Enbridge annonce de solides résultats pour le premier trimestre de 2020 et confirme ses perspectives

CALGARY, le 7 mai 2020 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers du premier trimestre de 2020 et a présenté un compte rendu trimestriel.

Points saillants des résultats du premier trimestre de 2020
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

• Perte conforme aux PCGR de 1 429 M$ ou 0,71 $ par action ordinaire au premier trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1 891 M$ ou 0,94 $ par action ordinaire en 2019, chiffre qui rend compte de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents, y compris la perte de valeur hors trésorerie du placement de la société dans DCP Midstream de 1 736 M$ et les pertes hors trésorerie non réalisées de 1 956 M$ liées à la juste valeur d'instruments dérivés
  
  
• Bénéfice ajusté de 1 668 M$ ou 0,83 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2020, comparativement à 1 640 M$ ou 0,81 $ par action ordinaire en 2019
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3 763 M$, comparativement à 3 769 M$ en 2019
  
  
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2 809 M$, comparativement à 2 176 M$ en 2019
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 706 M$, comparativement à 2 758 M$ en 2019
  
  
• Confirmation des objectifs financiers pour 2020 visant des FTD par action se situant entre 4,50 $ et 4,80 $
  
  
• Émission de titres de créance à terme d'un montant de 4 G$ à des taux favorables et ajout de facilités de crédit engagées de 3 G$ pour porter les liquidités disponibles à 14 G$
  
  
• Approbation par la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») du règlement incontesté du dossier tarifaire de Texas Eastern Transmission, LP (« Texas Eastern ») à l'issue d'un accord avec les clients
  
  
• Report de dépenses en immobilisations au titre du programme de croissance garanti d'environ 1 G$ planifiées pour 2020 pour tenir compte de calendriers d'exécution retravaillés à la lumière de la COVID-19.
  
  
• Réduction des frais d'exploitation d'au moins 300 M$, y compris des réductions de la rémunération des membres de la haute direction et du conseil d'administration pour favoriser davantage la résilience de l'entreprise
  
  
• Ordonnance officielle rendue par la Minnesota Public Utilities Commission (« MPUC ») confirmant le rétablissement de l'attestation de l'étude d'impact environnemental (« EIE ») définitive, du tracé du pipeline et du certificat de nécessité visant le programme de remplacement de la canalisation 3
  
  
• Achèvement des périodes de consultation publique de l'Agence de contrôle de la pollution (Pollution Control Agency ou « PCA ») et de l'Army Corps of Engineers des États-Unis (« USACE »), ce qui a fait progresser le processus d'obtention des permis pour la canalisation 3
  
  
• Dépôt d'une demande conjointe d'obtention de permis auprès de l'USACE et du département de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie (« EGLE ») du Minnesota pour la construction d'un tunnel sous le détroit de Mackinac
  
  
• Conclusion d'une entente prévoyant la vente à l'Office d'investissement du Régime de pensions du Canada (« Investissements RPC ») d'une tranche de notre participation de 49 % dans trois projets éoliens extracôtiers en voie d'aménagement en France, pour un produit initial prévu de plus de 100 M$ et des apports proportionnels provenant de futurs travaux d'aménagement et de construction
  
  
• Annonce de dessaisissements d'actifs supplémentaires de 0,3 G$, y compris la ligne de raccordement Montana-Alberta (« MALT ») servant au transport d'électricité et les actifs du gazoduc Ozark

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION - Al Monaco, Président et chef de la direction

« Notre responsabilité quant au transport de l'énergie avec fiabilité et en toute sécurité est encore plus cruciale en ces temps difficiles. Nos réseaux pipeliniers assurent la sécurité énergétique de l'Amérique du Nord et fournissent le combustible vital pour maintenir le roulement de l'économie et des chaînes d'approvisionnement et assurer la production de l'équipement et la prestation des services requis pour lutter contre la COVID‑19. »

« Nos équipes ont réagi rapidement et efficacement à ce défi sans précédent. En janvier, nous avons mis en place des mesures exhaustives de continuité des activités pour protéger la santé de nos employés, de nos entrepreneurs et des collectivités où nous exerçons nos activités. Notre personnel a de nouveau fait preuve de professionnalisme et d'engagement pour assurer l'exploitation sécuritaire et fiable de nos fonctions critiques en cette période difficile. »

« Bien que les incidences économiques globales de la COVID‑19 et le rythme de la reprise à l'échelle mondiale demeurent encore incertains, nous ne doutons pas qu'Enbridge surmontera les conditions difficiles auxquelles nous sommes tous confrontés à l'heure actuelle. En effet, la résilience a toujours fait partie de la façon dont nous gérons notre entreprise; et nos actifs stratégiquement situés, nos flux de trésorerie diversifiés, nos solides ententes commerciales et notre robuste bilan nous permettent de faire face aux replis économiques et d'être bien positionnés pour l'avenir. »

« Au premier trimestre, toutes nos entreprises ont obtenu des résultats des plus satisfaisants. Malgré les températures supérieures à la normale et l'apport inférieur des services énergétiques, nos résultats d'exploitation et financiers ont été supérieurs aux attentes compte tenu du débit record du réseau principal d'oléoducs, de l'importante utilisation de notre réseau de transport de gaz Texas Eastern et des solides progrès réalisés au titre de la concrétisation de synergies au sein de notre entreprise de distribution et de stockage de gaz. »

« Nous avons par ailleurs fait avancer nos priorités stratégiques au cours du trimestre visé. Nous avons vendu des actifs d'une valeur de 0,4 G$, ce qui nous confère une souplesse accrue sur le plan financier et témoigne de notre discipline en matière d'affectation des capitaux. Nous avons instauré de nouveaux droits sur notre réseau Texas Eastern, qui reflètent le règlement que nous avons conclu avec nos clients. Enfin, le processus d'attribution des permis dans le secteur Oléoducs se poursuit dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3, projet essentiel sur le plan de la sécurité et de l'intégrité. »

