

« Sur le plan réglementaire, nous avons conclu une entente de principe concernant Maritimes & Northeast U.S., laquelle a récemment reçu l'approbation de la FERC, et des ententes de principe concernant Alliance U.S. et East Tennessee, pour lesquelles nous attendons l'approbation de la FERC. Ces demandes nous assureront d'obtenir un rendement approprié sur le capital investi. Dans le secteur Oléoducs, l'initiative portant sur les contrats visant le réseau principal jouit toujours d'un fort appui de la part des clients et nous attendons avec impatience l'audience devant la Régie canadienne de l'énergie, qui devrait commencer ce mois-ci.

« Nous faisons également progresser les priorités stratégiques que nous avons définies dans le plan triennal dont nous avons discuté à l'occasion de la conférence Enbridge Day en décembre. Nous accompli de grands progrès dans notre programme d'investissement garanti de 17 G$, qui devrait générer un BAIIA supplémentaire d'environ 2 G$ par année, et nous sommes sur la bonne voie pour mettre en service des projets de 10 G$ dans le cadre de ce programme au cours de l'exercice.

« Dans le secteur Oléoducs, la construction du dernier tronçon du projet de remplacement de la canalisation 3 au Minnesota est achevée à environ la moitié et progresse selon l'échéancier en vue de la mise en service au quatrième trimestre de 2021. Dans le secteur Transport de gaz, nous allons effectuer des investissements d'expansion et de modernisation de 3 G$ en vue de mises en service plus tard au cours de l'exercice. Dans les énergies renouvelables, les fondations de notre projet éolien extracôtier Saint-Nazaire sont en cours d'installation et les premiers travaux de construction avancent sur deux autres projets d'envergure français portant sur les services publics. Enfin, nos entreprises de services publics de gaz naturel poursuivent leur croissance et sont en bonne voie pour attirer 45 000 nouveaux clients cette année.

« Toujours dans le secteur Oléoducs, nous avons maintenant terminé la conception et l'ingénierie du tunnel de la canalisation 5 des Grands Lacs, et nous sommes en train de sélectionner un entrepreneur pour construire cette infrastructure de pointe. Il s'agit sans aucun doute de la meilleure façon de remplacer et de moderniser les pipelines existants tout en maintenant l'approvisionnement absolument essentiel en pétrole brut et en propane dont dépendent le Michigan, l'Ohio, l'Indiana, l'Ontario, le Québec et la région environnante.

« La réalisation de notre plan triennal devrait générer une capacité d'investissement annuel de 5 G$ à 6 G$ à compter de 2022, sans que l'injection de capitaux de provenance externe soit nécessaire. 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. En outre, nous utiliserons prudemment les fonds qu'il nous reste à investir afin de saisir les meilleures occasions, y compris en favorisant davantage la croissance interne, et, éventuellement, en rachetant des actions.

« Parce que le leadership en matière de critères ESG est un élément essentiel de notre stratégie, nous avons intégré des pratiques de durabilité, de diversité et d'engagement communautaire dans nos activités depuis plus de deux décennies et continuons de nous fixer de nouveaux objectifs à cet égard. L'année dernière, nous avons établi notre objectif de réduction à zéro des émissions nettes d'ici 2050 ainsi que des objectifs améliorés en matière de diversité; ces objectifs sont désormais liés à la rémunération à l'échelle de l'entreprise et nous avons aussi conclu cette année notre premier prêt lié au développement durable.

« Nous sommes très enthousiasmés par les possibilités d'investissement dans des projets à zéro émission qui soutiendront nos principales entreprises et nous aideront à atteindre nos objectifs ESG. Ce trimestre, nous avons mis en service notre première installation autonome alimentée à l'énergie solaire le long du réseau principal d'oléoducs et autorisé une deuxième phase comprenant quatre projets, qui favoriseront davantage l'atteinte de nos objectifs de réduction des émissions. De plus, dans le secteur Transport de gaz, une deuxième installation sur notre réseau Texas Eastern devrait commencer à produire de l'électricité en mai : nous aurons ainsi trois installations autonomes alimentées à l'énergie solaire en exploitation.

