Enbridge annonce d'excellents résultats pour le troisième trimestre de 2021 et déploie les priorités de l'entreprise

CALGARY, AB, le 5 nov. 2021 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le troisième trimestre de 2021, a confirmé ses perspectives financières pour 2021 et a présenté un compte rendu trimestriel.

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

• Bénéfice conforme aux PCGR de 682 M$ ou 0,34 $ par action ordinaire au troisième trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 990 M$ ou 0,49 $ par action ordinaire en 2020
• Bénéfice ajusté de 1,2 G$ ou 0,59 $ par action ordinaire, comparativement à 1,0 G$ ou 0,48 $ par action ordinaire en 2020
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3,3 G$, comparativement à 3,0 G$ en 2020
• Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de 2,2 G$, comparativement à 2,3 G$ en 2020
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2,3 G$ ou 1,13 $ par action ordinaire, comparativement à 2,1 G$ ou 1,03 $ par action ordinaire en 2020
• Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 13,9 G$ à 14,3 G$ pour le BAIIA et de 4,70 $ à 5,00 $ pour les FTD par action pour l'ensemble de l'exercice 2021
• Achèvement et mise en service du projet de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis pour procurer un approvisionnement sécuritaire et fiable de pétrole brut de l'Ouest canadien
• Mise en service du prolongement de l'accès vers le sud (canalisation 61) pour porter la capacité à 1,2 million de barils par jour (« Mb/j »)
• Acquisition de la plus importante installation d'exportation de pétrole brut de l'Amérique du Nord située près de Corpus Christi, au Texas, contribuant de manière appréciable à la stratégie d'exportation d'Enbridge vers la côte américaine du golfe du Mexique
• Mise en service des dernières phases dans le cadre des projets d'agrandissement du réseau T-South et de Spruce Ridge, qui facilitent l'approvisionnement essentiel en gaz naturel pour répondre à la demande sur la côte Ouest
• Achèvement des projets Appalachia to Market et de prolongement de Middlesex, qui élargissent l'accès du Nord-Est des États Unis à un approvisionnement fiable en gaz naturel
• Mise en place d'une équipe d'experts sur les nouvelles énergies pour promouvoir les possibilités d'infrastructures à faible émission de carbone à l'échelle des quatre plateformes de distribution d'énergie d'Enbridge
• Mise en service d'une installation de mélange d'hydrogène vert à l'échelle industrielle pour injecter de l'hydrogène dans les flux de gaz naturel pour les clients d'Enbridge Gas
• Travaux de construction de trois projets éoliens extracôtiers en France, représentant une capacité de production d'énergie renouvelable brute d'environ 1,4 GW se déroulant conformément à l'échéancier
• Annonce d'un partenariat avec Vanguard Renewables prévoyant l'aménagement de huit installations de gaz naturel renouvelable (« GNR ») aux États-Unis, le long des réseaux de transport de gaz naturel d'Enbridge
• Conclusion d'un protocole d'entente avec Shell en vue du développement, en Amérique du Nord, de solutions énergétiques à faible émission de carbone axées sur l'hydrogène, les énergies renouvelables et le captage du carbone
• Exécution du programme de financement en 2021 par le truchement d'émissions de titres d'une valeur de 4,8 G$ sur les marchés américain et canadien des titres de créance, y compris des obligations liées à la durabilité de 1,1 G$ au Canada

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

Al Monaco, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :

« Le retour de la demande mondiale d'énergie à sa tendance prépandémique, conjuguée à un sous-investissement dans l'énergie classique et à la hausse récente des prix mondiaux de l'énergie, souligne l'importance d'un approvisionnement énergétique abordable, fiable et sûr pour les consommateurs et notre bien-être social. Nous croyons que le développement durable des importantes ressources énergétiques de l'Amérique du Nord est essentiel pour répondre aux besoins énergétiques mondiaux et aux objectifs de réduction des émissions de la société. L'énergie que nous transportons revêt une importance critique pour alimenter la qualité de vie en Amérique du Nord et à l'échelle mondiale pendant de nombreuses décennies à venir.

« Enbridge renforce ses liens avec les marchés mondiaux et fait la transition vers des solutions à faible émission de carbone. Au cours des deux dernières décennies, nous avons considérablement accru nos activités liées au gaz naturel et nos connexions aux marchés du gaz naturel liquéfié, nous avons étendu notre plateforme de pétrole brut à la côte américaine du golfe du Mexique et nos exportations par voie maritime, et nous avons bâti une entreprise d'énergies renouvelables de calibre mondial. Aujourd'hui, nous tirons parti de ces plateformes pour faire des investissements disciplinés dans l'hydrogène, le GNR et les possibilités de captage du carbone ainsi que pour prolonger la croissance à long terme et renforcer notre résilience.

« Nous avons pour objectif d'être un fournisseur de services d'infrastructures énergétiques différencié pour nos clients en étant un chef de file de notre secteur en matière d'environnement, de société et de gouvernance. En septembre, nous avons tenu notre premier forum sur les facteurs ESG, qui a explicité notre engagement à fournir de l'énergie en toute sécurité, à réduire nos émissions et à diversifier notre main-d'œuvre. Depuis 2018, nous avons réduit nos émissions de portée 1 de 32 % et nos émissions de portée 2 de 14 %; nous avons par ailleurs réalisé des améliorations continues en matière de diversité à tous les échelons de l'entreprise. En outre, pour nous assurer de continuer à respecter nos engagements, nous avons lié nos objectifs à la rémunération à l'échelle de l'entreprise et à plus de 3 G$ en financement lié à la durabilité jusqu'à maintenant.

« Au troisième trimestre, l'entreprise a enregistré de solides résultats opérationnels et financiers dans ses quatre secteurs d'activité. Notre modèle d'entreprise à faible risque continue de générer des résultats prévisibles, et l'exécution de nos priorités stratégiques favorise une solide croissance des flux de trésorerie et du résultat par action.

« Dans le secteur Oléoducs, nous avons achevé le tronçon du Minnesota dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3. Nous pouvons ainsi mettre en exploitation ce pipeline à la fine pointe afin de procurer des approvisionnements énergétiques sécuritaires et fiables. Nous sommes très fiers de la relation de confiance que nous avons établie avec les collectivités et les nations et groupes autochtones le long de l'emprise au Canada et aux États-Unis dans le cadre de ce projet.