« Ce rendement éloquent met en évidence la solidité et la résilience de notre portefeuille d'actifs diversifié, qui nous sert bien face aux enjeux posés par la pandémie de COVID‑19 à l'échelle mondiale. Cependant, il ne fait aucun doute que les incidences de la pandémie sur la société dans son ensemble, et sur le secteur de l'énergie, sont sans précédent. L'économie mondiale s'est fortement contractée et nous sommes confrontés à des perturbations de la demande d'une ampleur que nous n'avons jamais vue auparavant. Enbridge est une entreprise résiliente dont la situation financière est solide, mais nous ne prévoyons pas être entièrement à l'abri des incidences de la COVID‑19 à court terme. »

« Par le passé, notre réseau principal d'oléoducs a été exploité au maximum de sa capacité ou presque, générant des flux de trésorerie hautement prévisibles tout au long des cycles des marchandises, des ralentissements des secteurs et des perturbations des marchés financiers; en fait, le réseau principal fait l'objet d'une répartition de la capacité depuis plusieurs années. Cependant, la chute importante et rapide de la consommation d'essence et de carburéacteur suscitée par la COVID‑19 a entraîné des réductions marquées de la production des raffineries et de la production de pétrole brut. Nous constatons déjà certaines incidences sur le réseau principal : baisse du débit d'environ 400 000 barils par jour en avril comparativement au débit moyen de 2,84 millions de barils par jour au premier trimestre. Nous prévoyons que ces taux d'utilisation réduits se poursuivront jusqu'à la fin du deuxième trimestre. »

« À l'heure actuelle, nous croyons que les volumes augmenteront au deuxième semestre de l'exercice, lorsque les restrictions de voyage en raison de la COVID‑19 seront graduellement levées et que la mobilité sera progressivement rétablie en Amérique du Nord au troisième et au quatrième trimestre de l'exercice. En effet, nous croyons que les raffineries situées dans les principaux marchés desservis par le réseau principal (c.-à-d. le Midwest américain, l'Est du Canada et la côte américaine du golfe du Mexique) seront parmi les premières à reprendre la production compte tenu de leur envergure, de leur complexité et de leurs coûts concurrentiels. »

« Dans le contexte de la réduction à court terme des volumes du réseau principal (le réseau principal représentant 30 % du BAIIA), il importe de souligner que les flux de trésorerie d'Enbridge sont très diversifiés entre nombre d'entreprises et de secteurs géographiques et qu'ils s'appuient sur de solides structures commerciales. Ainsi, pour l'heure, la COVID‑19 ne devrait pas se répercuter de façon significative sur la performance financière de nos entreprises de transport de gaz, de distribution et de stockage de gaz et d'énergie renouvelable. Notre entreprise de transport de gaz représente environ 30 % du BAIIA prévu en 2020 et ses clients sont des services publics payant des droits de réservation garantie qui devraient demeurer relativement stables. »

« Les produits provenant de notre service public de distribution de gaz et des entreprises d'électricité représentent environ 17 % du BAIIA prévu pour 2020; ils s'appuient sur des cadres réglementaires stables et soutenus par des contrats et proviennent principalement d'une vaste clientèle diversifiée du secteur résidentiel dont les taux d'utilisation ne devraient pas être fortement touchés par la pandémie.

« Les résultats de quelques-unes de nos plus petites entreprises qui sont exposées directement aux fluctuations du prix des marchandises (représentant environ 3 % du BAIIA), notamment le secteur des services énergétiques, DCP Midstream et l'entreprise de fractionnement d'Aux Sable, seront vraisemblablement inférieurs aux prévisions budgétaires. Nous prévoyons néanmoins que, compte tenu de la baisse des taux d'intérêt et de la dépréciation du dollar canadien, nos importants flux de trésorerie libellés en dollars américains auront un effet positif sur les prévisions financières pour l'exercice complet. »

« Nous avons pris des mesures complémentaires pour rehausser notre résilience tout en continuant d'accorder la plus grande priorité à la sécurité et à la fiabilité de nos activités. À la suite d'un examen exhaustif de nos dépenses en immobilisations et d'exploitation pour 2020, nous prévoyons réduire les coûts d'environ 300 M$ en 2020. Ces mesures comprennent des réductions de la rémunération à l'échelle de l'entreprise, y compris la mienne, celle des membres du conseil d'administration et celle des autres membres de l'équipe de direction. De plus, nous avons déjà haussé nos liquidités excédentaires de 14 G$, ce qui nous permet de financer notre programme d'investissement au moins jusqu'en 2021 sans devoir recourir aux marchés des capitaux. Enfin, nous avons reporté de dépenses en immobilisations au titre du programme de croissance garanti d'environ 1 G$ planifiées pour 2020 pour tenir compte de calendriers d'exécution retravaillés à la lumière de la COVID-19 »

« L'ampleur et le rythme de la reprise du débit sur le réseau principal influeront sur notre performance financière pour l'exercice complet. En revanche, compte tenu de la force et la stabilité de notre vaste portefeuille d'activités, de notre évaluation actuelle des tendances tant négatives que positives et des mesures de réduction des coûts, nous continuons de prévoir que les FTD se situeront dans la fourchette de nos prévisions initiales de 4,50 $ à 4,80 $ par action. »

« Pour conclure, nous maintenons le cap sur l'exécution de notre programme d'investissement de croissance garanti de 10 G$ sur trois ans (2020 - 2022), dont une tranche d'environ 5,5 G$ (déduction faite du financement dans le cadre des projets) doit encore être dépensée. Une fois en service, ces projets internes à faibles risques et à forte rentabilité des capitaux assureront une croissance soutenue à court et à moyen terme et feront avancer nos priorités stratégiques. Qui plus est, les mesures que nous avons prises pour renforcer notre bilan et nos liquidités nous confèrent une souplesse financière soutenue en vue d'autofinancer cette croissance. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre clos le 31 mars 2020 sont résumés dans le tableau ci‑après :