« Nous constituons également un portefeuille de projets énergétiques à faible émission de carbone et rentables assortis de structures commerciales et de rendements qui correspondent à notre modèle commercial à faible risque. Notre projet pilote de mélange d'hydrogène à Markham est en cours, et nous avons quatre autres projets de gaz naturel renouvelable en construction en Ontario. Au Québec, nous aménageons actuellement une nouvelle installation d'hydrogène vert de 20 MW avec Evolugen. Nous avons également annoncé la semaine dernière la conclusion d'un nouveau partenariat avec Walker Industries et Comcor Environmental en vue de l'aménagement de projets de gaz naturel renouvelable au Canada.

« Enfin, alors que l'activité économique mondiale reprend son cours, nous constatons un regain d'intérêt pour les exportations de pétrole brut et de GNL au départ de la côte américaine du golfe du Mexique. Notre importante implantation régionale et nos réseaux de pipelines intégrés de premier plan en Amérique du Nord sont idéalement positionnés pour tirer parti de ces occasions et nous poursuivons toujours plusieurs occasions liées aux pipelines d'exportation et aux terminaux de pétrole brut.

« Cette année s'annonce décisive pour Enbridge. Nous avons confirmé nos prévisions en ce qui a trait au BAIIA et aux flux de trésorerie pour l'exercice, et nous performons bien à l'égard de nos priorités stratégiques. Cela nous permet d'entrevoir clairement une croissance de 5 % à 7 % des flux de trésorerie jusqu'en 2023. Cette croissance prévue, conjuguée à l'augmentation des dividendes, se traduit par une proposition de valeur très intéressante pour nos actionnaires. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres clos les 31 mars 2021 et 2020 sont résumés dans le tableau ci-après :

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action;     nombre d'actions en millions)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	1 900	(1 429)
Bénéfice (perte) par action ordinaire conforme aux PCGR	0,94	(0,71)
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 564	2 809
BAIIA ajusté^1	3 743	3 763
Bénéfice ajusté^1	1 634	1 668
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,81	0,83
Flux de trésorerie distribuables^1	2 761	2 706
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 022	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 augmenté de 3,3 G$, ou 1,65 $ par action, au premier 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. Aucune perte de valeur significative n'a été comptabilisée au premier trimestre de 2021. L'évaluation à la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change a donné lieu à un profit de 0,3 G$ (0,2 G$, après impôts). À l'inverse, au premier trimestre de 2020, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR avait subi l'incidence négative de la dépréciation de 1,7 G$ (1,3 G$ après impôts) de la valeur comptable de la participation d'Enbridge dans DCP Midstream LLC, ainsi que de la perte de juste valeur latente hors trésorerie de 2,0 G$ (1,5 G$ après impôts) liée à l'évaluation à la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change.

Au premier trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a diminué de 20 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2020, et le bénéfice ajusté a diminué de 34 M$, ou 0,02 $ par action. Il s'agit d'un excellent résultat pour le trimestre considérant que les résultats du premier trimestre de 2020 n'ont en grande partie pas été affectés par la pandémie. Les résultats du premier trimestre de 2021 rendent compte de l'amélioration continue de la demande de pétrole brut après les creux attribuables à la pandémie atteints au deuxième trimestre de 2020, mais la demande pour le pétrole brut en Amérique du Nord n'a pas encore retrouvé les niveaux d'avant la pandémie.

Le taux de change entre le dollar canadien et le dollar américain s'est établi à environ 6 % en 2021 (1,27 $), en baisse par rapport à 2020 (1,35 $). Cette baisse a eu une incidence défavorable sur la conversion de notre BAIIA libellé en dollars américains, surtout dans les secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires. Le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société d'Enbridge a grandement atténué l'incidence de la diminution du taux de change grâce aux couvertures du bénéfice en dollars américains. Les profits et les pertes sur le règlement de couvertures sont présentés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Les FTD ont totalisé 2,8 G$ au premier trimestre, soit 55 M$ de plus qu'au premier trimestre de 2020. Cette augmentation provient principalement de l'incidence nette des facteurs d'exploitation mentionnés ci-après et de la baisse des investissements de maintien, qui devrait être largement contrebalancée par la hausse des dépenses pour le reste de l'exercice 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

À la fin du premier trimestre, la situation financière de la société demeurait excellente, ce qui lui procure une marge de manœuvre financière pour mettre en œuvre son programme d'investissement garanti. Alors que la société met en œuvre ce programme en 2021, le ratio devrait se maintenir à l'intérieur de la fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois. L'état de la situation financière devrait s'améliorer encore en 2022, car les projets mis en service en 2021 contribueront à augmenter le BAIIA annualisé.