« Au cours du trimestre, nous avons fait l'acquisition du terminal Ingleside Energy Center, l'installation d'exportation de pétrole brut la plus importante en Amérique du Nord. Ce terminal, dont la structure de coûts bassin-eau est la plus basse, est situé à proximité des réserves du Permien de classe mondiale. Il revêtira une importance critique pour permettre à l'Amérique du Nord de tirer parti de son avantage énergétique. L'opération devrait rehausser immédiatement les flux de trésorerie par action tout en maintenant notre solide bilan et notre souplesse financière.

« Cet investissement est un excellent exemple de la façon dont nous voulons nous différencier à titre de fournisseur de services pour nos clients. En nous engageant à investir dans l'énergie solaire colocalisée, nous réduirons à zéro les émissions de portée 1 et 2 de l'installation et nous contribuerons à la réduction des émissions de portée 3.

« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons continué à faire progresser l'exécution de notre programme d'investissement garanti à l'échelle de l'Amérique du Nord. Notre programme de modernisation pluriannuel se déroule comme prévu, et nous avons mis en exploitation les projets Appalachia to Market et de prolongement de Middlesex, qui assureront un accès essentiel aux approvisionnements en gaz naturel en Nouvelle-Angleterre pour la prochaine saison de chauffage. En Colombie-Britannique, nos projets d'expansion progressent bien. Le projet T South de 1,0 G$ et les dernières phases du projet Spruce Ridge de 0,5 G$ sont entrés en exploitation.

« L'entreprise de distribution de gaz naturel est sur la bonne voie pour ajouter 45 000 clients en 2021 et faire progresser les programmes d'expansion communautaire dans l'ensemble du réseau. Cette entreprise continue également de nous offrir une occasion unique de développer des solutions à faible émission de carbone dans le cadre de notre modèle commercial à faible risque. Nous avons maintenant mis en service notre première installation pilote de mélange d'hydrogène pour desservir les clients de notre service public et nous avons amorcé la construction de notre septième projet de GNR. Ces projets démontrent l'importance de nos actifs classiques pour la transition vers une économie plus sobre en carbone.

« Notre entreprise d'énergie renouvelable progresse bien dans l'aménagement de trois projets éoliens extracôtiers en France. Ces parcs éoliens produiront suffisamment d'énergie renouvelable pour alimenter plus d'un million de foyers. En Amérique du Nord, quatre autres projets d'énergie solaire autonome sont en construction le long de nos oléoducs. Ils contribueront à réduire davantage nos émissions.

« En septembre, nous avons annoncé la mise en place d'une équipe d'experts sur les nouvelles énergies pour tirer parti de nos succès en matière d'investissements dans les énergies renouvelables et à faible émission de carbone. Cette équipe a pour mission de faire progresser nos stratégies à faible émission de carbone et nos capacités différenciées de livraison d'énergie à l'échelle de toutes nos entreprises. En outre, nous travaillons en partenariat avec des sociétés chefs de file de la production d'énergie à faible émission de carbone pour jumeler leurs technologies à nos capacités existantes en matière d'infrastructures énergétiques.

« Nous sommes sur la bonne voie pour mettre en service en 2021 des infrastructures d'une valeur de plus de 10 G$. Ce capital, ainsi que la croissance intrinsèque de chacune de nos entreprises, entraînera une croissance significative des flux de trésorerie disponibles, sans compter une capacité d'investissement annuelle d'environ 5 à 6 G$ à redéployer dans nos entreprises. Chacune des plateformes de premier ordre de la société dispose d'importantes occasions de croissance interne tant pour les actifs classiques que pour les secteurs à faible émission de carbone. Le déploiement rigoureux des capitaux demeure notre priorité et les nouveaux projets de croissance se mesureront aux occasions d'affectation des capitaux.

« Nous présenterons notre plan triennal, y compris nos prévisions financières pour 2022, à l'occasion de notre conférence annuelle à l'intention des investisseurs, qui aura lieu le 7 décembre. Les dirigeants de l'entreprise expliqueront comment chacune de nos entreprises est positionnée pour profiter d'une croissance interne dans les secteurs de l'énergie classique et de l'énergie à faible émission de carbone et comment notre approche d'investissement rigoureuse continuera de maximiser la valeur actionnariale.

« Pour Enbridge, 2021 continue d'être un exercice charnière. Nous avons réitéré nos objectifs pour l'ensemble de l'exercice 2021 quant au BAIIA et aux FTD par action. Nous sommes en bonne position pour la transition énergétique et les occasions qui s'offriront à nous en 2022 et dans les années à venir, et nous en sommes ravis. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des périodes de neuf mois clos les 30 septembre 2021 et 2020 sont résumés dans le tableau ci-après :

	Trimestres clos les 30 septembre					Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021		2020			2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	682		990			3 976		1 208
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,34		0,49			1,97		0,60
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 163		2 302			6 954		7 527
BAIIA ajusté^1	3 269		2 997			10 314		10 072
Bénéfice ajusté^1	1 184		961			4 175		3 762
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,59		0,48			2,06		1,86
Flux de trésorerie distribuables^1	2 290		2 088			7 554		7 231
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 024		2 021			2 023		2 020

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

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de 308 M$, ou 0,15 $ par action, au troisième trimestre de 2021, par rapport à la période correspondante de 2020.

La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou de facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à l'annexe A du présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion du troisième trimestre déposé de concert avec les états financiers du troisième trimestre pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au troisième trimestre de 2021, le bénéfice ajusté a augmenté de 223 M$, ou 0,11 $ par action, principalement en raison de l'incidence nette des facteurs d'exploitation commentés ci-après ainsi que des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme et de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion de la charge d'intérêts libellée en dollars américains.

Au troisième trimestre de 2021, le BAIIA ajusté a augmenté de 272 M$ comparativement à la période correspondante de 2020, ce qui s'explique principalement par le raffermissement de la demande d'énergie, alors que les économies continuent de se rétablir des incidences de la pandémie de COVID-19, ce facteur ayant été contrebalancé par l'effet de l'affaiblissement du dollar américain, qui influe négativement sur la conversion du BAIIA libellé en dollars américains de la société. Le taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien a baissé d'environ 5 % pour passer de 1,33 $ au troisième trimestre de 2020 à 1,26 $ au troisième trimestre de 2021. Le programme de gestion des risques financiers à l'échelle de l'entreprise d'Enbridge a atténué partiellement l'incidence de l'affaiblissement du dollar américain par le truchement du programme de couverture du change de la société.