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	(1 429)	1 891
Bénéfice (perte) par action ordinaire conforme aux PCGR	(0,71)	0,94
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 809	2 176
BAIIA ajusté^1	3 763	3 769
Bénéfice ajusté^1	1 668	1 640
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,83	0,81
Flux de trésorerie distribuables^1	2 706	2 758
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 019	2 016

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 pour le premier trimestre de 2020 a diminué de 3 320 M$, ou 1,65 $ par action, par rapport à la période correspondante de 2019. La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires a subi l'incidence de certains facteurs inhabituels, peu fréquents ou autres facteurs hors exploitation, y compris une perte de valeur hors trésorerie de 1 736 M$ du placement de la société dans DCP Midstream et une perte hors trésorerie non réalisée de 1 956 M$ liée à la juste valeur d'instruments dérivés qui sont indiquées dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à l'Annexe A du présent communiqué.

Le bénéfice ajusté du premier trimestre de 2020 a augmenté de 28 M$, ou 0,02 $ par action. Cette hausse s'explique principalement par la baisse du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et la diminution des impôts sur les bénéfices exigibles, contrebalancées en partie par la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service en 2019 et la charge d'intérêts plus élevée en raison des titres de créance émis pour financer les dépenses en immobilisations, ainsi que par la réduction des intérêts capitalisés en raison de la mise en service du tronçon canadien de la canalisation 3 au quatrième trimestre de 2019.

Les FTD ont totalisé 2 706 M$ pour le premier trimestre, en baisse de 52 M$ par rapport au premier trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés. 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 du premier trimestre de 2020.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS

Les projets de croissance garantis d'Enbridge en voie d'aménagement ont une valeur de 10 G$, déduction faite de la vente annoncée aujourd'hui d'une tranche de 49 % de notre participation dans le projet éolien extracôtier de Saint‑Nazaire. Une fois mis en service, ces projets généreront près de 2,5 G$ de flux de trésorerie supplémentaires et susciteront une croissance très transparente à court et à moyen terme. Dans le cadre de ce programme, une tranche d'environ 5,5 G$ sera engagée d'ici la fin de 2022, déduction faite du financement assuré par de tierces parties dans le cadre des projets.

Les projets particuliers qui font partie du programme sont déployés sur des territoires et des plateformes commerciales variés et s'appuient tous sur des contrats d'achat ferme à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales à faible risque similaires.

Les dépenses en immobilisations au titre du programme de croissance garanti de la société en 2020 affichent une contraction naturelle en raison de la pandémie de COVID-19 et des mesures de santé et de sécurité publiques mises en places par les gouvernements fédéraux et régionaux. Après examen des calendriers d'exécution, nous nous attendons à ce que les dépenses soient inférieures d'environ 1 G$ aux prévisions budgétaires. Les capitaux reportés seront plutôt engagés en 2021 et nous ne prévoyons aucune incidence significative sur les dates de mise en service puisque nous nous attendons à ce que nos échéanciers plus efficaces et nos mesures de planification d'urgence compensent en grande partie les retards dans les dépenses. Qui plus est, les reports d'affectation de capitaux n'auront aucune incidence sur la sécurité et la fiabilité de notre réseau, qui demeure notre priorité de tous les instants.

Le 22 avril dernier, la FERC a approuvé la phase 2 du projet d'expansion du pipeline Sabal Trail, et une capacité supplémentaire a été mise en service le 1^er mai. Le projet est soutenu par des contrats d'achat ferme à long terme. Enbridge détient une participation de 50 % dans le pipeline Sabal Trail et un investissement de 0,1 G$ dans le projet d'expansion.

La société a par ailleurs annoncé la conclusion d'une entente avec Investissements RPC prévoyant la vente d'une tranche de 49 % de sa participation de 50 % dans le projet éolien extracôtier de Saint‑Nazaire en France, qui a fait l'objet d'une décision finale d'investissement positive en 2019. Cette opération réduit la participation de la société dans le projet de Saint‑Nazaire pour la faire passer de 0,3 G$ à 0,2 G$ ainsi que la taille du programme de dépenses en immobilisations garanti (y compris sa quote‑part du financement dans le cadre du projet) de 1,8 G$ à 0,9 G$. Cette opération devrait rehausser le rendement des capitaux propres de la société dans le cadre du projet, ce qui fait état de l'accent que nous continuons de mettre sur la gestion rigoureuse de l'affectation des capitaux. L'opération fait l'objet d'une analyse plus détaillée à la rubrique portant sur la mise à jour sur les activités de financement et les ventes d'actifs ci‑après.

Remplacement de la canalisation 3
Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$, d'intégrité essentielle, renforcera l'exploitation fiable et en toute sécurité du réseau principal pendant longtemps et témoigne de l'importance accordée à la protection de l'environnement.

La mise en service du tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation, dont le coût est de 5 G$ et qui comporte des droits supplémentaires de 0,20 $ US le baril, a eu lieu le 1^er décembre 2019.

En ce qui a trait au tronçon américain du projet au Minnesota, la MCUP a approuvé la pertinence de l'EIE et a rétabli le certificat de nécessité et le tracé du pipeline, permettant ainsi que la construction du pipeline commence dès qu'auront été délivrés les permis nécessaires. Les organismes environnementaux étatiques et fédéraux font progresser le processus d'obtention des permis, notamment la publication par la PCA du Minnesota d'un avant-projet de certification de la qualité de l'eau 401 et l'achèvement des processus pertinents de consultation publique. Selon le calendrier de délivrance des permis de la PCA, la prochaine étape critique vise l'examen des commentaires du public par la PCA avant de rendre sa décision au sujet de l'attestation.