La société a émis un billet à taux variable fondé sur le taux de financement à un jour garanti d'une durée de deux ans et d'un capital de 500 M$ US qui permet de tirer parti des taux d'intérêt historiquement bas. Cette émission a été reconnue comme le premier placement de billets à taux variable lié au taux de financement à un jour garanti par un émetteur non financier sur le marché mondial des titres à revenu fixe. Le produit tiré de l'émission du billet a servi à refinancer la dette arrivée à échéance au premier trimestre. Les échéances de remboursement de dettes de 1,4 G$ pour le reste de l'exercice 2021 demeurent gérables et offrent la possibilité de refinancer à des taux d'intérêt favorables. 

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société prévoit toujours un BAIIA et des FTD se situant à l'intérieur des fourchettes prévisionnelles précédemment établies pour l'exercice 2021 de 13,9 G$ à 14,3 G$ et de 4,70 $ à 5,00 $ par action, respectivement. Les excellents résultats obtenus au premier trimestre positionnent bien Enbridge pour 2021, et nos quatre principales entreprises devraient toutes afficher un taux d'utilisation élevé pour le reste de l'exercice, compte tenu du caractère saisonnier habituel des activités.

Nous nous attendons à ce que les travaux de maintenance prévus dans plusieurs usines de valorisation de sables bitumineux et raffineries en aval soient plus concentrés entre avril et juin que ce que nous avions précédemment prévu, ce qui devrait se traduire par des volumes moyens d'environ 2,6 Mb/j sur le réseau principal au deuxième trimestre, avec un débit plus élevé pour le reste de l'exercice 2021. La société prévoit toujours un débit moyen de 2,8 millions de barils par jour (« Mb/j ») sur le réseau principal pour l'ensemble de l'exerice 2021, la capacité de transport du pétrole brut demeurant pleinement utilisée et les volumes de pétrole léger continuant à augmenter au cours du deuxième semestre de l'exercice, compte tenu de l'incidence de la capacité supplémentaire de la canalisation 3 au quatrième trimestre. 

D'autres facteurs peuvent influer sur les perspectives de la société pour l'exercice complet. L'apport du secteur Services énergétiques devrait demeurer négatif, et une dépréciation du dollar américain aurait une incidence sur la conversion des activités d'Enbridge libellées en dollars américains, principalement dans les secteurs Oléoducs et Transport de Gaz et services intermédiaires. Cette incidence du change devrait être en partie compensée par l'incidence du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société, dont les résultats sont présentés au sein de l'unité Éliminations et divers.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DE PROJETS

Le programme d'investissement de croissance garanti de la société s'élève désormais à environ 17 G$, par suite de l'autorisation du projet éolien extracôtier Calvados au premier trimestre. Le programme d'investissement est bien diversifié dans les quatre plateformes de croissance d'Enbridge 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.

En 2021, une tranche d'environ 10 G$ des projets visés par le programme d'investissement devrait être mise en service et générer une forte croissance du BAIIA et des flux de trésorerie 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;
• l'agrandissement du réseau T-South et Spruce Ridge de BC Pipeline, et le programme de modernisation de 2021 du secteur Transport de gaz;
• le branchement de clients et les projets de renforcement du secteur Distribution de gaz;
• plusieurs autres projets de moindre envergure des secteurs Oléoducs et Transport de Gaz et services intermédiaires.

Remplacement de la canalisation 3

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, et est achevé à plus de 50 %. Comme prévu, la majeure partie des travaux de construction du pipeline ont été arrêtés le 1^er avril en raison des restrictions saisonnières et devraient reprendre vers le 1^er juin. Les travaux de construction se poursuivent aux huit stations de pompage.

Le projet de remplacement de la canalisation 3, d'intégrité essentielle, renforcera l'exploitation fiable et en toute sécurité du réseau principal d'Enbridge pendant longtemps. Le projet emploie plus de 1 500 travailleurs autochtones au Canada et aux États-Unis et s'est traduit par des dépenses de plus de 650 M$ dans les communautés autochtones et tribales. La société a aussi 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.

Le projet, qui devrait être achevé et mis en service au quatrième trimestre de 2021, 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 et devraient entrer complètement en service d'ici le quatrième trimestre de 2021.

Ensemble, ces deux projets augmenteront la capacité du réseau de BC Pipeline d'environ 590 Mpi³/j pour répondre à la demande en Colombie-Britannique et dans la région du nord-ouest du Pacifique aux États-Unis par la modernisation des stations de compression et l'ajout de deux nouveaux tronçons de pipeline.

