Enbridge annonce de solides résultats financiers pour 2022 et fait progresser ses priorités stratégiques

CALGARY, AB, le 10 févr. 2023 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui de solides résultats financiers pour le quatrième trimestre de 2022 et l'exercice 2022, a confirmé ses perspectives financières pour 2023 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. L'astérisque (*) signale une mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 2,6 G$, ou 1,28 $ par action ordinaire, pour l'exercice, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 5,8 G$, ou 2,87 $ par action ordinaire, en 2021
• Bénéfice ajusté* de 5,7 G$, ou 2,81 $ par action ordinaire*, comparativement à 5,6 G$, ou 2,74 $ par action ordinaire en 2021
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 15,5 G$, comparativement à 14,0 G$ en 2021
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 11,2 G$, comparativement à 9,3 G$ en 2021
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 11,0 G$, ou 5,42 $ par action ordinaire*, comparativement à 10,0 G$ ou 4,96 $ par action ordinaire en 2021
• Solide situation financière à la fin de 2022, avec un ratio dette/BAIIA de 4,7 fois
• Confirmation de la fourchette prévisionnelle de 15,9 G$ à 16,5 G$ pour le BAIIA et de 5,25 $ à 5,65 $ pour les FTD par action pour l'exercice 2023
• Augmentation du dividende trimestriel de 3,2 % en 2023, pour le porter à 0,8875 $ par action (dividende annualisé de 3,55 $), soit une hausse annuelle pour la 28^e année d'affilée
• Acquisition d'une participation supplémentaire de 10 % dans le pipeline Gray Oak pour porter la participation d'Enbridge à 68,5 %
• Conclusion d'une entente tarifaire avec les expéditeurs de BC Pipeline et approbation par la Régie d'une entente de cinq ans échéant en 2026
• Entente tarifaire conclue avec les expéditeurs de Texas Eastern Transmission, LP (« TETLP ») et approuvée par la Federal Energy Regulation Commission (« FERC »)
• Conclusion de l'investissement de 1,5 G$ US annoncé précédemment dans l'installation de GNL de Woodfibre
• Mise en service en 2022 de projets axés sur l'énergie classique et l'énergie renouvelable d'une valeur de 4 G$
• Progression du portefeuille de projets de croissance et d'expansion d'une valeur de 18 G$ dans l'ensemble de l'entreprise
• Annonce d'un partenariat avec Oxy Low-Carbon Ventures pour le transport et la séquestration du dioxyde de carbone dans la région de Corpus Christi pour faire progresser la stratégie de réduction des émissions de carbone
• Dépôt d'une demande de modification des tarifs et de mécanisme d'établissement des tarifs préférentiels d'Enbridge Gas Inc. (« EGI ») pour les cinq prochaines années
• Annonce du renouvellement de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités (l' « offre de rachat ») d'Enbridge à concurrence de 1,5 G$
• Émission au Canada d'obligations liées à la durabilité (« OLD ») d'un montant de 900 M$ pour renforcer l'engagement d'Enbridge à l'égard de ses objectifs de réduction des émissions.

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

Greg Ebel, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :

« Nous avons terminé l'exercice avec un bilan solide sur le plan de l'utilisation, de l'exploitation et de la sécurité à l'échelle de l'entreprise. Malgré l'incertitude et la volatilité qui ont plané en 2022, nos résultats de l'exercice se situent dans la moitié supérieure de notre fourchette de prévisions, ce qui témoigne de la force de nos quatre principaux secteurs d'activité et de la résilience de notre modèle d'affaires à faible risque.

« Nous avons réalisé d'importants progrès dans l'exécution de nos priorités stratégiques, ce qui en dit long sur toute l'équipe d'Enbridge. Nous avons mis en service des projets d'investissement d'une valeur de 4 G$ et approuvé de nouveaux projets de croissance interne d'un montant de 8 G$. Nous avons vendu des actifs non essentiels, ce qui illustre bien notre engagement à recycler notre capital selon des valorisations attrayantes, et préservé notre solide bilan, avec un ratio dette/BAIIA s'établissant dans le bas de notre fourchette, soit 4,7 fois. Ces mesures nous ont bien préparés pour 2023 et au-delà.

« Pour l'avenir, il est évident que toutes les sources d'énergie seront nécessaires partout dans le monde pour répondre à la demande. Par ailleurs, il est impératif de réduire les émissions à l'échelle mondiale. L'équilibre entre ces priorités est essentiel et demeure fondamental à notre stratégie à deux volets.

« Nous continuerons d'élargir et de moderniser nos infrastructures classiques et d'en réduire les émissions afin de répondre aux besoins de nos clients et d'accroître les investissements dans les occasions à plus faibles émissions de carbone qui complètent nos biens existants. Notre solide bilan, notre gestion rigoureuse de l'attribution des capitaux et nos capacités éprouvées d'exécution nous permettront de stimuler la croissance et de créer de la valeur pour nos actionnaires. Notre vaste empreinte nous place dans une position enviable pour proposer à nos clients une énergie sûre, abordable et durable.

« Je suis heureux et honoré de diriger l'équipe d'Enbridge vers une nouvelle étape de sa croissance. J'aimerais remercier Al Monaco et toute l'équipe de direction d'avoir transformé Enbridge en une entreprise diversifiée de livraison d'énergie. Nous ferons équipe pour poursuivre sur cette lancée et continuerons de positionner Enbridge comme le fournisseur d'énergie de premier choix pour nos clients, nos investisseurs, nos employés et les collectivités que nous servons. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre et de l'exercice clos les 31 décembre 2022 et 2021 sont résumés dans le tableau ci-après :

	Trimestres clos les   31 décembre			Exercices clos les   31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	(1 067)	1 840		2 589	5 816
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	(0,53)	0,91		1,28	2,87
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 613	1 890		11 230	9 256
BAIIA ajusté^1	3 911	3 687		15 531	14 001
Bénéfice ajusté^1	1 271	1 376		5 692	5 551
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,63	0,68		2,81	2,74
Flux de trésorerie distribuables^1	2 663	2 487		10 983	10 041
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 025	2 024		2 025	2 023

1   Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Au quatrième trimestre de 2022, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a diminué de 2,9 G$, ou 1,44 $ par action, par rapport à la période correspondante de 2021, en partie en raison de certains facteurs peu fréquents et d'autres facteurs hors exploitation qui s'expliquent principalement par une perte hors trésorerie de l'écart d'acquisition de 2,5 G$ liée à l'unité d'exploitation transport de gaz en raison de la hausse du coût du capital, annulée en partie par les facteurs d'exploitation décrits en détail ci-après. 