Les FTD du troisième trimestre, à 2,3 G$, ont augmenté de 202 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020, principalement en raison de l'incidence des facteurs d'exploitation commentés ci-dessus ainsi que des dépenses d'investissement de maintien liées aux services publics en 2021 et de la charge d'intérêts moins élevée, ainsi qu'il est commenté ci-dessus.

Ces facteurs sont commentés plus en détail à la rubrique Flux de trésorerie distribuables.

La rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après présente l'information financière sectorielle détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.

SITUATION FINANCIÈRE

La société prévoit que sa situation financière demeurera solide d'ici la fin de 2021, ce qui est conforme avec sa fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois pour son ratio dette/BAIIA. Sa situation financière devrait se renforcer davantage en 2022 lorsque seront réalisés les apports au BAIIA annualisé d'environ 14 G$ des projets d'investissement et des acquisitions d'actifs menés à bien en 2021 et qu'aura lieu la clôture de la vente de Noverco pour 1,1 G$, prévue vers la fin de 2021 ou au début de 2022.

À ce jour, Enbridge a achevé son programme de financement à la suite de l'émission, depuis le 1^er juillet 2021, de titres de créance d'une valeur de près de 4,8 G$ à des taux favorables sur les marchés américain et canadien des titres de créance. Ces émissions satisfont pleinement aux exigences du programme de financement de 2021 de la société, qui comprennent le financement de l'acquisition, réalisée après la fin du trimestre, de Moda Midstream Operating LLC englobant le terminal Ingleside Energy Center et les actifs pipeliniers et logistiques associés.

Au nombre des opérations de financement réalisées au troisième trimestre, notons l'émission de 1,1 G$ sur le marché canadien de billets de premier rang liés à la durabilité de 12 ans qui sont directement liés aux objectifs ESG de la société. Cumulée à l'émission de billets de premier rang de 1,0 G$ US et de l'émission d'une facilité de crédit de 1,0 G$ plus tôt en 2021, cette émission porte les opérations de financement liées à la durabilité d'Enbridge à près de 3,3 G$, ce qui témoigne de l'engagement continu la société au leadership en matière de critères ESG.

Le produit de ces émissions a servi principalement à rembourser la dette, à financer partiellement des projets d'investissement et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

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

Le BAIIA de chacun des quatre secteurs d'activité de la société a profité du solide rendement d'exploitation au cours des neuf premiers mois de 2021, qui devrait se maintenir au quatrième trimestre. Par ailleurs, l'achèvement au cours du troisième trimestre du projet de remplacement de la canalisation 3, du programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South, du projet Spruce Ridge, de l'acquisition de Moda, décrite en détail ci-après, et de plusieurs autres projets d'investissement de moindre envergure devrait se traduire par des apports accrus au BAIIA au quatrième trimestre et en 2022. Néanmoins, ces facteurs favorables ont subi, et devraient continuer de subir, le contrecoup de l'affaiblissement du dollar américain (déduction faite des couvertures de change), des températures supérieures à la normale on Ontario, qui se répercutent sur le secteur Distribution et stockage de gaz, et de l'apport négatif du secteur Services énergétiques, qui continue de connaître un rétrécissement des différentiels d'emplacement et de qualité, ainsi que des situations de déport de prix pour les marchandises.

Les FTD devraient profiter des coûts de financement globaux plus faibles résultant de taux d'intérêt à court terme avantageux et de l'incidence favorable de l'affaiblissement de la devise américaine sur la charge d'intérêts libellée en dollars américains, d'une réduction des impôts en trésorerie en raison principalement du recours accru aux comptes fiscaux existants pour diminuer le bénéfice imposable aux États-Unis ainsi que des investissements de maintien légèrement inférieurs aux prévisions dans le secteur Distribution et stockage de gaz.

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

Le programme d'investissement de croissance garanti de la société, qui s'élève à environ 17 G$, est bien diversifié dans ses quatre entreprises et s'appuie, aux termes de contrats, sur un cadre commercial en accord avec son modèle commercial à faible risque axé sur les pipelines et les services publics. Les dépenses en immobilisations engagées jusqu'à maintenant pour l'ensemble du programme d'investissement garanti s'élèvent à environ 10 G$ et un montant d'environ 7 G$ sera engagé ultérieurement.

Enbridge est sur la bonne voie pour mettre en service des projets d'investissement d'une valeur d'environ 10 G$ en 2021. Ils devraient générer une croissance appréciable du BAIIA et des flux de trésorerie disponibles en 2022. Depuis le 1^er juillet 2021, Enbridge a mis en service des projets d'investissement d'une valeur d'environ 8 G$. Ces projets sont les suivants :

• le tronçon américain de 4,0 G$ US du projet de remplacement de la canalisation 3 et le prolongement connexe de l'accès vers le sud de 0,5 G$ US qui fera passer la capacité à 1,2 million de barils par jour (« Mb/j »);
• le programme de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South de 1,0 G$ et le projet Spruce Ridge de 0,5 G$ qui rehaussent la capacité de B.C. Pipeline;
• les projets associés Appalachia to Market et de prolongement Middlesex de 0,1 G$ US, qui assurent un approvisionnement fiable en gaz naturel dans le Nord-Est des États Unis..

De plus, Enbridge poursuit l'exécution de son programme pluriannuel de modernisation de 2,1 G$ US du secteur Transport de gaz et services intermédiaires et est en voie d'obtenir 45 000 nouveaux clients au sein du secteur Distribution et stockage de gaz en 2021, y compris les dépenses en immobilisations connexes.

Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, la construction des trois projets éoliens extracôtiers en France précédemment annoncés, Saint-Nazaire, Fécamp et Calvados, se déroule conformément à l'échéancier, et leur mise en service est prévue entre la fin de 2022 et 2024. Ensemble, ces projets fourniront une capacité de production de 1,4 GW (capacité nette de 0,3 GW) en France, soit un volume suffisant pour alimenter en énergie renouvelable plus d'un million de foyers.