À l'heure actuelle, Enbridge n'est pas en mesure de déterminer le moment de la délivrance de tous les permis nécessaires pour commencer la construction. Selon la date de mise en service définitive, il existe un risque que le projet dépasse le total des coûts estimatifs de la société, établi à 9 G$ pour l'ensemble du projet de remplacement de la canalisation 3. Cependant, une tranche importante des dépenses en immobilisations vise le tronçon canadien du programme de remplacement de la canalisation 3, qui est actuellement en service et dont le coût d'environ 5 G$ est légèrement inférieur aux prévisions. À l'heure actuelle, la société ne prévoit aucune incidence sur le coût en capital qui pourrait avoir des répercussions significatives sur la situation et les perspectives financières d'Enbridge.

AUTRES ACTUALITÉS

Mesures de réduction des coûts prises par la société
La société a adopté des mesures visant à réduire les coûts d'environ 300 M$ en 2020. Ces mesures n'influeront aucunement sur la sécurité et la fiabilité de nos activités, qui demeurent notre plus grande priorité. Le programme de gestion des coûts prévoit des réductions dans les coûts liés aux services extérieurs et à la chaîne d'approvisionnement, des réductions de la rémunération à l'échelle de l'entreprise et un programme de réduction volontaire de l'effectif. Les réductions de la rémunération comprennent une baisse de 10 % de la rémunération des membres de l'équipe de direction et de 15 % de celle du président et chef de la direction et des membres du conseil d'administration. Ces mesures rehaussent la résilience d'Enbridge et harmonisent les intérêts de nos parties prenantes et ceux de l'entreprise.

Conclusion de contrats pour le réseau principal

Le 19 décembre 2019, la société a présenté à la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») une demande au sujet de la mise en œuvre de contrats visant notre réseau principal d'oléoducs au Canada. La demande visant le service souscrit et le service non souscrit comprenait les modalités, conditions et droits connexes pour chaque service qui serait offert dans le cadre d'un appel de soumissions à la suite de l'approbation de la Régie. Les droits et services remplaceront l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») actuelle, qui est en vigueur jusqu'à son échéance le 30 juin 2021. Si aucun accord de remplacement n'est conclu d'ici là, les droits en vertu de l'ETC seront maintenus provisoirement.

La demande déposée par la société est le résultat de deux années de négociations approfondies avec un groupe diversifié d'expéditeurs et a été conçue de façon à harmoniser les intérêts de ses expéditeurs et ceux d'Enbridge. Ces expéditeurs, qui comptent pour près de 75 % du débit actuel du réseau principal, ont déposé des lettres à l'appui de la demande auprès de la Régie, démontrant ainsi qu'ils soutiennent fortement l'offre de contrats.

La demande souligne les avantages que comporte l'offre de contrats du réseau principal tant pour les expéditeurs que pour le public, notamment en raison de ce qui suit :

• permet d'assurer une demande à long terme pour les barils de pétrole lourd et léger des producteurs du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (« BSOC ») sur les marchés les plus lucratifs;
• favorise les revenus nets les plus élevés pour les producteurs du BSOC;
• prévoit des tarifs concurrentiels et stables pour les clients;
• donne la possibilité pour les expéditeurs en tout genre et de toute taille de participer, en offrant aussi bien des contrats traditionnels d'achat ferme que des contrats selon les besoins des producteurs ou des raffineurs.

Le 24 février 2020, la Régie a publié un avis d'audience publique décrivant les modalités de participation à l'audience ainsi que la liste des questions à examiner dans le cadre de l'audience.

En mars, un groupe d'intervenants éventuels a déposé auprès de la Régie des lettres demandant que cette dernière reporte l'établissement des dates des audiences liées au dépôt de l'offre de contrats pour le réseau principal. Par la suite, la Régie a publié une lettre sollicitant des commentaires sur le report possible des audiences. Enbridge a déposé sa réponse auprès de la Régie le 1^er mai 2020, demandant que la Régie publie une ordonnance d'audience et ne retarde pas la tenue des audiences puisque le volet écrit n'exige pas de rencontres publiques et que le volet oral de l'audience ne devrait pas avoir lieu avant l'automne.

Tunnel de la canalisation 5
Aux termes de l'entente entre Enbridge et l'État du Michigan, la société prévoit remplacer les conduites jumelles de la canalisation 5 qui traversent le détroit de Mackinac par une canalisation aménagée dans un tunnel sous-marin dans le détroit de façon à rehausser davantage la sécurité du pipeline. En 2019, la société a réalisé les travaux géotechniques qui appuient l'adéquation de ce tunnel de pointe muni de dispositifs de sécurité améliorés et témoignent par ailleurs de l'engagement d'Enbridge pour la protection des ressources naturelles du Michigan et des Grands Lacs. Enbridge a déposé toutes les principales demandes de permis environnementaux, y compris la demande conjointe avec EGLE et USACE ainsi qu'une demande indépendante à la Michigan Public Service Commission.

La demande conjointe englobe les exigences au titre des permis des autorités étatiques et fédérales et permet à ces dernières de faire leur examen simultanément.

Une fois tous les permis reçus, Enbridge prévoit entreprendre la construction du tunnel de la canalisation 5, dont l'achèvement, la mise à l'essai et la mise en service devraient avoir lieu en 2024.

Dossiers tarifaires du secteur Transport de gaz et services intermédiaires
En février, la FERC a approuvé le règlement incontesté du dossier tarifaire de la société à l'issue d'un accord entre Texas Eastern et les expéditeurs, permettant d'optimiser davantage l'entreprise de base. À la suite de l'approbation, Texas Eastern a comptabilisé dans ses résultats du premier trimestre de 2020 les modalités du règlement et a mis en vigueur les tarifs visés par le règlement le 1^er avril 2020. De plus, Enbridge a déposé auprès de la FERC un règlement négocié entre la société et les expéditeurs pour le pipeline d'Algonquin Gas Transmission.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT ET LES VENTES D'ACTIFS

Au premier trimestre de 2020, avant les perturbations sur les marchés des capitaux d'emprunt, la société a obtenu du financement par emprunt de plus de 3 G$ à des taux intéressants, y compris au moyen de billets à taux variable de 750 M$ US et de prêts bancaires à terme de 1,5 G$. Le produit a été affecté au refinancement de la dette venant à échéance et au financement de nouveaux projets de croissance. Postérieurement au premier trimestre, Enbridge Gas Inc. a été l'une des premières entreprises à reprendre les émissions sur les marchés des titres de créance canadiens compte tenu de son modèle d'affaires à faible risque et de sa notation de crédit élevée. Elle a émis des billets à 10 et 30 ans pour un produit total de 1,2 G$ à un coupon moyen pondéré de 3,3 %, ce qui constitue le placement le plus important d'Enbridge Gas Inc. à ce jour.