Pour l'exercice 2022, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a subi l'incidence négative de la perte de valeur de l'écart d'acquisition susmentionnée ainsi que d'une perte hors trésorerie latente de 1,3 G$ (964 M$ après impôts) liée à la juste valeur d'instruments dérivés en 2022 comparativement à un gain latent de 197 M$ (150 M$ après impôts) en 2021, ce qui reflète les variations de la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change. Ces facteurs sont annulés en partie par un gain hors trésorerie de 1,1 G$ (732 M$ après impôts) à la clôture de l'opération de fusion de coentreprises avec Phillips 66 (« P66 ») ayant donné lieu à la restructuration de notre participation économique effective dans Gray Oak et DCP Midstream LLC.

La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit l'incidence de certains autres facteurs inhabituels ou peu fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement joint à l'annexe A du présent communiqué. Il y a lieu de consulter le rapport de gestion annuel de 2022 déposé de concert avec les états financiers de l'exercice pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au quatrième trimestre de 2022, le BAIIA ajusté a augmenté de 224 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2021. Cela s'explique principalement par l'apport accru des nouveaux actifs mis en service, y compris le tronçon américain du projet de remplacement de la canalisation 3, entré en service au quatrième trimestre de 2021, l'acquisition de l'Enbridge Ingleside Energy Center (« EIEC ») ainsi que la comptabilisation de produits tenant compte de l'augmentation des tarifs sur TETLP à la suite du récent règlement tarifaire. La conversion du bénéfice libellé en dollars américains a également contribué à l'accroissement du BAIIA au cours de la période. Le taux de change moyen entre le dollar canadien et le dollar américain a été de 1,36 $ au quatrième trimestre de 2022 comparativement à 1,26 $ au quatrième trimestre de 2021.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2022, le BAIIA ajusté a progressé de 1,5 G$ comparativement à celui de 2021. Cette hausse est principalement attribuable à l'incidence des facteurs hors exploitation susmentionnés ainsi qu'à la conversion du bénéfice libellé en dollars américains. Le taux de change moyen entre le dollar canadien et le dollar américain a été de 1,30 $ en 2022 comparativement à 1,25 $ en 2021.

Le bénéfice ajusté a diminué de 105 M$, ou 0,05 $ par action, au quatrième trimestre de 2022, principalement en raison de la hausse des coûts de financement découlant de la majoration des taux d'intérêt sur les titres d'emprunt à taux variable et de la hausse de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service au quatrième trimestre de 2021; ce recul a été annulé en partie par l'accroissement des apports au BAIIA ajusté.

Pour l'exercice clos le 31 décembre 2022, le bénéfice ajusté a progressé de 141 M$ comparativement à celui de 2021. Cette hausse s'explique avant tout par l'incidence de la progression du BAIIA ajusté, en partie contrebalancée par l'accroissement des coûts de financement susmentionné.

Au quatrième trimestre de 2022, les FTD se sont accrus de 176 M$, ou 0,08 $ par action, surtout en raison des apports plus élevés au BAIIA ajusté et des distributions supérieures du fait du solide rendement de l'exploitation des coentreprises dans lesquelles nous détenons une participation, y compris le pipeline Alliance, ainsi que de la participation économique accrue dans les pipelines Gray Oak et Cactus II, annulés en partie par les décaissements plus élevés au titre des investissements de maintien, l'accroissement des coûts de financement et l'augmentation des impôts en trésorerie sur un bénéfice imposable plus élevé.

Les FTD de l'exercice clos le 31 décembre 2022 ont augmenté de 942 M$ comparativement à ceux de 2021. Cette hausse est principalement attribuable aux facteurs d'exploitation susmentionnés.

La rubrique Résultats financiers du quatrième trimestre de 2022 et de l'exercice 2022 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société a réaffirmé ses prévisions financières pour 2023, qui comprennent un BAIIA ajusté de 15,9 G$ à 16,5 G$ et des FTD par action de 5,25 $ à 5,65 $.

En 2023, la croissance devrait être alimentée par une forte utilisation du réseau principal, l'apport sur un exercice complet du règlement tarifaire de TETLP, les hausses de taux et l'ajout de clients d'EGI, l'apport sur un exercice complet des projets mis en service en 2022 et l'incidence des taux de change, facteurs en partie annulés par l'accroissement des coûts de financement et des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle à la suite de la vente d'une participation dans certains biens du réseau régional de sables bitumineux.

Enbridge a majoré le dividende trimestriel de 2023 de 3,2 % pour le porter à 0,8875 $ (dividende annualisé de 3,55 $) par action à compter du dividende payable le 1^er mars 2023 aux actionnaires inscrits en date du 15 février 2023.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

Au cours du quatrième trimestre de 2022, Enbridge Inc. a émis des titres d'emprunt d'un montant de 2 G$ composé de ce qui suit :

• billets de premier rang de cinq ans d'un montant de 600 M$;
• billets de premier rang de dix ans d'un montant de 900 M$ (OLD);
• billets de premier rang de 30 ans d'un montant de 500 M$.

Ces émissions de titres d'emprunt font pour l'essentiel l'objet de couvertures à des taux avantageux, et le produit a servi principalement à réduire la dette, à financer des projets d'investissement et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise. Les modalités des OLD sont conformes au cadre sur les OLD d'Enbridge annoncé en 2021, qui intègre aux modalités financières des cibles en matière d'émissions et de diversité. Ce mécanisme de financement appuie l'engagement soutenu d'Enbridge à atteindre les cibles ESG énoncées dans ses objectifs ESG établis en novembre 2020. Les opérations de financement liées à la durabilité d'Enbridge totalisent désormais près de 4,3 G$ CA.

Au cours du quatrième trimestre, TETLP a émis des billets de premier rang de dix ans d'un montant de 600 M$ US sur le marché de la dette privée américain. 

La société est actuellement cotée, auprès de ses quatre agences de notation, BBB+ ou l'équivalent, avec perspectives stables, ce qui reflète la solidité financière prépondérante d'Enbridge dans son secteur et son modèle commercial à faible risque. Le ratio de la dette sur le BAIIA de la société à la fin de l'exercice 2022 était d'environ 4,7 fois, soit dans la moitié inférieure de sa fourchette cible de 4,5 fois à5,0 fois. Enbridge prévoit toujours afficher, à la fin de l'exercice 2023, un ratio de la dette sur le BAIIA dans la moitié inférieure de sa fourchette cible tout en continuant à financer son programme d'investissement de croissance garanti conformément à son modèle d'autofinancement par capitaux propres au moyen des flux de trésorerie générés à l'interne, du produit des transactions de recyclage du capital récemment conclues et des financements par emprunt futurs.