Projet de remplacement de la canalisation 3 et prolongement de l'accès vers le sud

Le tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation 3 a été mis en service le 1^er octobre 2021. Il s'agissait de la dernière étape du projet de remplacement dans son ensemble, de Hardisty, en Alberta, à Superior, au Wisconsin, permettant de porter sa capacité à 760 kb/j. Ce projet rehausse à long terme l'exploitation sécuritaire et fiable du réseau principal d'Enbridge, qui fournit la charge d'alimentation essentielle pour répondre à la demande des raffineries canadiennes et américaines.

Au cours des neuf premiers mois de 2021, Enbridge a perçu des droits supplémentaires partiels de 0,20 $ US le baril sur le tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3, entré en exploitation vers la fin de 2019. Le 1^er octobre 2021, les droits supplémentaires totaux de 0,935 $ US le baril, qui comprennent un supplément de réception au terminal de 0,04 $ US le baril, sont entrés en vigueur. Compte tenu de la hausse des droits supplémentaires et du rétablissement de la capacité, le projet devrait faire augmenter le BAIIA de 200 M$ au quatrième trimestre de 2021 et générer une croissance appréciable des flux de trésorerie en 2022 et par la suite.

De plus, la société a mis en service le prolongement de l'accès vers le sud (canalisation 61), qui prend son origine au terminal du réseau de Superior d'Enbridge, au Wisconsin pour aboutir au terminal de Flanagan, en Illinois. Ce prolongement augmente la capacité du réseau d'accès au sud d'environ 200 milliers de barils par jour (« kb/j ») pour la porter à 1,2 Mb/j et assure un accès au marché pour les volumes supplémentaires transportés sur le réseau principal à la suite de l'achèvement du projet de remplacement de la canalisation 3.

Après l'achèvement du projet de remplacement de la canalisation 3 et du prolongement de l'accès vers le sud, de concert avec les mesures d'optimisation du réseau déjà en place, la société prévoit que la capacité annuelle moyenne du réseau principal hors Gretna sera d'environ 3,1 Mb/j et que le débit moyen au quatrième trimestre s'établira à près de 2,95 Mb/j.

AUTRES ACTUALITÉS

Changements au sein du conseil d'administration

Enbridge a annoncé aujourd'hui que son conseil d'administration avait nommé Gaurdie Banister et Jane Rowe à titre d'administrateurs d'Enbridge, avec prise d'effet le 4 novembre 2021.

De plus, le 1^er novembre 2021, M. Marcel R. Coutu et M^me V. Maureen Kempston Darkes ont avisé Enbridge de leur intention de démissionner du conseil d'administration de la société, avec prise d'effet le 1^er novembre 2021. Ni la décision de M. Coutu ni celle de M^me Kempston Darkes de quitter le conseil d'administration ne découle d'un désaccord concernant les activités, les politiques ou les pratiques de la société.

« Au nom du conseil d'administration d'Enbridge, je suis très heureux d'accueillir Gaurdie et Jane au sein du conseil d'Enbridge. Ils ont tous deux une grande expérience des affaires et seront d'excellents atouts pour notre conseil. Nous nous réjouissons de leur contribution à venir. Par la même occasion, nous tenons à remercier Marcel et Maureen pour leurs précieux services et leur contribution à Enbridge au fil des ans », a déclaré Greg Ebel, président du conseil d'administration d'Enbridge.

Oléoducs

Contrats visant le réseau principal

L'audience sur les contrats visant le réseau principal devant la Régie canadienne de l'énergie (la « Régie ») a pris fin au cours du trimestre. La Régie procède actuellement à l'examen du dossier élaboré tout au long du processus de réglementation et a indiqué qu'elle rendra sa décision en novembre de cette année.

L'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») actuellement en vigueur a pris fin le 30 juin 2021 et, conformément à ses modalités, les droits alors en vigueur ont été maintenus de façon provisoire à compter du 1^er juillet 2021, sous réserve de leur établissement définitif et remboursement, le cas échéant. Compte tenu de la mise en service du tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation 3, ces droits provisoires ont été révisés le 1^er octobre 2021 pour inclure les droits supplémentaires totaux de 0,935 $ US le baril, qui comprennent un supplément de réception au terminal de 0,04 $ US.

Acquisition de Moda

Le 12 octobre 2021, Enbridge a conclu l'acquisition antérieurement annoncée de Moda Midstream Operating LLC en contrepartie de 3,0 G$ US. L'acquisition comprenait un droit d'exploitation de 100 % du terminal Ingleside Energy Centre, le plus important terminal d'exportation de pétrole brut en Amérique du Nord, situé près de Corpus Christi, au Texas. Ce terminal à la fine pointe est constitué de 15,3 millions de barils de stockage, et la totalité des barils font l'objet de contrats d'achat ferme à long terme et un volume de 1,6 Mb/j de capacité d'exportation s'appuie sur des contrats à long terme de prise obligatoire de 925 kb/j.

En outre, Enbridge a acquis une participation de 20 % dans le pipeline Cactus II d'une capacité de 670 kb/j, un droit d'exploitation de 100 % dans le pipeline Viola d'une capacité de 300 kb/j et une participation de 100 % dans le terminal Taft d'une capacité de 350 kb/j. De concert avec le terminal Ingleside Energy Center, ces pipelines et installations de stockage procurent une plateforme d'exportation de pétrole brut léger entièrement intégrée.

Cette acquisition fait progresser de façon importante la stratégie d'exportation vers la côte américaine du golfe du Mexique d'Enbridge et assure une connectivité aux réserves de longue durée à faible coût dans le bassin permien et la formation d'Eagle Ford. Les actifs acquis devraient accroître immédiatement et fortement les FTD et le bénéfice par action et entraîner des occasions de croissance interne à l'appui des perspectives de croissance d'Enbridge après 2023.

Transport de gaz et services intermédiaires

Mise à jour sur la réglementation

La stratégie de réglementation de la société exige la présentation périodique de dossiers tarifaires pour assurer un rendement juste et raisonnable du capital investi dans ses réseaux essentiels de distribution d'énergie.

Le 10 septembre 2021, la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») a approuvé un sommaire de stipulation et d'entente déposé relativement au dossier tarifaire déposé pour East Tennessee en vertu de l'article 4 le 30 juin 2020. Sur une base annualisée, ce règlement devrait se traduire par un apport supplémentaire au BAIIA d'environ 10 M$ US. 