De plus, Enbridge a obtenu des nouvelles facilités de crédit engagées totalisant 3 G$, ce qui a accru davantage les liquidités à la disposition de la société pour les porter à plus de 14 G$. Ces liquidités offrent une souplesse financière importante et, déduction faite des flux de trésorerie générés en interne, devraient être suffisantes pour permettre à la société de répondre à ses besoins de financement jusqu'en 2021 sans devoir recourir aux marchés des capitaux.

La Société continue de maintenir de solides ratios de levier et prévoit que son ratio de la dette sur le BAIIA demeurera bien à l'intérieur de sa fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 x jusqu'en 2020.

Le 1^er avril 2020, la société a conclu la vente des actifs d'Ozark Gas Transmission et d'Ozark Gas Gathering pour un produit d'environ 0,1 G$. De plus, le 1^er mai 2020, Enbridge a conclu la vente précédemment annoncée des actifs de la ligne de raccordement Montana‑Alberta pour un produit d'environ 0,2 G$.

Le 1^er mai 2020, la société et Investissements RPC ont conclu des ententes prévoyant la vente à Investissements RPC d'une tranche de 49 % de la participation de 50 % de la société dans Éolien Maritime France SAS (« EMF ») en échange d'un paiement qui comprendra une prime de projet ainsi que 49 % du total des capitaux engagés par Enbridge au titre de l'aménagement depuis la création du projet jusqu'à la date de clôture de l'opération. Le paiement total à la clôture devrait être supérieur à 100 M$. Par la suite, l'apport d'Investissements RPC sera égal à sa quote‑part de 49 % du total des capitaux engagés au titre de l'aménagement à l'avenir. La clôture de l'opération est assujettie aux approbations réglementaires usuelles et devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2020. Une fois l'opération réalisée, par l'intermédiaire de sa participation dans EMF, Enbridge détiendra des participations dans trois projets éoliens extracôtiers en France, notamment Saint‑Nazaire (25,5 %), Fecamp (17,9 %) et Courseulles (21,7 %).

En 2019, le projet éolien extracôtier de Saint‑Nazaire a fait l'objet d'une décision finale d'investissement positive, alors que la décision finale d'investissement pour les autres projets devrait avoir lieu d'ici l'an prochain.

Ces opérations de cession, qui totalisent 0,4 G$, renforcent la situation financière de la société et font valoir sa démarche rigoureuse d'affectation des capitaux.

RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2020

Le tableau ci-après résume le BAIIA par secteur, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société comptabilisés conformément aux PCGR pour le premier trimestre de 2020.

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

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	850	2 072
Transport de gaz et services intermédiaires	(1 054)	1 020
Distribution et stockage de gaz	604	662
Production d'énergie renouvelable	120	124
Services énergétiques	121	6
Éliminations et divers	(966)	248
BAIIA	(325)	4 132
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	(1 429)	1 891
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 809	2 176

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

FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 919	1 729
Transport de gaz et services intermédiaires	1 097	1 040
Distribution et stockage de gaz	609	693
Production d'énergie renouvelable	118	123
Services énergétiques	(13)	176
Éliminations et divers	33	8
BAIIA ajusté^1,3	3 763	3 769
Investissements de maintien	(204)	(179)
Charge d'intérêts^1	(711)	(684)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(108)	(158)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(76)	(46)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	72	94
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(95)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	51	53
Autres ajustements hors trésorerie	15	4
FTD^3	2 706	2 758
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 019	2 016

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

Les FTD du premier trimestre de 2020 ont diminué de 52 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2019. Les principaux facteurs de cette baisse d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit:

• Baisse du BAIIA ajusté qui rend compte du solide rendement d'exploitation des actifs des secteurs Oléoducs et Transport de gaz et services intermédiaires et de l'apport des nouveaux actifs mis en service en 2019, contrebalancés par l'absence de l'apport des installations sous réglementation fédérale de notre entreprise canadienne de collecte et de traitement du gaz naturel qui ont été vendues le 31 décembre 2019, la baisse du BAIIA du secteur Services énergétiques attribuable au rétrécissement de certains différentiels d'emplacement et de qualité pour le pétrole brut et le recul du BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz en raison des températures plus élevées au premier trimestre de 2020 par rapport à celles du premier trimestre de 2019.
• Hausse des investissements de maintien en raison du calendrier des dépenses d'entretien à la fin de 2019 qui ont été reportées au premier trimestre de 2020.
• Augmentation de la charge d'intérêts découlant d'une combinaison de nouveaux emprunts contractés pour financer les dépenses en immobilisations et d'une réduction des intérêts capitalisés liés au tronçon canadien de la canalisation 3 qui a été mis en service en décembre 2019, contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la dette à court terme et les billets à long terme nouvellement émis.

L'incidence des facteurs susmentionnés a été atténuée par la baisse des impôts sur les bénéfices exigibles en raison des nouvelles mesures fiscales canadiennes qui entreront en vigueur au deuxième semestre de 2019.