Une fois ces projets mis en service, les coûts d'investissement de ces projets de fiabilité et d'agrandissement seront pris en compte dans la base tarifaire et dégageront un taux de rendement conforme aux rendements réglementés du réseau.

Projets éoliens extracôtiers en Europe

Au premier trimestre, la société a amorcé les travaux de construction du projet éolien extracôtier Calvados de 448 MW (Courseulles-sur-Mer) situé au large des côtes du nord-ouest de la France. Ce projet comprend 64 turbines éoliennes et s'appuie sur un contrat d'achat d'électricité à prix fixe de 20 ans octroyé par le gouvernement français, la date d'entrée en service devant avoir lieu en 2024. La quote-part de 21,7 % du coût total du projet de 2 G€ revenant à Enbridge s'élève à 0,6 G€ et sera essentiellement financée par une dette sans recours liée au financement de projets.

La construction des projets éoliens extracôtiers Saint-Nazaire de 480 MW et Fécamp de 497 MW se poursuit conformément aux échéanciers en vue de leurs mises en service respectives à la fin de 2022 et de 2023, les fondations de la première éolienne devant être installées au deuxième trimestre de 2021 à Saint-Nazaire.

Compte tenu des trois projets éoliens extracôtiers de la société déjà en service, la capacité de génération brute totale des projets en exploitation et en construction atteint plus de 2,4 GW en Europe, ce qui est suffisant pour alimenter plus de 2 millions de foyers en énergie renouvelable.

La clôture de la vente précédemment annoncée de 49 % des participations d'Enbridge dans les trois projets éoliens extracôtiers français a eu lieu au premier trimestre. Les exigences de financement du programme d'investissement de croissance garanti tiennent compte de l'incidence de cette transaction. À l'heure actuelle, les participations d'Enbridge dans les trois projets français en cours de construction s'établissent comme suit :

• Projet éolien extracôtier Saint-Nazaire France (25,5 %);
• Projet éolien extracôtier Fécamp (17,9 %);
• Projet éolien extracôtier Calvados (21,7 %).

MISES À JOUR SUR LES AUTRES ACTIVITÉS

Contrats visant le réseau principal

La société a conclu la partie écrite de l'audience portant sur l'offre de contrats visant son réseau principal devant la Régie canadienne de l'énergie (la « Régie ») en déposant la contre-preuve d'Enbridge le 19 avril. L'offre de contrats, qui constitue l'aboutissement de deux années de négociations avec les expéditeurs, 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.

La Régie a prévu un contre-interrogatoire qui devrait commencer le 19 mai et a réservé une période de cinq semaines pour l'audience, qui sera suivie par les plaidoiries finales. Selon cet échéancier, Enbridge ne recevra pas de décision relativement à sa demande avant l'expiration de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») actuellement en vigueur, le 30 juin 2021. En vertu des modalités de l'ETC, les tarifs en vigueur à la date d'expiration devraient être maintenus de façon provisoire, sous réserve de leur établissement définitif et de leur remboursement, jusqu'à ce que les contrats visant le réseau principal soient mis en place.

Démarches relatives aux tarifs du secteur Transport de gaz et services intermédiaires

Au premier trimestre, Enbridge a poursuivi ses démarches relatives aux tarifs visant les pipelines Alliance U.S., Maritimes & Northeast U.S. et East Tennessee. Le 30 avril 2021, la Federal Energy Regulatory Commission (la « FERC ») a approuvé un sommaire de stipulation et d'entente déposé dans le cadre des démarches relatives aux tarifs visant Maritimes & Northeast U.S. Une entente de principe a été conclue dans le cadre des démarches relatives aux tarifs visant Alliance U.S. et East Tennessee. Un sommaire de stipulation et d'entente a été déposé dans le cadre des démarches visant Alliance U.S. et est en instance d'approbation de la FERC, et Enbridge prévoit déposer auprès de la FERC un sommaire de stipulation et d'entente dans le cadre des démarches visant East Tennessee au deuxième trimestre de 2021.

La stratégie de la société sur le plan réglementaire consiste à assurer un rendement équitable et raisonnable ainsi qu'un recouvrement rapide du capital investi dans ces réseaux essentiels.

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 ») et est 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.