Au cours du trimestre, Enbridge a déposé, pour le réseau Texas Eastern, un dossier tarifaire en vertu de l'article 4 compte tenu de la croissance de la base tarifaire et de l'augmentation du coût du service, principalement en raison de la modernisation du réseau ainsi que des investissements en matière de sécurité et de fiabilité. La FERC a accepté le dépôt, permettant ainsi que les hausses tarifaires demandées entrent en vigueur après une période de suspension de 5 mois, sous réserve d'un remboursement. Les négociations avec les expéditeurs devraient commencer au début de 2022.

Activités de distribution et de stockage de gaz

Mélange de gaz naturel à l'hydrogène

Le 1^er octobre 2021, la première installation de mélange d'hydrogène vert à grande échelle d'Enbridge a été mise en service à Markham, en Ontario, ajoutant à concurrence de 2 % d'hydrogène en volume dans les flux gazeux pour 3 600 clients. Ce projet pourrait contribuer à éviter jusqu'à 120 tCO₂e par année et ouvrir la voie à un tel mélange à l'échelle du réseau de distribution de gaz en Ontario.

En outre, Enbridge poursuit le développement d'une deuxième installation de mélange d'hydrogène vert à Gatineau, au Québec, dans le cadre d'un partenariat avec Evolugen. Cette installation pourrait mélanger à concurrence de 15 % d'hydrogène en volume pour 43 000 clients et pourrait contribuer à éviter jusqu'à 15 000 de tCO₂e annuellement.

Développement du GNR

La société a annoncé son septième projet de GNR, situé dans la Ville de Toronto à l'installation de gestion des déchets solides de la route Disco. Cette installation produira du GNR à partir des déchets biodégradables recueillis dans le cadre du programme des bacs verts de la Ville de Toronto et injectés dans le réseau de distribution de gaz naturel d'Enbridge Gas Inc. pour réduire les émissions de CO₂ liées au gaz naturel. Le projet devrait entrer en service en 2023.

Enbridge élabore de 10 à 15 autres projets de façon indépendante dans sa zone de franchise, et à l'échelle du Canada dans le cadre de partenariats avec Comcor Technologies et Walker Industries.

Production d'énergie verte

Mise en place de l'équipe d'experts sur les nouvelles énergies et autres partenariats

Au cours du troisième trimestre, Enbridge a annoncé la création d'une équipe d'experts ayant pour mandat de promouvoir les possibilités d'infrastructures à faible émission de carbone à l'échelle des entreprises de livraison d'énergie de la société. L'équipe tirera parti des premiers investissements d'Enbridge dans le GNR, l'hydrogène et le captage, l'utilisation et le stockage du carbone (« CUSC »), ainsi que d'autres technologies à faible émission de carbone.

La société a annoncé un protocole d'entente avec Shell pour élaborer des solutions énergétiques à faible émission de carbone partout en Amérique du Nord en tirant parti de la vaste expérience, des actifs complémentaires et de l'engagement des deux entreprises à l'égard du leadership ESG. Enbridge et Shell examineront les possibilités de collaboration pour la production potentielle d'hydrogène vert et bleu, la production d'énergie renouvelable en rassemblant leurs forces et les possibilités de CUSC qui, à l'heure actuelle, excluent le marché albertain étant donné les divers projets déjà en cours d'élaboration.

Enbridge a aussi annoncé un partenariat avec Vanguard Renewables, un chef de file américain de la mise au point d'infrastructures de GNR. Dans le cadre de ce partenariat, Vanguard Renewables construira et exploitera jusqu'à huit digesteurs dans le Nord-Est des États-Unis et le Midwest américain avec une production d'environ 2 milliards de pieds cubes par année de GNR provenant de déchets alimentaires et agricoles. Enbridge investira à concurrence de 100 M$ dans la valorisation du GNR, les actifs de transport et les services de marketing, tirant parti de ses vastes actifs d'infrastructures énergétiques et ses capacités connexes. Ce partenariat positionne Enbridge comme partenaire de choix pour les futurs projets de développement de GNR à déchets mixtes.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2021

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

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

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	1 673	2 090	5 756	5 280
Transport de gaz et services intermédiaires	884	334	2 725	230
Distribution et stockage de gaz	282	298	1 374	1 285
Production d'énergie renouvelable	91	93	362	376
Services énergétiques	(204)	(34)	(379)	(12)
Éliminations et divers	(121)	207	191	(498)
BAIIA	2 605	2 988	10 029	6 661
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	682	990	3 976	1 208
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 163	2 302	6 954	7 527

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

FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 898	1 732	5 623		5 395
Transport de gaz et services intermédiaires	986	945	2 928		3 017
Distribution et stockage de gaz	296	315	1 403		1 330
Production d'énergie renouvelable	89	93	356		361
Services énergétiques	(116)	(110)	(277)		(37)
Éliminations et divers	116	22	281		6
BAIIA ajusté^1, 3	3 269	2 997	10 314		10 072
Investissements de maintien	(142)	(256)	(412)		(595)
Charge d'intérêts^1	(665)	(721)	(1 977)		(2 141)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(89)	(83)	(210)		(325)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(66)	(68)	(207)		(232)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	52	197	248		479
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(94)	(274)		(284)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	23	118	74		250
Autres ajustements hors trésorerie	--	(2)	(2)		7
FTD^3	2 290	2 088	7 554		7 231
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 024	2 021	2 023		2 020

1	Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.
2	Comprend la trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au titre de contrats sur les droits de rattrapage et d'ententes similaires donnant lieu à des produits reportés.
3	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD sont présentés en annexe au présent communiqué.

Les FTD du troisième trimestre de 2021 ont augmenté de 202 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2020, en raison principalement des facteurs d'exploitation mentionnés plus loin à la rubrique BAIIA ajusté par secteur et de ce qui suit :

• Diminution des investissements de maintien du secteur Distribution et stockage de gaz, en raison de l'échéancier des décaissements.
• Diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme ainsi que de l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion des paiements d'intérêts sur la dette libellée en dollars américains.