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

En 2022, Enbridge a mis en service des projets de croissance d'environ 4 G$ dans ses quatre secteurs d'activité; ils devraient faire un solide apport au BAIIA et aux FTD en 2023, notamment :

• les projets de croissance visant les services publics du secteur Distribution de gaz totalisant 1,2 G$ en 2022;
• le programme de modernisation de 2022 du secteur Transport de gaz d'un montant de 0,6 G$ US;
• les pipelines Vito Oil and Gas d'un coût de 0,3 G$ US, qui acheminent la production extracôtière à la côte américaine du golfe du Mexique et dont la mise au point mécanique est terminée;
• la ligne de raccordement Est-Ouest d'un coût de 0,2 G$, qui fournit de l'électricité fiable et à long terme dans le nord-ouest de l'Ontario;
• la phase VI de Gulfstream d'un coût de 0,1 G$ US, qui fournit une capacité jusqu'en Floride;
• le projet de Saint-Nazaire, le premier projet éolien extracôtier d'envergure commerciale en France, d'un coût de 0,9 G$ et d'une capacité de 480 mégawatts.

Au cours de l'exercice, Enbridge a approuvé de nouveaux projets de croissance interne de 8 G$ et les projets de croissance garantis actuels de la société représentent près de 18 G$.

Le financement du programme de croissance garanti sera entièrement assuré par la capacité d'investissement annuelle de la société, soit de 5 G$ à 6 G$.

AUTRES ACTUALITÉS

Poursuite de la stratégie en matière de pétrole brut pour la côte américaine du golfe du Mexique

En janvier 2023, Enbridge a acquis une participation supplémentaire de 10 % dans le pipeline Gray Oak auprès de Rattler Midstream, filiale de Diamondback Energy, ce qui porte la participation économique de la société à 68,5 %. Cette acquisition rehausse la présence d'Enbridge dans le bassin permien, s'inscrit dans sa stratégie d'exportation et simplifie la structure de propriété. Étant donné sa position concurrentielle, Gray Oak devrait demeurer hautement sollicité alors que la production de pétrole du bassin permien prend de l'ampleur.

Compte tenu de l'EIEC et du pipeline Cactus II, la société est bien placée pour répondre à la demande de la côte américaine du golfe du Mexique et fournir un accès aux marchés d'exportation mondiaux.

Report de l'appel de soumissions pour le réseau T-North

Les clients de Westcoast Energy Inc. (« Westcoast ») lui ont demandé de reporter l'appel de soumissions au deuxième semestre de 2023 pour leur permettre d'évaluer plus à fond leurs projets d'aménagement et leurs besoins de transport de gaz à long terme. Westcoast a par conséquent décidé de mettre fin en janvier 2023 à l'appel de soumissions en cours et elle prévoit lancer un appel de soumissions au deuxième semestre de 2023.

Dépôt par EGI d'une requête de modification des tarifs et de mécanisme d'établissement des tarifs préférentiels pour 2024

En octobre 2022, EGI a déposé une demande d'établissement du cadre de tarification fondée sur un modèle de réglementation incitative (« RI ») pour 2024 à 2028. La demande et le cadre doivent être approuvés afin d'établir la base tarifaire de 2024 en fonction du coût des services et de déterminer le mécanisme de plafonnement des tarifs à utiliser pour le reste de la période de réglementation incitative (2025-2028). La Commission de l'énergie de l'Ontario (« CEO ») a déterminé qu'elle entendra la requête en deux phases : la phase 1 examinera les questions touchant les tarifs à compter du 1^er janvier 2024 et la phase 2 examinera les questions touchant les tarifs après le 1^er janvier 2024. La décision de la CEO au sujet de la phase 1 de la requête est attendue au cours du deuxième semestre de 2023.

Approbation par la FERC du règlement tarifaire de Texas Eastern Transmission

Le 8 septembre 2022, TETLP a déposé un sommaire de stipulation et d'entente non contesté auprès de la FERC pour résoudre toutes les questions liées à l'instance tarifaire. La période de commentaires et de réponses a pris fin le 11 octobre 2022. Le 30 novembre 2022, la FERC a approuvé la stipulation et entente, qui est entrée en vigueur le 1^er janvier 2023.

Règlement tarifaire de BC Pipeline

Au quatrième trimestre, BC Pipeline a conclu avec les expéditeurs un règlement tarifaire (le « règlement ») qui a été approuvé par la Régie de l'Énergie du Canada (la « Régie ») en décembre. Le règlement vise une période de cinq ans, soit de 2022 à 2026 inclusivement. Il procure une stabilité des droits sur une période plus longue que les ententes de règlement précédentes et il maintient les caractéristiques du réseau de BC Pipeline quant à la structure du coût du service à faible risque. Le règlement prévoit de plus de nouveaux mécanismes incitatifs qui offrent des occasions de générer des bénéfices supplémentaires par le truchement de mesures d'optimisation du volume et de réduction des émissions adoptées par BC Pipeline.

Ratification d'un accord de partenariat dans le cadre du projet de GNL de Woodfibre

La société a ratifié l'entente annoncée précédemment avec Pacific Energy Corporation Limited (« Pacific Energy ») prévoyant un investissement conjoint dans la construction et l'exploitation du projet de GNL de Woodfibre. Enbridge détient une participation de 30 %, alors que Pacific Energy conserve la participation restante de 70 % dans le projet. Enbridge et Pacific Energy feront des apports au prorata au cours de la construction et, en échange de ses apports en capital, Enbridge recevra une participation sous forme d'actions privilégiées assortie de flux de trésorerie futurs prévisibles. Pacific Energy assurera la gestion au quotidien de l'exploitation, alors que les deux partenaires participeront conjointement à l'exécution et à la gouvernance du projet.

Les activités préliminaires de construction, y compris la préparation du chantier, sont en cours. Le projet est sur la bonne voie pour sa mise en service prévue en 2027.