La société a obtenu les permis requis auprès du ministère de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie du Michigan au premier trimestre de 2021, et poursuit ses démarches afin d'obtenir les permis et approbations requises auprès de l'Army Corps of Engineers des États-Unis (« USACE ») et de la Michigan Public Service Commission.

Au quatrième trimestre, Enbridge a poursuivi l'avancement du projet de tunnel en réalisant les travaux d'ingénierie et de conception. Cette étape a permis de démontrer la faisabilité technique du projet de tunnel et de définir l'étendue des travaux requis pour commencer la construction. La société va maintenant de l'avant avec la sélection d'un entrepreneur de calibre mondial pour construire le tunnel. Le projet devrait nécessiter plus de deux millions d'heures de travail et l'entrepreneur choisi devra travailler avec un syndicat.

Acquisition d'actifs de stockage à Cushing

Au premier trimestre, la société a réalisé l'achat précédemment annoncé d'actifs de stockage de 6,6 millions de barils situés à Cushing, en Oklahoma, pour un prix d'achat en trésorerie de 0,2 G$. Ces actifs appuient la mise en œuvre de la stratégie d'exportation de la côte américaine du golfe du Mexique en augmentant la flexibilité du réseau et sont connectés au réseau existant de la société, ce qui permet la réalisation immédiate de synergies. 

Programme d'installations autonomes alimentées à l'énergie solaire

Enbridge poursuit la mise en œuvre de sa stratégie d'installations autonomes, qui constitue un des moyens d'atteindre nos objectifs de carboneutralité. Ces projets réduiront directement les émissions de niveau 1 et de niveau 2 de la société liées au transport de pétrole brut et de gaz naturel, tout en générant un rendement sur notre investissement comparable à celui de nos projets de croissance organiques classiques.

Au premier trimestre, la société a autorisé quatre nouveaux projets solaires sur le réseau principal et les pipelines Flanagan Sud. Ces projets solaires sont installés sur les sites des stations de pompage et devraient produire 35 MW au moment de leur entrée en service à la fin de 2022.

La société a actuellement deux installations en exploitation, soit le projet de 10,5 MW Alberta Solar One sur le réseau principal d'oléoducs et l'installation de 2,3 MW de Lambertville sur le réseau Texas Eastern. Une troisième installation, un projet de 2,5 MW à la station de compression Heidlersburg sur le réseau Texas Eastern, devrait entrer en service au deuxième trimestre de 2021.

RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER 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 premier trimestre de 2021.

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

	Trimestres clos les  31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 039	850
Transport de gaz et services intermédiaires	973	(1 054)
Distribution et stockage de gaz	634	604
Production d'énergie renouvelable	156	120
Services énergétiques	64	121
Éliminations et divers	220	(966)
BAIIA	4 086	(325)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 900	(1 429)
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 564	2 809

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 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 881	1 919
Transport de gaz et services intermédiaires	1 007	1 097
Distribution et stockage de gaz	646	609
Production d'énergie renouvelable	154	118
Services énergétiques	(75)	(13)
Éliminations et divers	130	33
BAIIA ajusté^1, 3	3 743	3 763
Investissements de maintien	(109)	(204)
Charge d'intérêts^1	(677)	(711)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(101)	(108)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(68)	(76)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	43	72
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(96)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	19	51
Autres ajustements hors trésorerie	3	15
FTD^3	2 761	2 706
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 022	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 premier trimestre de 2021 ont augmenté de 55 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2020, en raison des facteurs d'exploitation mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur et de ce qui suit :

• Diminution des investissements de maintien en raison du calendrier des dépenses, dont l'incidence devrait être largement contrebalancée par une hausse des dépenses pour le reste de l'exercice 2021.
• Diminution de l'excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du bénéfice des satellites en raison essentiellement de la réduction de 50 % des distributions de DCP Midstream, LP (« DCP Midstream »), qui a une incidence sur les distributions reçues par Enbridge depuis le deuxième trimestre de 2020.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1	3 743	3 763
Amortissement	(932)	(882)
Charge d'intérêts^2	(665)	(696)
Impôts sur les bénéfices^2	(399)	(451)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(21)	30
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(96)
Bénéfice ajusté^1	1 634	1 668
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,81	0,83

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 34 M$ et le bénéfice ajusté par action a reculé de 0,02 $ par rapport au premier trimestre de 2020. 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 BAIIA ajusté par secteur ci-dessus, de même que par les facteurs suivants :

• Augmentation de la charge d'amortissement en raison principalement des nouveaux actifs mis en service tout au long de 2020 et des récents règlements tarifaires du secteur Transport de gaz.
• Absence de l'incidence favorable sur la participation ne donnant pas le contrôle d'ajustements liés au partage fiscal relativement à certains parcs éoliens comptabilisée au premier trimestre de 2020.