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

• Diminution des distributions en trésorerie de l'excédent sur la quote-part du bénéfice des satellites en raison principalement de la hausse de la quote-part du bénéfice de certains satellites (comptabilisé dans le BAIIA ajusté) pour lesquels les distributions en trésorerie correspondantes n'ont pas augmenté au cours du trimestre.
• Réduction des encaissements non comptabilisés dans les produits, en raison principalement du recours par les expéditeurs, au troisième trimestre de 2021 mais non au troisième trimestre de 2020, de contrats d'achat ferme visant certains actifs contenant des dispositions de droits de rattrapage qui permettent d'inclure les produits dans le BAIIA ajusté.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1	3 269	2 997	10 314	10 072
Amortissement	(944)	(935)	(2 805)	(2 766)
Charge d'intérêts^2	(654)	(708)	(1 941)	(2 099)
Impôts sur les bénéfices^2	(355)	(278)	(1 023)	(1 133)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(34)	(21)	(90)	(28)
Dividendes sur les actions privilégiées	(98)	(94)	(280)	(284)
Bénéfice ajusté^1	1 184	961	4 175	3 762
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,59	0,48	2,06	1,86

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

Le bénéfice ajusté a augmenté de 223 M$ et le bénéfice ajusté par action a progressé de 0,11 $ par rapport au troisième trimestre de 2020. La hausse du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, ainsi qu'il est expliqué à la rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après, de même qu'à la diminution de la charge d'intérêts en raison des taux d'intérêt moins élevés sur les emprunts à court terme et à l'incidence positive de l'affaiblissement du dollar américain sur la conversion des paiements d'intérêts sur la dette libellée en dollars américains.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains, principalement dans les secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires, a été converti à un taux de change moyen entre le dollar américain et le dollar canadien au troisième trimestre de 2021 (1,26 $ CA/$ US) inférieur à celui de la période correspondante de 2020 (1,33 $ CA/$ US).

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 septembre				Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021		2020		2021		2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 083		994		3 264		3 070
Réseau régional des sables bitumineux	225		195		693		605
Réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent	252		213		702		714
Autres^1	338		330		964		1 006
BAIIA ajusté^2	1 898		1 732		5 623		5 395
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^3	2 673		2 555		2 680		2 612
Réseau régional des sables bitumineux^4	1 899		1 399		1 911		1 549
Tarif international conjoint (« TIC »)^5	4,27	$	4,27	$	4,27	$	4,23	$
Droits supplémentaires au titre de l'entente de tarification concurrentielle^5	0,26	$	0,26	$	0,26	$	0,19	$
Droits supplémentaires provisoires pour la canalisation 3 au Canada^5,6	0,20	$	0,20	$	0,20	$	0,20	$

1	Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée et autres.
2	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent communiqué.
3	Le débit du réseau principal représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
4	Les volumes visent le pipeline d'Athabasca, le pipeline Waupisoo, le pipeline Woodland et le réseau Wood Buffalo, et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
5	Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du réseau principal de la société est couvert en majeure partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ 55 % du total des produits du réseau principal et le taux de change effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal était de 1,26 $ CA/$ US pour le troisième trimestre de 2021 (1,20 $ CA/$ US pour le troisième trimestre de 2020).
	Les résultats du tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion des devises à l'instar des autres entreprises de la société établies aux États-Unis, dont les résultats sont convertis au taux moyen sur le marché au comptant pour une période donnée. L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie couverte par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.
6	Droits supplémentaires provisoires pour le tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3, mis en service le 1^er décembre 2019. Les droits supplémentaires provisoires ont été remplacés par les droits supplémentaires totaux sur le remplacement de la canalisation 3 à compter du 1^er octobre 2021 à la suite de l'achèvement du tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation 3.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 166 M$ par rapport au troisième trimestre de 2020, principalement en raison des facteurs suivants :

• Augmentation du débit du réseau principal par rapport au troisième trimestre de 2020 découlant du raffermissement de la demande de pétrole brut et des produits connexes, alors que s'estompent les incidences de la pandémie de COVID-19, et taux de couverture du change plus élevé (1,26 $ CA en 2021, contre 1,20 $ CA en 2020) sur les couvertures utilisées pour gérer le risque de change sur les produits du réseau principal au Canada libellés en dollars américains.
• Débit supérieur sur le réseau régional des sables bitumineux en raison de l'atténuation des incidences de la pandémie de COVID-19 et de l'achèvement du projet d'expansion du pipeline Woodland en juin 2021.
• Augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant surtout du débit supérieur sur le réseau pipelinier de pétrole brut Seaway.

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

• Baisse du débit sur le pipeline Flanagan Sud, qui se reflète dans le réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du centre du continent, en raison de la forte demande des raffineries de la zone PADD II, ce qui réduit les volumes pouvant être acheminés vers la côte américaine du golfe du Mexique.
• Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le dollar américain et le dollar canadien, qui a été partiellement compensée par les profits réalisés par l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	732	762	2 235	2 417
Transport de gaz au Canada	130	111	412	354
Secteur intermédiaire aux États-Unis	85	36	169	116
Autres	39	36	112	130
BAIIA ajusté^1	986	945	2 928	3 017

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

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 41 M$ par rapport au troisième trimestre de 2020, principalement en raison de ce qui suit :

• Apport supérieur au secteur Transport de gaz aux États-Unis de la phase III du projet Atlantic Bridge, dont la mise en service a été communiquée à la FERC en janvier 2021, et hausse des produits des activités ordinaires en raison de l'absence de restrictions liées à la pression auxquelles le réseau Texas Eastern était assujetti en 2020.
• Plus grand apport du secteur Transport de gaz au Canada en raison du calendrier des charges d'exploitation et d'administration.
• Apport accru des services intermédiaires aux États-Unis en raison de l'augmentation du prix des marchandises dont ont profité les coentreprises Aux Sable et DCP Midstream d'Enbridge.

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

• Incidence défavorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus bas entre le dollar américain et le dollar canadien se répercutant principalement sur les résultats du secteur Transport de gaz et services intermédiaires aux États-Unis, qui a été partiellement compensée par les profits réalisés dans l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société.