Captage et stockage du carbone (« CSC »)

Enbridge et Oxy Low Carbon Ventures (« OLCV ») ont annoncé qu'elles aménageaient conjointement un carrefour de séquestration du dioxyde de carbone (« CO₂ ») dans la région de Corpus Christi, au Texas, sur la côte américaine du golfe du Mexique. Enbridge et OLCV tireraient parti des forces de chaque société pour faire progresser l'aménagement d'un carrefour de séquestration et des infrastructures de transport connexes. Enbridge se chargerait de l'aménagement, de la construction et de l'exploitation des installations pipelinières et OLCV réaliserait l'aménagement, la construction et l'exploitation des installations de séquestration. Le carrefour devrait permettre de réduire les émissions de CO₂ des installations proposées d'Enbridge ainsi que d'autres sources d'émissions ponctuelles dans la région de Corpus Christi.

Cadre commercial pour le réseau principal

Actuellement, la société propose en parallèle deux cadres commerciaux possibles pour le réseau principal au Canada, soit i) un nouvel accord de tarification incitative et ii) une demande de tarification fondée sur le coût du service pour le réseau principal au Canada. Ces deux cadres proposent d'intéressants rendements ajustés selon le risque, et la fourchette de résultats financiers prévus ne devrait pas avoir d'incidence importante sur les perspectives financières d'Enbridge.

Enbridge a consulté des intervenants du secteur au sujet du réseau principal au Canada et a fait des propositions de tarification incitative étayées par des renseignements détaillés sur les coûts à un groupe composé d'un échantillon représentatif d'intervenants du secteur, y compris des producteurs, des producteurs intégrés et des raffineurs.

Enbridge a déjà déposé une demande de tarification fondée sur le coût du service auprès de la FERC, aux États-Unis, pour les éléments du tarif de base du réseau de Lakehead (tronçon américain du réseau principal), et elle négocie actuellement avec les expéditeurs à cet effet.

Enbridge perçoit des droits provisoires, sous réserve de remboursement, relativement au dépôt du coût du service pour le réseau de Lakehead le 1^er juillet 2021. Pour le réseau principal au Canada, Enbridge perçoit également, conformément aux modalités de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC »), des droits provisoires correspondant aux droits en vigueur le 30 juin 2021, date d'échéance de l'ETC, qui peuvent aussi être remboursés. Les résultats financiers et les prévisions financières prospectives de 2023 de la société reflètent une provision pour tenir compte de l'incertitude des droits futurs pour le réseau principal.

Offre publique de rachat dans le cours normal des activités

Le 4 janvier 2023, la TSX a approuvé une offre de rachat d'Enbridge visant le rachat, aux fins d'annulation, d'un maximum de 27 938 163 actions ordinaires d'Enbridge en circulation, jusqu'à concurrence d'un total de 1,5 G$. L'offre de rachat est entrée en vigueur le 6 janvier 2023 et son échéance est le 5 janvier 2024 ou toute date antérieure à laquelle Enbridge aura racheté le nombre maximal d'actions ordinaires permis.

RÉSULTATS FINANCIERS DU QUATRIÈME TRIMESTRE DE 2022 ET DE L'EXERCICE 2022 

BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation conformes aux PCGR

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 271	2 141		8 364	7 897
Transport de gaz	(1 258)	946		3 126	3 671
Distribution et stockage de gaz	459	743		1 827	2 117
Production d'énergie renouvelable	(127)	146		262	508
Services énergétiques	(69)	66		(417)	(313)
Éliminations et divers	160	165		(1 124)	356
BAIIA^1	1 436	4 207		12 038	14 236
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	(1 067)	1 840		2 589	5 816
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 613	1 890		11 230	9 256

1  Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Aux fins d'évaluation de sa performance, la société ajuste le bénéfice, le BAIIA par secteur et les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation comptabilisés conformément aux PCGR pour en exclure les facteurs inhabituels ou peu fréquents ou d'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.

BAIIA ajusté par secteur

Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen plus élevé au quatrième trimestre de 2022 , soit 1,36 $ CA/$ US, comparativement à celui du quatrième trimestre de 2021 (1,26 $ CA/$ US). Pour l'exercice, le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change de 1,30 $ CA/$ US comparativement à celui de 2021 (1,25 $ 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 de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Oléoducs

	Trimestres clos les 31 décembre					Exercices clos les 31 décembre
	2022		2021			2022		2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 343		1 202			5 121		4 466
Réseau régional des sables bitumineux	224		234			918		927
Réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent	405		317			1 411		1 019
Autres réseaux^1	355		355			1 458		1 319
BAIIA ajusté^2	2 327		2 108			8 908		7 731
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^3	3 077		3 014			2 957		2 764
Tarif international conjoint (« TIC »)^4	4,27	$	4,27	$		4,27	$	4,27	$
Droits supplémentaires au titre de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC »)^4	0,26	$	0,26	$		0,26	$	0,26	$
Droits supplémentaires au titre du remplacement de la canalisation 3^4, 5, 6	0,87	$	0,94	$		0,90	$	0,94	$

1	Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée et autres.
2	Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».
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 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 réalisé pour le tronçon canadien du réseau principal était de 1,24 $ CA/$ US pour le quatrième trimestre de 2022 (1,27 $ CA/$ US pour le quatrième trimestre de 2021) et de 1,24 $ CA/$ US pour l'exercice 2022 (1,25 $ CA/$ US pour l'exercice 2021). 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. La société constate actuellement une provision au titre du TIC pour tenir compte de l'incertitude quant aux droits définitifs pour le réseau principal à l'issue des négociations relatives au cadre commercial pour ce réseau.
5	Les droits supplémentaires provisoires de 0,20 $ US pour le tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3, mis en service le 1^er décembre 2019, ont été perçus jusqu'au 1^er octobre 2021. 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.
6	Depuis le 1^er juillet 2022, les droits supplémentaires au titre du remplacement de la canalisation 3, exclusion faite du supplément de réception au terminal, sont déterminés mensuellement et ajustés en fonction de la moyenne mobile sur neuf mois des volumes ex-Gretna. Chaque hausse de volume de 50 kb/j en sus de 2 835 kb/j (à concurrence de 3 085 kb/j) se traduit par une remise de 0,035 $ US le baril, alors que chaque baisse de volume de 50 kb/j en dessous de 2 350 kb/j (jusqu' à un minimum de 2 050 kb/j) se traduit par un supplément de 0,04 $ US le baril. Consulter la demande d'Enbridge pour une ordonnance sur les tarifs au sujet de la mise en application des droits supplémentaires au titre du remplacement de la canalisation 3 et l'Ordonnance TO-003-2021 de la Régie pour un complément d'information.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 219 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2021, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'augmentation du débit du réseau principal hors Gretna attribuable à l'exploitation sur un trimestre complet du tronçon américain dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3 (« L3R ») et au moment de la constatation d'une provision au titre du TIC provisoire pour les droits sur le réseau principal qui, au quatrième trimestre de 2021, représentait une période de six mois, ces facteurs étant annulés en partie par la hausse des coûts de l'électricité en raison de l'augmentation des volumes et des prix de l'électricité;
• l'augmentation de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant de la hausse des volumes du pipeline Flanagan Sud et du pipeline Spearhead, de l'accroissement de la participation économique dans le pipeline Gray Oak en raison de l'opération de fusion de coentreprises conclue avec P66 et la hausse de la participation économique dans le pipeline Cactus II, ces facteurs étant contrebalancée en partie par l'augmentation des prix de l'électricité et la diminution des apports du réseau de pétrole brut Seaway;
• l'incidence favorable de la conversion en dollars canadiens du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change supérieur, partiellement compensée dans l'unité Éliminations et divers dans le cadre du programme de gestion du risque financier à l'échelle de la société.