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 premier trimestre de 2021 (1,27 $ CA/$ US) inférieur à celui de la période correspondante de 2020 (1,35 $ 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.

Compte non tenu de l'incidence, essentiellement sur les activités des secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires, de la diminution du taux de change moyen du dollar canadien au premier trimestre de 2021, les résultats des principales entreprises d'Enbridge ont été excellents. Après ajustement pour tenir compte de l'effet des taux de change sur la conversion, les résultats des secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires correspondent approximativement à ceux du premier trimestre de 2020, malgré le fait que les résultats de la période correspondante de l'exercice précédent de 2020 n'avaient en grande partie pas été affectés par la pandémie.

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 mars
	2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 131		1 107
Réseau régional des sables bitumineux	237		211
Réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent	189		244
Autres^1	324		357
BAIIA ajusté^2	1 881		1 919
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^3	2 746		2 842
Réseau régional des sables bitumineux^4	1 949		1 865
Tarif international conjoint (« TIC »)^5	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 la canalisation principale 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 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 1,24 $ CA/$ US pour le premier trimestre de 2021 (1,20 $ CA/$ US pour le premier 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 du secteur Éliminations et divers.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a reculé de 38 M$ par rapport au premier trimestre de 2020, principalement en raison des facteurs suivants :

• Diminution de l'apport du réseau principal en raison de la baisse du débit par rapport au premier trimestre de 2020, qui n'avait en grande partie pas été affecté par l'incidence de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits connexes, en partie contrebalancée par la hausse des droits repères aux termes du TIC par baril et du taux de couverture de change efficace (1,24 $ CA en 2021, contre 1,20 $ CA en 2020) sur les couvertures utilisées pour gérer le risque de change lié aux droits repères aux termes du TIC libellés en dollars américains.
• Apport moindre du réseau pipelinier de pétrole brut Seaway, du pipeline Flanagan Sud et du réseau pipelinier Bakken comparativement au premier trimestre de 2020, qui n'avait en grande partie pas été affecté par l'incidence de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits connexes.
• Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le dollar canadien et le dollar américain, qui a été largement compensée par les profits réalisés dans le secteur Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.

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

• Augmentation de l'apport du réseau régional des sables bitumineux en raison de l'accroissement du débit sur la canalisation principale d'Ahabasca et le pipeline Waupisoo.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	782	864
Transport de gaz au Canada	142	138
Secteur intermédiaire aux États-Unis	43	45
Autres	40	50
BAIIA ajusté^1	1 007	1 097

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 90 M$ par rapport au premier trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui suit :

• Apport moindre du secteur Transport de gaz aux États-Unis en raison de l'absence, en 2021, de produits des activités ordinaires 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.
• Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le dollar canadien et le dollar américain, qui a été largement compensée par les profits réalisés dans le secteur Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.

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

• Apport de la phase III d'Atlantic Bridge, qui est entrée en service en janvier 2021.

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	604	574
Autres	42	35
BAIIA ajusté^1	646	609
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	671	638
Nombre de clients actifs (en millions)^2	3,8	3,7
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	1 807	1 727
Prévisions fondées sur le volume en présence de températures normales^4	1 924	1 923

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 37 M$ par rapport au premier trimestre de 2020, 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.
• Incidence favorable du temps plus froid en 2021 qu'en 2020, qui s'est chiffrée à environ 17 M$.
• Augmentation des produits tirés du stockage, se rapportant principalement aux activités d'optimisation du stockage.

Compte tenu des prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, le temps plus doux que prévu aux premiers trimestres de 2021 et de 2020 a eu une incidence défavorable sur nos résultats, qui s'est chiffrée à environ 24 M$ pour le premier trimestre de 2021 et à environ 41 M$ pour le premier trimestre de 2020.

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	154	118

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

• Réception d'un montant en lien avec la clôture de la vente à Investissements RPC de 49 % des participations d'Enbridge dans trois projets éoliens extracôtiers en France en cours d'aménagement.
• Augmentation de la production d'énergie éolienne de certaines installations éoliennes extracôtières.