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois  closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	294	327	1 317	1 286
Autres	2	(12)	86	44
BAIIA ajusté^1	296	315	1 403	1 330
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	302	297	1 383	1 286
Nombre de clients actifs^2 (en millions)			3,8	3,8
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	61	90	2 350	2 423
Prévisions fondées sur le volume en présence de températures normales^4	94	94	2 538	2 533

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

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestre en raison de la demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés. Le poste « Autres » tient compte des apports de Noverco. L'opération de vente de Noverco devrait être conclue vers la fin de 2021 ou au début de 2022.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a diminué de 19 M$ par rapport au troisième trimestre de 2020, principalement en raison du calendrier des dépenses d'exploitation. Cette diminution a été partiellement contrebalancée par la hausse des produits tirés de la distribution découlant de l'augmentation des tarifs annuels et de l'élargissement de la clientèle.

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	89	93	356	361

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

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a diminué de 4 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020, ce qui s'explique avant tout par la diminution des ressources éoliennes aux centrales éoliennes au Canada, contrée en partie par la baisse des coûts de réparation à certaines installations éoliennes aux États-Unis.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	(116)	(110)	(277)	(37)

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

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de 6 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020. Une importante compression des différentiels d'emplacement et de qualité sur certains marchés se maintient et les occasions de stockage sont réduites en 2021 en raison d'un marché en déport. Ces conditions ont donné lieu à de moindres possibilités de dégager des marges de transport rentables à l'égard des installations pour lesquelles les Services énergétiques ont des obligations de capacité.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois  closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	66	58	153	166
Gains (pertes) réalisés sur le règlement de couvertures de change	50	(36)	128	(160)
BAIIA ajusté^1	116	22	281	6

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

Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour cette unité reflète le coût des services centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour la prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été précisé, le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité est converti aux taux de change moyens du trimestre. L'effet de compensation des règlements effectués aux termes du programme de couverture de change de la société est constaté dans les résultats de cette unité.

Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de 94 M$ comparativement au troisième trimestre de 2020, en raison des gains de change réalisés en 2021, comparativement aux pertes de change réalisées en 2020, attribuables à la baisse du taux de change moyen du dollar américain, qui s'est établi à 1,26 $ au troisième trimestre de 2021 (1,33 $ au troisième trimestre de 2020) alors que le taux de couverture s'est établi à 1,32 $ au troisième trimestre de 2021 (1,29 $ au troisième trimestre de 2020).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 5 novembre 2021 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la société et passer en revue les résultats financiers du troisième trimestre de 2021. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'identification 9798691. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://event.on24.com/wcc/r/3402404/9DF8A3A8FCEFF35C5F575413CA0478CB. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web environ 24 heures plus tard. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'identification 9798691).

Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de questions et réponses à l'intention exclusive des analystes financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique, les équipes des médias et des relations avec les investisseurs d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 3 novembre 2021, le conseil d'administration de la société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er décembre 2021 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 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	0,16081	$
Actions privilégiées, série D	0,27875	$
Actions privilégiées, série F	0,29306	$
Actions privilégiées, série H	0,27350	$
Actions privilégiées, série J	0,30540	$ US
Actions privilégiées, série L	0,30993	$ US
Actions privilégiées, série N	0,31788	$
Actions privilégiées, série P	0,27369	$
Actions privilégiées, série R	0,25456	$
Actions privilégiées, série 1	0,37182	$ US
Actions privilégiées, série 3	0,23356	$
Actions privilégiées, série 5	0,33596	$ US
Actions privilégiées, série 7	0,27806	$
Actions privilégiées, série 9	0,25606	$
Actions privilégiées, série 11	0,24613	$
Actions privilégiées, série 13	0,19019	$
Actions privilégiées, série 15	0,18644	$
Actions privilégiées, série 17	0,32188	$
Actions privilégiées, série 19	0,30625	$

1	Le dividende trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3 % et passera de 0,81 $ à 0,835 $ à compter du 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, majoré pour passer de 0,15501 $ à 0,15753 $ le 1^er juin 2021 et majoré pour passer de 0,15753 $ à 0,16081 $ le 1^erseptembre 2021, en raison de la refixation du taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions privilégiées de série C.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de verbes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire » et autres termes du genre qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : la vision et la stratégie d'entreprise d'Enbridge; les prévisions financières pour 2021; les cibles de réduction de l'intensité énergétique et des émissions; l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel, de gaz naturel liquéfié et d'énergie renouvelable et les prix prévus pour ces derniers; l'utilisation prévue de nos actifs existants, y compris le débit sur le réseau principal; le BAIIA prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; la vigueur et la souplesse financières et la capacité d'investissement; les priorités en matière de répartition du capital; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et en construction ainsi que les coûts prévus d'entretien; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; les avantages prévus des opérations conclues; et les futures mesures et décisions prévues que prendront les organismes de réglementation et les tribunaux, de même que leur moment et leur incidence; les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, y compris les contrats conclus pour le réseau principal.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence; l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, des liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; la transition énergétique; l'utilisation prévue de nos actifs existants; les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la fiabilité d'exploitation; les approbations par les clients et les organismes de réglementation; le maintien du soutien et de l'approbation des organismes de réglementation pour les projets de la société; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; les réductions prévues des frais d'exploitation; la clôture et le moment des acquisitions et des cessions; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant d'opérations et de projets; les lois gouvernementales; les litiges; l'incidence de la politique de versement de dividendes de la société sur ses flux de trésorerie futurs; les notations; le financement des projets d'investissement; le programme de couverture; le BAIIA prévu et le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation, les taux d'intérêt et la pandémie de COVID-19 ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice (la perte) prévu, le bénéfice (la perte) ajusté prévu, les FTD prévus et les montants connexes par action et les dividendes futurs estimatifs. Voici les hypothèses les plus pertinentes associées aux énoncés prospectifs se rapportant aux projets annoncés et aux projets en construction, y compris les dates estimatives d'achèvement et les dépenses d'investissement estimatives : la disponibilité et le prix de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques; l'approbation par les clients, le gouvernement et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service et les régimes de recouvrement des coûts; et la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence.

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

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens. Nos principales entreprises englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du pétrole brut produit en Amérique du Nord, le secteur Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine environ 20 % du gaz naturel consommé aux États-Unis ainsi que le secteur Distribution et stockage de gaz, qui dessert près de 3,8 millions de clients du marché de détail en Ontario et au Québec, et le secteur Production d'énergie renouvelable, qui détient une capacité de production d'environ 1 766 mégawatts (capacité nette) d'énergie renouvelable en Amérique du Nord et en Europe. Les actions ordinaires de la société sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information : www.enbridge.com.