Le BAIIA ajusté de l'exercice 2022 du secteur Oléoducs a progressé de 1,2 G$ par rapport à celui de l'exercice 2021, principalement en raison des facteurs susmentionnés ainsi que de l'apport sur un exercice complet de la capacité additionnelle attribuable au programme L3R, du prélèvement sur un exercice complet des droits supplémentaires dans le cadre du projet L3R, de l'apport sur un exercice complet de l'EIEC et de l'apport accru du réseau Bakken compte tenu de la hausse des volumes.

Transport de gaz et services intermédiaires

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	844	670		3 216	2 905
Transport de gaz au Canada	181	125		666	537
Services intermédiaires aux États-Unis	44	91		378	260
Autres	48	36		157	148
BAIIA ajusté^1	1 117	922		4 417	3 850

1   Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 195 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2021, principalement en raison de ce qui suit :

• la comptabilisation de produits découlant du dossier tarifaire de Texas Eastern à la suite du dépôt d'un document de stipulation et entente approuvé par la FERC;
• la comptabilisation de produits découlant du règlement tarifaire de BC Pipeline, l'augmentation de l'apport du secteur Transport de gaz au Canada découlant du projet d'agrandissement du tronçon de T-South et du projet Spruce Ridge, mis en service au quatrième trimestre de 2021, et la hausse de l'apport de l'investissement d'Enbridge dans Alliance Pipeline en raison de l'augmentation du différentiel de base AECO-Chicago;
• l'incidence favorable de la conversion du BAIIA libellé en dollars américains à un taux de change moyen plus élevé entre le dollar américain et le dollar canadien au sein du secteur Transport de gaz et services intermédiaires aux États-Unis, qui a été partiellement compensée 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, ces facteurs étant annulés en partie par
• le recul de l'apport des services intermédiaires aux États-Unis découlant de la réduction de la participation économique dans DCP en raison de l'opération de fusion de coentreprises avec P66 conclue au troisième trimestre de 2022 et la baisse des marges de fractionnement ayant une incidence pour Aux Sable.

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires de l'exercice 2022 a augmenté de 567 M$ par rapport à celui de l'exercice 2021, en raison des facteurs susmentionnés et de ce qui suit :

• l'augmentation du prix des marchandises dont ont profité les coentreprises DCP et Aux Sable et l'apport sur l'exercice complet des projets d'agrandissement du tronçon T-South et Spruce Ridge;
• les projets de prolongement de Cameron et de Middlesex ainsi que le projet Appalachia to Market mis en service au quatrième trimestre de 2021, ces facteurs étant annulés en partie par
• la hausse des charges d'exploitation.

Distribution et stockage de gaz

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	452	427		1 810	1 744
Autres	15	23		46	109
BAIIA ajusté^1	467	450		1 856	1 853
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	606	560		2 162	1 943
Nombre de clients actifs^2 (en millions)				3,9	3,8
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	1 239	1 144		3 841	3 494
Prévisions fondées sur les volumes en présence de températures normales^4	1 306	1 317		3 841	3 855

1	Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».
2	Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à la fin de la période visée.
3	Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid et ils indiquent les besoins volumétriques en gaz naturel utilisé à des fins de chauffage dans les zones de desserte d'EGI.
4	Les températures normales correspondent aux prévisions météorologiques d'EGI dans ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.

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

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 17 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2021, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'incidence positive des températures plus froides que pour la même période en 2021;
• la hausse des tarifs de distribution et l'accroissement de la clientèle, ces facteurs étant en partie annulés par
• la progression des charges d'exploitation en raison de l'augmentation des coûts liés au personnel ainsi que des dépenses d'entretien et des dépenses liées à l'intégrité;
• l'absence de bénéfice de Noverco Inc. en raison de la vente de notre participation ne donnant pas le contrôle en décembre 2021.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz de l'exercice 2022 a augmenté de 3 M$ par rapport à celui de l'exercice 2021, en raison des facteurs susmentionnés. Pour l'exercice, comparativement aux prévisions de températures normales prises en compte dans les tarifs, les températures plus basses que la normale en 2022 ont fait augmenter le BAIIA d'EGI d'environ 17 M$ en 2022, tandis que les températures plus élevées que la normale en 2021 avaient fait diminuer le BAIIA de 2021 d'environ 55 M$;

Production d'énergie renouvelable

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	122	140		522	496

1   Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a diminué de 18 M$ comparativement à celui du quatrième trimestre de 2021, ce qui s'explique avant tout par la diminution de la production de nos installations éoliennes en Amérique du Nord et par l'accroissement des charges d'exploitation.

Le BAIIA ajusté de l'exercice 2022 du secteur Production d'énergie renouvelable a augmenté de 26 M$ en raison des facteurs susmentionnés et de ce qui suit :

• la hausse des prix de l'énergie et de la production à nos installations éoliennes extracôtières en Europe;
• de plus fortes ressources éoliennes aux installations éoliennes terrestres au Canada et aux États-Unis pour l'exercice dans son ensemble;
• l'absence en 2022 de l'incidence négative de l'importante tempête hivernale ayant frappé le Texas en février 2021, ces facteurs étant annulés en partie par
• l'absence en 2022 d'incitatifs reçus au premier trimestre de 2021 relativement à la clôture de la vente à l'Office d'investissement du Régime de pensions du Canada de 49 % de notre participation dans trois projets éoliens extracôtiers en Europe.

Services énergétiques

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	(62)	(83)		(364)	(360)

1   Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Le BAIIA du secteur Services énergétiques dépend des conditions du marché, et les résultats pour une période donnée peuvent ne pas être représentatifs de ceux des périodes futures.