Au premier trimestre de 2020, DCP Midstream, LP (« DCP ») a annoncé la réduction de sa distribution trimestrielle de 50 % à compter de la distribution du premier trimestre, qui sera versée en mai. Le paiement de DCF à Enbridge au premier trimestre de 2020 comprend la distribution de DCP pour le quatrième trimestre de 2019, qui a été déclarée et versée avant que DPC annonce une réduction de la distribution.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^2	3 763	3 769
Amortissement	(882)	(840)
Charge d'intérêts^1	(696)	(668)
Impôts sur les bénéfices^1	(451)	(488)
Participations ne donnant pas le contrôle^1	30	(38)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(95)
Bénéfice ajusté^2	1 668	1 640
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,83	0,81

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

Le bénéfice ajusté a augmenté de 28 M$ et le bénéfice ajusté par action, de 0,02 $ par rapport au premier trimestre de 2019. La croissance du bénéfice ajusté est attribuable aux mêmes facteurs que ceux qui ont eu une incidence sur le rendement commercial et sur le BAIIA ajusté, ainsi qu'il est expliqué à la rubrique Flux de trésorerie distribuables ci‑dessus, annulée en partie par les facteurs suivants :

• Augmentation de la charge d'amortissement en raison des nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019.
• Augmentation de la charge d'intérêts découlant des titres de créance émis pour financer les nouvelles dépenses en immobilisations à des fins de croissance et d'une réduction des intérêts capitalisés liés au tronçon canadien de la canalisation 3 qui a été mis en service en décembre 2019, contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la dette à court terme et les billets à long terme nouvellement émis.
• Diminution de l'impôt sur les bénéfices attribuable surtout à la baisse du bénéfice ajusté avant impôts.
• Incidence positive sur les participations ne donnant pas le contrôle découlant d'ajustements au titre de l'équité fiscale pour certains parcs éoliens extracôtiers.

L'augmentation du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation n'a pas eu d'incidence significative sur le bénéfice ajusté par action ordinaire.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change moyen supérieur entre le dollar américain et le dollar canadien au premier trimestre de 2020 (1,35 $ CA/$ US) que pour la période correspondante de 2019 (1,33 $ CA/$ US).

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal^1	1 107	964
Réseau régional des sables bitumineux	211	227
Réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent	244	216
Autres^2	357	322
BAIIA ajusté^3	1 919	1 729
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^4	2 842	2 717
Réseau régional des sables bitumineux^5	1 865	1 751
Tarif international conjoint (« TIC »)^6	4,21 $	4,15 $

1	Le réseau principal comprend le réseau principal au Canada et le réseau de Lakehead, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés séparément.
2	Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée et autres.
3	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent communiqué.
4	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.
5	Les volumes visent la canalisation principale d'Athabasca, la canalisation double d'Athabasca, le pipeline Waupisoo et le pipeline Woodland et ne comprennent pas les canalisations latérales du réseau régional des sables bitumineux.
6	Les droits repères aux termes du TIC et leurs composantes sont établis en dollars américains, et le risque de change sur le tronçon canadien du réseau principal au Canada de la société est couvert en majeure partie. Le tronçon canadien du réseau principal représente environ 45 % du total des produits du réseau principal et le taux de change effectif moyen pour le tronçon canadien du réseau principal pour le premier trimestre de 2020 était de 1,20 $ CA/$ US (1,19 $ CA/$ US pour le premier trimestre de 2019).
	Les résultats du tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion des devises à l'instar des autres entreprises de la société établies aux États‑Unis, dont les résultats sont convertis au taux moyen sur le marché au comptant pour une période donnée. L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie couverte par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein du secteur Éliminations et divers.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 190 M$ par rapport au premier trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs suivants :

• Augmentation du BAIIA ajusté tiré du réseau principal compte tenu du débit supérieur découlant du maintien des mesures d'optimisation du réseau ainsi que de l'accroissement du TIC d'une période à l'autre. De plus, le réseau principal a bénéficié de l'apport supplémentaire découlant de la mise en service, le 1^er décembre 2019, du tronçon canadien dans le cadre du projet de remplacement de la canalisation 3 qui comporte des droits supplémentaires provisoires de 0,20 $ US par baril pour le réseau principal.
• Croissance du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant de la forte demande de volumes au comptant sur le pipeline Flanagan South en raison des arrêts de production des raffineries du Midwest américain. Le pipeline Gray Oak, entré en service vers la fin du quatrième trimestre de 2019, a fait un modeste apport au premier trimestre de 2020 et les volumes devraient s'accroître pendant le deuxième trimestre de 2020.
• Progression du BAIIA ajusté du poste « Autres » surtout en raison des volumes supérieurs sur le pipeline Dakota Access.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis^1	864	745
Transport de gaz au Canada^1	138	188
Secteur intermédiaire aux États-Unis	45	52
Autres	50	55
BAIIA ajusté^2	1 097	1 040

1	Le poste « Transport de gaz aux États-Unis » comprend le tronçon canadien du pipeline Maritimes & Northeast qui était auparavant inclus dans le poste « Transport de gaz au Canada ». Le BAIIA ajusté de 2019 comparable a été retraité pour tenir compte de ce changement.
2	Des tableaux de rapprochement du BAIIA ajusté sont présentés en annexe au présent communiqué.

 

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 57 M$ par rapport au premier trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs suivants :

• Hausse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz aux États-Unis qui rend compte avant tout de l'accroissement des produits découlant des droits révisés pour Texas Eastern à la suite du récent règlement du dossier tarifaire et postérieurement à l'approbation de la FERC, la société a comptabilisé dans les produits les droits provisoires perçus auprès des expéditeurs depuis le 1^er juin 2019. De plus, divers actifs d'US Transmission ont été mis en service postérieurement au premier trimestre de 2019, y compris la phase 2 d'Atlantic Bridge et Stratton Ridge. Ces augmentations ont été contrebalancées en partie par les dépenses supérieures prévues au titre de l'intégrité.
• Baisse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz au Canada qui s'explique avant tout par l'absence d'apport au BAIIA ajusté des actifs de traitement et de collecte de gaz naturel sous réglementation fédérale vendus le 31 décembre 2019. De plus, l'apport d'Alliance Pipeline a baissé compte tenu de l'amenuisement du différentiel de base AECO-Chicago.