Aucune information contenue dans le site Web d'Enbridge ou y étant liée n'est intégrée par renvoi au présent communiqué ni n'en fait partie.

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAIIA ajusté, au bénéfice ajusté, au bénéfice ajusté par action ordinaire et aux FTD. La direction est d'avis que ces mesures constituent des informations utiles pour les investisseurs et les actionnaires, puisque ces données contribuent à rehausser la transparence et donnent un meilleur aperçu de la performance de la société.

Le BAIIA ajusté représente le BAIIA après ajustement pour exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation des données sectorielles et consolidées. La direction se sert du BAIIA ajusté pour établir ses cibles et évaluer la performance de la société et de ses secteurs d'exploitation.

Le bénéfice ajusté représente le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires après ajustement pour exclure les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices et aux participations ne donnant pas le contrôle sur une base consolidée. La direction se sert du bénéfice ajusté comme autre mesure de la capacité de la société de générer un bénéfice.

Les FTD sont définis comme étant les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant l'incidence des variations des actifs et des passifs d'exploitation (y compris les variations des passifs environnementaux), déduction faite des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation. La direction se sert des FTD pour évaluer la performance de la société et pour établir ses cibles de versement de dividendes.

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

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

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

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	1 673	2 090	5 756	5 280
Transport de gaz et services intermédiaires	884	334	2 725	230
Distribution et stockage de gaz	282	298	1 374	1 285
Production d'énergie renouvelable	91	93	362	376
Services énergétiques	(204)	(34)	(379)	(12)
Éliminations et divers	(121)	207	191	(498)
BAIIA	2 605	2 988	10 029	6 661
Amortissement	(944)	(935)	(2 805)	(2 766)
Charge d'intérêts	(648)	(718)	(1 923)	(2 105)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(199)	(231)	(952)	(273)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(34)	(20)	(93)	(25)
Dividendes sur les actions privilégiées	(98)	(94)	(280)	(284)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	682	990	3 976	1 208

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 898	1 732	5 623	5 395
Transport de gaz et services intermédiaires	986	945	2 928	3 017
Distribution et stockage de gaz	296	315	1 403	1 330
Production d'énergie renouvelable	89	93	356	361
Services énergétiques	(116)	(110)	(277)	(37)
Éliminations et divers	116	22	281	6
BAIIA ajusté	3 269	2 997	10 314	10 072
Amortissement	(944)	(935)	(2 805)	(2 766)
Charge d'intérêts	(654)	(708)	(1 941)	(2 099)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(355)	(278)	(1 023)	(1 133)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(34)	(21)	(90)	(28)
Dividendes sur les actions privilégiées	(98)	(94)	(280)	(284)
Bénéfice ajusté	1 184	961	4 175	3 762
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,59	0,48	2,06	1,86

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	2 605	2 988	10 029	6 661
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	436	(569)	(85)	201
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	88	(73)	102	(24)
Perte de valeur des satellites	111	615	111	2 351
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--	--	--	324
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	--	--	159
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	34	24	106	303
Autres	(5)	12	51	97
Total des éléments d'ajustement	664	9	285	3 411
BAIIA ajusté	3 269	2 997	10 314	10 072
Amortissement	(944)	(935)	(2 805)	(2 766)
Charge d'intérêts	(648)	(718)	(1 923)	(2 105)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(199)	(231)	(952)	(273)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(34)	(20)	(93)	(25)
Dividendes sur les actions privilégiées	(98)	(94)	(280)	(284)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts	(6)	10	(18)	6
Charge d'impôts sur les bénéfices	(156)	(47)	(71)	(860)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	--	(1)	3	(3)
Bénéfice ajusté	1 184	961	4 175	3 762
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,59	0,48	2,06	1,86

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 898	1 732	5 623	5 395
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(222)	360	84	(90)
Règlement d'impôts fonciers	--	--	57	--
Perte de valeur d'actifs	--	--	--	(13)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(3)	(2)	(8)	(9)
Autres	--	--	--	(3)
Total des ajustements	(225)	358	133	(115)
BAIIA	1 673	2 090	5 756	5 280

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	986	945	2 928	3 017
Perte de valeur des satellites	(111)	(615)	(111)	(2 351)
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites	--	--	--	(324)
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	--	--	(159)
Ajustement de la quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream, LLC	(38)	(5)	(104)	26
Autres	47	9	12	21
Total des ajustements	(102)	(611)	(203)	(2 787)
BAIIA	884	334	2 725	230

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	296	315	1 403	1 330
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(2)	11	12	2
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(10)	(20)	(38)	(35)
Autres	(2)	(8)	(3)	(12)
Total des ajustements	(14)	(17)	(29)	(45)
BAIIA	282	298	1 374	1 285

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	89	93	356	361
Variation du gain latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	2	--	6	2
Cession - actifs de transport de la LRMA	--	--	--	13
Total des ajustements	2	--	6	15
BAIIA	91	93	362	376

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(116)	(110)	(277)	(37)
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(88)	73	(102)	24
Ajustement des stocks, montant net	--	3	--	1
Total des ajustements	(88)	76	(102)	25
BAIIA	(204)	(34)	(379)	(12)

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	116	22	281	6
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(214)	198	(17)	(115)
Variation de l'obligation de garantie de la société	--	--	--	(74)
Perte de valeur de placements	--	--	--	(43)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(21)	(2)	(60)	(259)
Autres	(2)	(11)	(13)	(13)
Total des ajustements	(237)	185	(90)	(504)
BAIIA	(121)	207	191	(498)

ANNEXE C

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

	Trimestres clos les 30 septembre		Périodes de neuf mois  closes les 30 septembre
	2021	2020	2021	2020
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation	2 163	2 302	6 954	7 527
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	443	(110)	1 068	(213)
	2 606	2 192	8 022	7 314
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^2	(66)	(68)	(207)	(232)
Dividendes sur les actions privilégiées	(92)	(94)	(274)	(284)
Investissements de maintien^3	(142)	(256)	(412)	(595)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^4	23	118	74	250
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	36	25	108	304
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^2	52	159	297	412
Autres éléments	(127)	12	(54)	62
FTD	2 290	2 088	7 554	7 231

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

SOURCE Enbridge Inc.

Liens connexes

http://www.enbridge.com