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 21 M$ comparativement à celui du quatrième trimestre de 2021. Cette hausse s'explique par la compression importante des différentiels et les occasions de stockage limitées au quatrième trimestre de 2021 qui ont été moins prononcées au quatrième trimestre de 2022.

Pour l'exercice 2022, le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a diminué de 4 M$. Tant en 2022 qu'en 2021, il y a eu un recul marqué des marchés et une importante compression des différentiels d'emplacement sur certains marchés. Les résultats de 2021 tiennent compte de l'incidence négative de l'importante tempête hivernale ayant frappé le Midwest américain en février 2021.

Éliminations et divers

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	8	103		115	256
Gains (pertes) réalisés sur le règlement de couvertures de change	(68)	47		77	175
BAIIA ajusté^1	(60)	150		192	431

1   Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour cette unité reflète les coûts 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. Le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité d'exploitation est converti aux taux de change moyens du trimestre, et 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 diminué de 210 M$ comparativement à celui du quatrième trimestre de 2021, en raison des facteurs suivants :

• les pertes de change réalisées sur le règlement de couvertures comparativement aux gains constatés au trimestre correspondant de 2021, le taux de change moyen s'étant établi à 1,36 $ au quatrième trimestre de 2022 (1,26 $ au quatrième trimestre de 2021) alors que le taux de couverture moyen était de 1,32 $ au quatrième trimestre de 2022 (1,30 $ au quatrième trimestre de 2021);
• le moment du recouvrement des charges d'exploitation et d'administration auprès des secteurs d'activité et la hausse des charges de rémunération.

Pour l'exercice 2022, le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a affiché un recul de 239 M$ comparativement à celui de 2021, et ce, en raison de la diminution des gains de change réalisés sur le règlement de couvertures et de la hausse des coûts liés au personnel. Pour l'exercice 2022, le taux de change moyen s'est établi à 1,30 $ (1,25 $ en 2021), tandis que le taux de couverture s'est établi à 1,32 $ (1,30 $ en 2021).

Flux de trésorerie distribuables

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens, nombre d'actions en millions)
Oléoducs	2 327	2 108		8 908	7 731
Transport de gaz et services intermédiaires	1 117	922		4 417	3 850
Distribution et stockage de gaz	467	450		1 856	1 853
Production d'énergie renouvelable	122	140		522	496
Services énergétiques	(62)	(83)		(364)	(360)
Éliminations et divers	(60)	150		192	431
BAIIA ajusté^1, 3	3 911	3 687		15 531	14 001
Investissements de maintien	(354)	(274)		(820)	(686)
Charge d'intérêts^1	(885)	(747)		(3 242)	(2 724)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(204)	(142)		(595)	(352)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(75)	(64)		(259)	(271)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	254	65		407	313
Dividendes sur les actions privilégiées	(84)	(93)		(338)	(367)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	65	53		238	127
Autres ajustements hors trésorerie	35	2		61	--
FTD^3	2 663	2 487		10 983	10 041
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 025	2 024		2 025	2 023

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	Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

Les FTD du quatrième trimestre de 2022 ont augmenté de 176 M$ comparativement à ceux de la période correspondante de 2021, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté et aux distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice, compte tenu de l'opération de fusion de coentreprises conclue avec P66 qui a fait augmenter la participation économique d'Enbridge dans les pipelines Gray Oak et Cactus II, dans Alliance et dans les installations éoliennes à l'étranger, facteurs annulés en partie par la réduction des distributions de DCP en raison de l'opération avec P66; ces facteurs étant annulés par ce qui suit :

• l'accroissement des investissements de maintien à l'échelle de l'entreprise;
• l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la majoration des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres d'emprunt à taux variable et la hausse du solde de la dette lié à la progression du programme d'investissement de croissance garanti de la société en 2022;
• la hausse des impôts exigibles en raison du bénéfice imposable plus élevé et de l'augmentation du taux d'imposition minimum aux États-Unis.

Pour l'exercice 2022, les FTD ont progressé de 942 M$ en regard de la même période de 2021, surtout en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ainsi que du surcroît des encaissements de trésorerie non inscrits dans les produits au titre de volumes contractuels non acheminés à l'EIEC, qui sont assortis de droits contractuels d'acheminement à une date ultérieure, ces facteurs ayant été contrebalancés par la réduction des intérêts comptabilisés associés au tronçon américain du projet L3R mis en service au quatrième trimestre de 2021.

Bénéfice ajusté

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1, 2	3 911	3 687		15 531	14 001
Amortissement	(1 155)	(1 047)		(4 427)	(3 852)
Charge d'intérêts^2	(872)	(734)		(3 196)	(2 675)
Impôts sur les bénéfices^2	(493)	(406)		(1 767)	(1 429)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(35)	(31)		(93)	(121)
Dividendes sur les actions privilégiées	(85)	(93)		(356)	(373)
Bénéfice ajusté^1	1 271	1 376		5 692	5 551
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,63	0,68		2,81	2,74

1  Mesures financières hors PCGR. Se reporter à la section en annexe « Rapprochement des mesures hors PCGR ».

2  Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement.

Le bénéfice ajusté du quatrième trimestre a diminué de 105 M$ et le bénéfice ajusté par action a accusé un recul de 0,05 $ par rapport au quatrième trimestre de 2021, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant également contribué à la hausse du BAIIA ajusté, annulés en partie par ce qui suit :

• La hausse de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service en 2021, notamment le tronçon américain du projet L3R, qui est entré en service au quatrième trimestre, et l'EIEC acquis en octobre 2021;
• l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la majoration des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres d'emprunt à taux variable et la hausse du solde de la dette lié à la progression du programme d'investissement de croissance garanti de la société en 2021;
• l'accroissement des impôts exigibles en raison du bénéfice imposable plus élevé et de l'augmentation du taux d'imposition minimal aux États-Unis.

Le bénéfice ajusté de l'exercice s'est relevé de 141 M$ et le bénéfice ajusté par action s'est accru de 0,07 $ en regard de 2021 en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés à la rubrique BAIIA ajusté par secteur, contrebalancés en partie par la charge d'amortissement plus élevée dont il est question plus haut et par la réduction des intérêts comptabilisés associés au tronçon américain du projet L3R mis en service au quatrième trimestre de 2021.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 10 février 2023 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 du quatrième trimestre de 2022 et de l'exercice 2022. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1 800 606-3040. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://events.q4inc.com/attendee/914273160. 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. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1 800 770-2030 (code d'identification : 9581867).