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	574	642
Autres	35	51
BAIIA ajusté^1	609	693
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	638	719
Nombre de clients actifs (en milliers)^2	3 748	3 722
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	1 727	2 046
Prévisions fondées sur le volume en présence de températures normales^4	1 923	1 922

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 l'exercice.
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 et moins élevé au troisième trimestre puisque la demande est généralement plus faible pendant l'été. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage du gaz a diminué de 84 M$ comparativement au premier trimestre de 2019 principalement en raison des températures supérieures à la normale dans les zones de desserte d'EGI, ce qui a réduit le taux d'utilisation. Le BAIIA ajusté a subi l'incidence défavorable d'environ 41 M$ des températures supérieures à la normale au premier trimestre de 2020 comparativement aux prévisions prises en compte dans les tarifs, alors que le BAIIA ajusté du premier trimestre 2019 avait été avantagé d'environ 33 M$ par les températures inférieures à la normale. Ce recul du BAIIA ajusté a été contrebalancé en partie par l'augmentation des charges de distribution découlant de l'accroissement de la clientèle ainsi que par les synergies réalisées dans le cadre de la fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited. Le BAIIA ajusté des autres activités de distribution et de stockage de gaz a diminué en raison de la clôture de la vente d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick le 1^er octobre 2019 et de St. Lawrence Gas, Inc. le 1^er novembre 2019.

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	118	123

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 5 M$ comparativement au premier trimestre de 2019, ce qui s'explique avant tout par l'apport inférieur des installations éoliennes au Canada en raison du régime des vents plus faible, recul annulé en partie par l'apport au BAIIA ajusté du projet éolien extracôtier Hohe See et de l'agrandissement adjacent d'Albatros. L'installation d'Hohe See a atteint la pleine capacité d'exploitation en octobre 2019, et l'agrandissement d'Albatros est entré en service en janvier 2020.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement ajusté^1	(13)	176

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

Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de 189 M$ comparativement au premier trimestre de 2019 en raison de la compression marquée des différentiels d'emplacement et de qualité sur certains marchés, ce qui a entraîné de moindres possibilités de dégager des marges bénéficiaires sur les obligations de capacité. Les résultats du premier trimestre de 2019 étaient exceptionnellement solides en raison des différentiels d'emplacement et de qualité favorables au second semestre de 2018 qui ont donné lieu aux marges bénéficiaires réalisées au premier trimestre de 2019.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	79	63
Règlements de couvertures de change réalisés	(46)	(55)
BAIIA ajusté^1	33	8

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

Les frais d'exploitation et d'administration attribuables à cette unité englobent 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 du change de la société est constaté dans les résultats de cette unité.

Le BAIIA ajusté de l'unité Éliminations et divers a augmenté de 25 M$ comparativement au premier trimestre de 2019. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

• Baisse des frais d'exploitation et d'administration et calendrier de recouvrement de certains frais d'exploitation et d'administration attribuables à un secteur d'exploitation donné.
• Baisse des pertes réalisées sur les règlements des contrats de change principalement attribuables au rétrécissement de l'écart entre le taux de change moyen de 1,35 $ au premier trimestre de 2020 (1,33 $ au premier trimestre de 2019) et le taux de couverture de 1,29 $ au premier trimestre de 2020 (1,24 $ au premier trimestre de 2019).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 7 mai 2020 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la société et passer en revue les résultats financiers du premier trimestre de 2020. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 5545476#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/kzjwa9bx. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web quelque deux heures après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web dans les 24 heures. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le [phone], ou le [phone] en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 5545476#).

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 de Enbridge pourront répondre à toute autre question.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 5 mai 2020, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci‑après. Tous les dividendes sont payables le 1^er juin 2020 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2020.

	Dividende par action
Actions ordinaires^1	0,81000	$
Actions privilégiées, série A	0,34375	$
Actions privilégiées, série B	0,21340	$
Actions privilégiées, série C^2	0,25458	$
Actions privilégiées, série D	0,27875	$
Actions privilégiées, série F	0,29306	$
Actions privilégiées, série H	0,27350	$
Actions privilégiées, série J	0,30540	$ US
Actions privilégiées, série L	0,30993	$ US
Actions privilégiées, série N	0,31788	$
Actions privilégiées, série P	0,27369	$
Actions privilégiées, série R	0,25456	$
Actions privilégiées, série 1	0,37182	$ US
Actions privilégiées, série 3	0,23356	$
Actions privilégiées, série 5	0,33596	$ US
Actions privilégiées, série 7	0,27806	$
Actions privilégiées, série 9	0,25606	$
Actions privilégiées, série 11^3	0,24613	$
Actions privilégiées, série 13	0,27500	$
Actions privilégiées, série 15	0,27500	$
Actions privilégiées, série 17	0,32188	$
Actions privilégiées, série 19	0,30625	$

1	Le dividende trimestriel par action ordinaire a été majoré de 9,8 % et est passé de 0,738 $ à 0,81 $ à compter du 1^er mars 2020.
2	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série C a été majoré pour passer de 0,25305 $ à 0,25458 $ le 1^er mars 2020, en raison de la refixation du taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions privilégiées de série C.
3	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 11 a été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,24613 $ le 1^er mars 2020, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er mars 2020 et tous les cinq ans par la suite.

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, y compris les priorités et les instruments stratégiques; les prévisions financières pour 2020; la pandémie de COVID‑19, y compris sa durée et son incidence; les réductions prévues des frais d'exploitation et les reports des dépenses en immobilisations au titre de programme de croissance garanti; 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 ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les FTD ou les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; le rendement prévu des entreprises de la société; le ratio dette/BAIIA prévu; la vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en construction; les dépenses d'investissement prévues; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; la capacité prévue des coentreprises de la société et de ses partenaires à terminer et à financer les projets annoncés et ceux déjà en construction; la conclusion prévue et le moment prévu des acquisitions et des cessions; les avantages prévus des opérations conclues, y compris la concrétisation d'efficiences et de synergies; les futures mesures prévues que prendront les organismes de réglementation et les tribunaux; les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, y compris les contrats conclus pour le réseau principal et les avantages qui devraient en découler; la concurrence prévue; le programme de remplacement de la canalisation 3 aux États‑Unis; le tunnel de la canalisation 5 et les questions connexes; les taux d'intérêt et les taux de change.