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

• Diminution des ressources éoliennes aux installations canadiennes et américaines, y compris les répercussions de la tempête hivernale qui a frappé le Texas en février 2021.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	(75)	(13)

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

Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de 62 M$ comparativement au premier trimestre de 2020, en raison de ce qui suit :

• Importante compression des différentiels d'emplacement et de qualité sur certains marchés.
• Possibilités moindres de dégager des marges de transport rentables à l'égard des installations pour lesquelles les Services énergétiques ont des obligations de capacité.
• Répercussions de la tempête hivernale qui a frappé le Texas et l'ensemble des États-Unis en février 2021.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration (frais d'exploitation et d'administration)	106	79
Gains (pertes) réalisés sur le règlement de couvertures de change	24	(46)
BAIIA ajusté^1	130	33

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 97 M$ comparativement au premier trimestre de 2020, en raison des profits de change réalisés en 2021, comparativement aux pertes de change réalisées en 2020, essentiellement attribuables au resserrement de l'écart entre le taux de change moyen de 1,27 $ au premier trimestre de 2021 (1,35 $ au premier trimestre de 2020) et le taux de couverture de 1,30 $ au premier trimestre de 2021 (1,29 $ au premier trimestre de 2020).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 7 mai 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 premier 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 5072874. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://event.on24.com/wcc/r/3124984/F009D71DE63AAACA8A0876A0794D31C6. 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 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 5072874).

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 4 mai 2021, le conseil d'administration de la société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er juin 2021 aux actionnaires inscrits le 14 mai 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	0,15501 $
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, 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(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 et la capacité d'investissement; 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 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 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 1 763 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 liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés non réalisés touchés par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières prospectives non conformes aux PCGR sans effort déraisonnable.

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

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

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 039	850
Transport de gaz et services intermédiaires	973	(1 054)
Distribution et stockage de gaz	634	604
Production d'énergie renouvelable	156	120
Services énergétiques	64	121
Éliminations et divers	220	(966)
BAIIA	4 086	(325)
Amortissement	(932)	(882)
Charge d'intérêts	(657)	(706)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(483)	549
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(22)	31
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(96)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 900	(1 429)

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 881	1 919
Transport de gaz et services intermédiaires	1 007	1 097
Distribution et stockage de gaz	646	609
Production d'énergie renouvelable	154	118
Services énergétiques	(75)	(13)
Éliminations et divers	130	33
BAIIA ajusté	3 743	3 763
Amortissement	(932)	(882)
Charge d'intérêts	(665)	(696)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(399)	(451)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(21)	30
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(96)
Bénéfice ajusté	1 634	1 668
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,81	0,83

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	4 086	(325)
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	(279)	1 956
Variation du gain non réalisé lié en à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	(139)	(476)
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	--	342
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	159
Autres	75	47
Total des éléments d'ajustement	(343)	4 088
BAIIA ajusté	3 743	3 763
Amortissement	(932)	(882)
Charge d'intérêts	(657)	(706)
(Charge) produit d'impôts sur les bénéfices	(483)	549
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(22)	31
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(96)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
(Charge) produit d'intérêts	(8)	10
(Charge) produit d'impôts sur les bénéfices	84	(1 000)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	1	(1)
Bénéfice ajusté	1 634	1 668
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,81	0,83

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 881	1 919
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	161	(1 066)
Autres	(3)	(3)
Total des ajustements	158	(1 069)
BAIIA	2 039	850

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 007	1 097
Perte de valeur des satellites	--	(1 736)
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--	(324)
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	(159)
Quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream, LLC	(19)	53
Autres	(15)	15
Total des ajustements	(34)	(2 151)
BAIIA	973	(1 054)

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	646	609
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	2	6
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(14)	(7)
Autres	--	(4)
Total des ajustements	(12)	(5)
BAIIA	634	604

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	154	118
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	2	2
Total des ajustements	2	2
BAIIA	156	120

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(75)	(13)
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	139	476
Ajustement des stocks, montant net	--	(342)
Total des ajustements	139	134
BAIIA	64	121

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	130	33
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	114	(898)
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	(19)	(4)
Autres	(5)	20
Total des ajustements	90	(999)
BAIIA	220	(966)

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

	Trimestres clos les 31 mars
	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 564	2 809
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	418	(194)
	2 982	2 615
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^4	(68)	(76)
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(96)
Investissements de maintien^2	(109)	(204)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	19	51
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	35	11
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^4	61	77
Autres éléments	(67)	328
FTD	2 761	2 706

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.

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