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 29 novembre 2022, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-dessous. Tous les dividendes sont payables le 1^er mars 2023 aux actionnaires inscrits le 15 février 2023.

	Dividende par action
Actions ordinaires^1	0,88750	$
Actions privilégiées, série A	0,34375	$
Actions privilégiées, série B^2	0,32513	$
Actions privilégiées, série D	0,27875	$
Actions privilégiées, série F	0,29306	$
Actions privilégiées, série H	0,27350	$
Actions privilégiées, série L^3	0,36612	$ 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 19	0,30625	$

1	Le dividende trimestriel par action ordinaire a été majoré de 3,2 %, passant de 0,860 $ à 0,8875 $ le 1^er mars 2023.
2	Le dividende trimestriel par action versé sur les actions privilégiées de série B a augmenté, passant de 0,21340 $ à 0,32513 $ le 1^er juin 2022, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er juin 2022 et tous les cinq ans par la suite. Après la date de conversion des actions privilégiées de série C, le 1^er juin 2022, toutes les actions privilégiées de la série C en circulation avaient été converties en actions privilégiées de la série B.
3	Le dividende trimestriel par action versé sur les actions privilégiées de série L a augmenté, passant de 0,30993 $ US à 0,36612 $ US le 1^er septembre 2022, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er septembre 2022 et tous les cinq ans par la suite.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de termes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire , « vraisemblablement » et autres termes qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des déclarations prospectives ayant trait notamment à ce qui suit : la vision et la stratégie d'entreprise d'Enbridge, y compris ses priorités stratégiques et ses perspectives; les prévisions financières pour 2023, y compris les FTD par action et le BAIIA ajusté projetés ainsi que la croissance prévue de ces derniers; les dividendes, la croissance des dividendes et la politique en matière de dividendes prévus; l'offre et la demande prévues pour le pétrole brut, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel (« LGN »), le gaz naturel liquéfié (« GNL ») et l'énergie renouvelable et les exportations et les prix prévus pour ces derniers; la transition énergétique et l'énergie à faible émission de carbone et notre approche en la matière; les objectifs, les pratiques et la performance  en matière de critères environnementaux, sociaux et de gouvernance (« ESG »); l'utilisation prévue de nos actifs; 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; les rendements prévus pour les actionnaires et les rendements des actifs; le rendement prévu des entreprises de la société; la vigueur et la souplesse financières; les coûts de financement; les attentes quant à l'endettement, y compris le ratio dette/BAIIA, les sources de liquidités et la suffisance des ressources financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et en construction; la capacité d'investissement; le cadre et les priorités d'affectation du capital; le rachat d'actions dans le cadre de notre offre publique de rachat dans le cours normal des activités; l'incidence des conditions météorologiques et du caractère saisonnier; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les occasions de développement, l'accroissement de la clientèle et les occasions et la stratégie liées aux énergies à faible émission de carbone, y compris en ce qui a trait à notre stratégie pour le pétrole brut sur la côte américaine du golfe du Mexique, le prolongement du pipeline T-North, le projet de GNL de Woodfibre ainsi qu'aux projets de captage et de stockage du carbone; les acquisitions, les cessions et les autres transactions prévues, ainsi que le moment et les avantages qui devraient en être tirés; les mesures et les décisions futures attendues des organismes de réglementation et des tribunaux et le moment et les répercussions de celles-ci; et les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, y compris en ce qui a trait au réseau principal, et le calendrier prévu et l'incidence de ceux-ci.

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 : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN, de GNL et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN, du GNL et de l'énergie renouvelable; l'utilisation prévue de nos actifs; les taux de change; l'inflation; les taux d'intérêt; la pandémie de COVID-19 ainsi que sa durée et son incidence; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la stabilité de notre chaîne d'approvisionnement; la fiabilité et le rendement d'exploitation; le maintien du soutien et les approbations par les organismes de réglementation de nos projets; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; les acquisitions, les cessions, les autres transactions d'affaires et les projets annoncés et éventuels, le moment de ces derniers et les avantages qu'ils procurent; les lois gouvernementales; les litiges; les notations; 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; les FTD et les FTD par action futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs; la vigueur et la souplesse financières; la conjoncture des marchés d'emprunt et des capitaux propres ainsi que la conjoncture économique et le contexte concurrentiel. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN, de GNL 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 nos services. 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 nous évoluons, 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; la stabilité de notre chaîne d'approvisionnement; 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; le moment et la clôture des acquisitions, des cessions et des autres transactions et la réalisation des avantages prévus qui devraient en être tirés; l'approbation par les clients, le gouvernement, les tribunaux 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 l'exécution réussie de ses priorités stratégiques, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres opérations et de la concrétisation des avantages prévus en découlant, 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, des conditions géopolitiques mondiales, des décisions politiques, de l'opinion publique, de la politique en matière de dividendes, des modifications apportées aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt, de l'inflation, 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 communiqué et dans d'autres documents déposés par Enbridge 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 hypothèses, risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que notre plan d'action futur 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 relie en toute sécurité des millions de personnes à l'énergie dont elles dépendent chaque jour, alimentant la qualité de vie grâce à ses réseaux nord-américains de gaz naturel, de pétrole ou d'énergie renouvelable et à son portefeuille européen de parcs éoliens extracôtiers en pleine croissance. Nous investissons dans des infrastructures modernes de distribution d'énergie afin de maintenir l'accès à une énergie sûre et abordable et nous nous appuyons sur deux décennies d'expérience en énergie renouvelable pour faire progresser les nouvelles technologies, y compris l'énergie éolienne et solaire, l'hydrogène, le gaz naturel renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone. Nous sommes déterminés à réduire l'empreinte carbone de l'énergie que nous livrons et à atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Les actions ordinaires d'Enbridge, dont le siège social est situé à Calgary, en Alberta, sont négociées sous le symbole ENB aux bourses de Toronto (« TSX ») et de New York (« NYSE »). Pour en savoir plus, visitez le site 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 HORS PCGR

Le présent communiqué renferme des références au BAIIA, 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 représente le bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement.

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 et 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.

Le présent communiqué contient également des références au ratio dette/BAIIA, un ratio hors PCGR, qui utilise le BAIIA ajusté comme l'une de ses composantes. Le ratio dette/BAIIA est utilisé comme mesure de liquidité indiquant le montant du bénéfice ajusté nécessaire pour payer la dette, calculée conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis (« PCGR des États-Unis ») avant couverture des intérêts, des impôts et de l'amortissement.