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; les réductions prévues des frais d'exploitation et les reports au titre du programme de croissance garanti; l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable, y compris la faiblesse et la volatilité actuelles de ces prix; 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; la clôture et le moment des acquisitions et des cessions; la concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant d'opérations; les lois gouvernementales; les litiges; l'incidence de la politique de versement de dividendes de la société sur ses flux de trésorerie futurs; les notations; le financement des projets d'investissement; le BAIIA prévu ou le BAIIA ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e); le bénéfice (la perte) prévu(e) ou le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e) par action; les flux de trésorerie futurs prévus et les FTD et les FTD par action futurs prévus; et les dividendes futurs estimatifs. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour les services de la société. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation, les taux d'intérêt et la pandémie de COVID‑19 ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels la société évolue, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. En raison des interdépendances et de la corrélation entre ces facteurs macroéconomiques, il est impossible de déterminer avec certitude l'incidence que pourrait avoir l'une ou l'autre de ces hypothèses sur un énoncé prospectif, en particulier en ce qui concerne le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté prévu, le bénéfice (la perte) prévu(e), le bénéfice (la perte) ajusté(e) prévu(e), les FTD prévus et les montants connexes par action ou 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 et 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 acquisitions et des cessions et d'autres opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande de marchandises et de la pandémie de COVID‑19, notamment les risques et incertitudes dont il est question dans le présent document et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États‑Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens. Nos principales entreprises englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du pétrole brut produit en Amérique du Nord, le secteur Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine environ 20 % du gaz naturel consommé aux États‑Unis ainsi que le secteur Distribution et stockage de gaz, qui dessert près de 3,8 millions de clients du marché de détail en Ontario et au Québec, et le secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit environ 1 750 MW (capacité nette) d'énergie renouvelable en Amérique du Nord et en Europe. Les actions ordinaires de la société sont inscrites à la cote des bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB. Pour un complément d'information : www.enbridge.com.

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

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR

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

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

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

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

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

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

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

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	850	2 072
Transport de gaz et services intermédiaires	(1 054)	1 020
Distribution et stockage de gaz	604	662
Production d'énergie renouvelable	120	124
Services énergétiques	121	6
Éliminations et divers	(966)	248
BAIIA	(325)	4 132
Amortissement	(882)	(840)
Charge d'intérêts	(706)	(685)
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices	549	(584)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	31	(37)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(95)
Bénéfice (perte) attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	(1 429)	1 891

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 919	1 729
Transport de gaz services intermédiaires	1 097	1 040
Distribution et stockage de gaz	609	693
Production d'énergie renouvelable	118	123
Services énergétiques	(13)	176
Éliminations et divers	33	8
BAIIA ajusté	3 763	3 769
Amortissement	(882)	(840)
Charge d'intérêts	(696)	(668)
Charge d'impôts	(451)	(488)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	30	(38)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(95)
Bénéfice ajusté	1 668	1 640
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,83	0,81

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	(325)	4 132
Éléments d'ajustement:
Variation (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés - taux de change	1 956	(600)
Variation (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments
dérivés - prix des marchandises	(551)	160
Perte de valeur des satellites - DCP Midstream	1 736	--
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites -
DCP Midstream	324	--
Réduction de valeur des stocks au moindre du coût et de la valeur de marché	417	10
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	11	44
Autres	36	23
Total des éléments d'ajustement	4 088	(363)
BAIIA ajusté	3 763	3 769
Amortissement	(882)	(840)
Charge d'intérêts	(706)	(685)
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices	549	(584)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	31	(37)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(95)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts	10	17
Recouvrement (charge) d'impôts sur les bénéfices	(1 000)	96
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(1)	(1)
Bénéfice ajusté	1 668	1 640
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,83	0,81

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 919	1 729
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(1 066)	343
Autres	(3)	--
Total des ajustements	(1 069)	343
BAIIA	850	2 072

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 097	1 040
Perte de valeur des satellites - DCP Midstream	(1 736)	--
Perte de valeur de l'actif et de l'écart d'acquisition des satellites -
DCP Midstream	(324)	--
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	(159)	--
Ajustement du bénéfice des satellites - DCP Midstream	53	(14)
Autres	15	(6)
Total des ajustements	(2 151)	(20)
BAIIA	(1 054)	1 020

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	609	693
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	6	4
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de
transition et de restructuration	(7)	(35)
Autres	(4)	--
Total des ajustements	(5)	(31)
BAIIA	604	662

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	118	123
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	2	1
BAIIA	120	124

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement	(13)	176
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés	551	(160)
Réduction de valeur des stocks au moindre du coût ou de la valeur de marché	(417)	(10)
Total des ajustements	134	(170)
BAIIA	121	6

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	33	8
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur
d'instruments dérivés	(898)	252
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	(4)	(9)
Autres	20	(3)
Total des ajustements	(999)	240
BAIIA	(966)	248

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

	Trimestres clos les 31 mars
	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 809	2 176
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	(194)	667
	2 615	2 843
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^4	(76)	(46)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(95)
Investissements de maintien^2	(204)	(179)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	51	53
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de
transition et de restructuration	11	44
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent
des bénéfices cumulatifs^4	77	61
Réduction de valeur des stocks au moindre du coût et de la valeur
de marché	417	(10)
Autres éléments	(89)	87
FTD	2 706	2 758

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

  

SOURCE Enbridge Inc.

Liens connexes

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