Il n'est pas possible de fournir un rapprochement des mesures financières hors PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs 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 hors PCGR et des ratios hors PCGR prospectifs sans effort déraisonnable.

Nos mesures financières hors PCGR et nos ratios hors PCGR décrits ci-dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États-Unis et ne sont pas considérés 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 hors PCGR avec les mesures conformes aux PCGR comparables.

ANNEXE A
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 271	2 141		8 364	7 897
Transport de gaz et services intermédiaires	(1 258)	946		3 126	3 671
Distribution et stockage de gaz	459	743		1 827	2 117
Production d'énergie renouvelable	(127)	146		262	508
Services énergétiques	(69)	66		(417)	(313)
Éliminations et divers	160	165		(1 124)	356
BAIIA	1 436	4 207		12 038	14 236
Amortissement	(1 122)	(1 047)		(4 317)	(3 852)
Charge d'intérêts	(863)	(732)		(3 179)	(2 655)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(560)	(463)		(1 604)	(1 415)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	126	(32)		65	(125)
Dividendes sur les actions privilégiées	(84)	(93)		(414)	(373)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	(1 067)	1 840		2 589	5 816

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	2 327	2 108		8 908	7 731
Transport de gaz et services intermédiaires	1 117	922		4 417	3 850
Distribution et stockage de gaz	467	450		1 856	1 853
Production d'énergie renouvelable	122	140		522	496
Services énergétiques	(62)	(83)		(364)	(360)
Éliminations et divers	(60)	150		192	431
BAIIA ajusté	3 911	3 687		15 531	14 001
Amortissement	(1 155)	(1 047)		(4 427)	(3 852)
Charge d'intérêts	(872)	(734)		(3 196)	(2 675)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(493)	(406)		(1 767)	(1 429)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(35)	(31)		(93)	(121)
Dividendes sur les actions privilégiées	(85)	(93)		(356)	(373)
Bénéfice ajusté	1 271	1 376		5 692	5 551
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,63	0,68		2,81	2,74

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	1 436	4 207		12 038	14 236
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	(486)	(112)		1 265	(197)
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	49	(155)		27	(53)
Gain sur opération de fusion de coentreprises	--	--		(1 076)	--
Perte de valeur de l'écart d'acquisition	2 475	--		2 475	--
Perte de valeur des satellites	--	--		--	111
Ajustement de la quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream, LLC	(16)	(60)		10	44
Perte de valeur d'actifs	436	7		542	7
Coûts de transaction dans le cadre du projet de GNL de Woodfibre	114	--		114	--
Autres	(97)	(200)		136	(147)
Total des éléments d'ajustement	2 475	(520)		3 493	(235)
BAIIA ajusté	3 911	3 687		15 531	14 001
Amortissement	(1 122)	(1 047)		(4 317)	(3 852)
Charge d'intérêts	(863)	(732)		(3 179)	(2 655)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(560)	(463)		(1 604)	(1 415)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	126	(32)		65	(125)
Dividendes sur les actions privilégiées	(84)	(93)		(414)	(373)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement	(33)	--		(110)	--
Charge d'intérêts	(9)	(2)		(17)	(20)
Charge d'impôts sur les bénéfices	67	57		(163)	(14)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(161)	1		(158)	4
Dividendes sur les actions privilégiées	(1)	--		58	--
Bénéfice ajusté	1 271	1 376		5 692	5 551
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,63	0,68		2,81	2,74

ANNEXE B
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BAIIA PAR SECTEUR

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	2 327	2 108		8 908	7 731
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	181	36		(183)	120
Perte de valeur d'actifs	(197)	--		(252)	--
Règlement d'impôts fonciers	--	--		--	57
Autres	(40)	(3)		(109)	(11)
Total des ajustements	(56)	33		(544)	166
BAIIA	2 271	2 141		8 364	7 897

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES 

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 117	922		4 417	3 850
Perte de valeur des satellites	--	--		--	(111)
Perte de valeur de l'écart d'acquisition	(2 475)	--		(2 475)	--
Gain sur opération de fusion de coentreprises	--	--		1 076	--
Règlement avec les clients	118	--		118	--
Ajustement de la quote-part du bénéfice des satellites - DCP Midstream, LLC	16	60		(10)	(44)
Autres	(34)	(36)		--	(24)
Total des ajustements	(2 375)	24		(1 291)	(179)
BAIIA	(1 258)	946		3 126	3 671

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	467	450		1 856	1 853
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	--	2		--	14
Gain découlant de la vente d'un satellite	--	303		--	303
Autres	(8)	(12)		(29)	(53)
Total des ajustements	(8)	293		(29)	264
BAIIA	459	743		1 827	2 117

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	122	140		522	496
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	2	2		8	8
Perte de valeur d'actifs	(238)	--		(238)	--
Autres	(13)	4		(30)	4
Total des ajustements	(249)	6		(260)	12
BAIIA	(127)	146		262	508

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(62)	(83)		(364)	(360)
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	(49)	155		(27)	53
Ajustement des stocks, montant net	55	(6)		(13)	(6)
Perte de valeur d'actifs	(13)	--		(13)	--
Total des ajustements	(7)	149		(53)	47
BAIIA	(69)	66		(417)	(313)

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	(60)	150		192	431
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	303	72		(1 090)	55
Restructuration liée à la stratégie d'assurance d'entreprise	--	--		(15)	--
Coûts de transaction dans le cadre du projet de GNL de Woodfibre	(114)	--		(114)	--
Perte de valeur des actifs locatifs	12	(7)		(39)	(7)
Autres	19	(50)		(58)	(123)
Total des ajustements	220	15		(1 316)	(75)
BAIIA	160	165		(1 124)	356

ANNEXE C
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - RENTRÉES DE TRÉSORERIE LIÉES AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET FTD

	Trimestres clos les 31 décembre			Exercices clos les 31 décembre
	2022	2021		2022	2021
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 613	1 890		11 230	9 256
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	(590)	810		12	1 466
	3 023	2 700		11 242	10 722
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(75)	(64)		(259)	(271)
Dividendes sur les actions privilégiées	(84)	(93)		(338)	(367)
Investissements de maintien^2	(354)	(274)		(820)	(686)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	65	53		238	127
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^4	259	121		733	418
Charges de restructuration liées à la stratégie d'assurance d'entreprise	--	--		100	--
Autres éléments	(171)	44		87	98
FTD	2 663	2 487		10 983	10 041

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.