Enbridge annonce des résultats solides pour le deuxième trimestre

CALGARY, le 29 juillet 2020 /CNW/- Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers du deuxième trimestre de 2020 et a présenté un compte rendu trimestriel.

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

• Bénéfice conforme aux PCGR de 1 647 M$ ou 0,82 $ par action ordinaire, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1 736 M$ ou 0,86 $ par action ordinaire en 2019
  
  
• Bénéfice ajusté de 1 133 M$ ou 0,56 $ par action ordinaire, comparativement à 1 349 M$ ou 0,67 $ par action ordinaire en 2019
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3 312 M$, comparativement à 3 208 M$ en 2019
  
  
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2 416 M$, comparativement à 2 494 M$ en 2019
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 437 M$, comparativement à 2 310 M$ en 2019
  
   
• Confirmation des objectifs financiers pour 2020 visant des FTD par action se situant entre 4,50 $ et 4,80 $
  
  
• Exploitation continue et stable de nos réseaux pipeliniers en Amérique du Nord pendant la pandémie de COVID-19 pour répondre aux besoins énergétiques de nos clients de manière fiable
  
  
• Adoption par la société de plusieurs mesures visant à rehausser la résilience et à réaliser des réductions de coûts de 300 M$ en 2020
  
  
• Réalisation du plan de financement par emprunt de 2020, portant les liquidités disponibles à plus de 14 G$
  
  
• Obtention des approbations réglementaires pour les règlements tarifaires incontestés visant Algonquin Gas Transmission et BC Pipeline
  
  
• Début de l'aménagement du parc éolien extracôtier de Fécamp en France, une installation d'une capacité de 500 MW qui s'appuie sur des ententes d'achat d'électricité à prix fixes à long terme
  
  
• Approbation de quatre projets de croissance dans le secteur Distribution et stockage de gaz visant à renforcer le réseau de distribution et à accroître la capacité de stockage au carrefour Dawn
  
  
• Progrès dans le cadre de l'exécution du programme d'investissement garanti de 11 G$
  
  
• Achèvement du processus de requête en révision pour la canalisation 3 auprès de la Minnesota Public Utilities Commission (« MPUC »); progrès vers l'échéance du 14 novembre pour l'obtention des permis de l'Agence de contrôle de la pollution du Minnesota (« ACPM »)
  
  
• Établissement d'un processus d'examen réglementaire par la Régie de l'énergie du Canada (la « Régie ») pour la demande visant les contrats de services de transport sur le réseau principal au Canada; réponse d'Enbridge aux demandes de renseignements initiales démontrant clairement les avantages pour le public et les expéditeurs

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

« La pandémie de COVID-19 a eu une incidence sans précédent sur notre société, sur nos économies et sur le secteur énergétique à l'échelle mondiale. Enbridge y a réagi rapidement et efficacement en vue d'assurer la livraison sécuritaire et ininterrompue d'énergie à ses clients à l'échelle de l'Amérique du Nord tout en protégeant la santé de ses employés. Alors que la pandémie prenait de l'ampleur au début de l'année, nous avons adopté des plans visant à rehausser notre solidité opérationnelle et financière pour nous protéger contre un ralentissement prolongé, et à atténuer l'incidence d'une baisse de débit sur notre réseau principal. Nous avons bien résisté aux effets à court terme de la pandémie sur notre entreprise, et je suis très fier de toute l'équipe d'Enbridge et de la façon dont nous avons relevé ce défi. »

« Au cours des trois dernières années, nous nous sommes employés à bâtir une entreprise plus robuste, ce qui nous a mis en bonne position pour entreprendre 2020, avant que ne survienne la COVID-19. Nous avons fortement diversifié nos activités commerciales vers le gaz naturel, vendu notre entreprise de collecte et de traitement de gaz naturel et considérablement réduit notre niveau d'endettement en adoptant un modèle d'autofinancement par capitaux propres. Nous avons par ailleurs simplifié notre structure d'entreprise, réduit les frais généraux et exécuté avec succès des projets d'investissement de 30 G$. »

« Nous adoptons cette année d'autres mesures en vue de renforcer davantage notre solidité et notre souplesse financières. Nous avons tiré profit de la vigueur des marchés des titres de créance pour lever du capital d'une valeur de 6,9 G$ à des taux favorables, ce qui nous a procuré la totalité du capital de croissance requis en 2020. Nos liquidités disponibles ont atteint 14 G$ de sorte que nous n'aurons pas à recourir aux marchés des capitaux d'ici la fin de 2021. Nous avons de plus concrétisé la totalité de notre plan de réduction de coûts pour 2020. »

 « Dans le contexte du pire ralentissement que le secteur énergétique ait jamais connu, la solidité et la résilience de nos actifs ont été démontrées une fois de plus au deuxième trimestre, comme en témoignent nos résultats financiers. Les FTD par action ont atteint 1,21 $, montant supérieur à nos attentes pour le deuxième trimestre et le premier semestre de l'exercice. Malgré la turbulence prévue au cours du deuxième semestre de 2020, qui atténuera les résultats favorables du premier semestre, nous prévoyons atteindre nos objectifs pour l'exercice complet, soit des FTD par action se situant dans la fourchette de 4,50 $ à 4,80 $. »

« Toutes nos unités d'exploitation ont bien performé et contribué aux solides résultats du deuxième trimestre. Plus particulièrement, les secteurs Transport de gaz et Distribution et stockage de gaz ont connu une forte utilisation et des décisions tarifaires favorables. Dans le secteur Oléoducs, le débit du réseau principal a été d'environ 400 milliers de barils par jour inférieur à celui du premier trimestre. Néanmoins, le débit ne cesse de s'améliorer et est conforme à nos attentes. Cette tendance rend compte de la position concurrentielle enviable des raffineries du Midwest américain et de la côte américaine du golfe du Mexique qui utilisent du pétrole lourd canadien acheminé par notre réseau. »

« En débit des perturbations causées par la COVID-19, nous avons réalisé des progrès importants en vue de concrétiser nos grandes priorités stratégiques ce trimestre. Notre programme d'investissement garanti de 11 G$ se déroule bien, notamment la canalisation 3 au Minnesota, pour laquelle nous avons achevé le processus réglementaire lié à l'étude d'impact environnemental, au certificat de nécessité et à l'approbation du tracé. En outre, l'Agence de contrôle de la pollution a établi le 14 novembre comme l'échéance définitive pour l'obtention des permis de construction. »

« Ce trimestre, nous avons approuvé de nouveaux projets de croissance garantis de 1 G$, soit quatre projets de distribution de gaz et un nouveau projet éolien extracôtier en Europe. Notre demande visant les contrats de services de transport sur le réseau principal est en cours de traitement; la Régie a publié une ordonnance d'audience définissant les principales étapes du processus et nous fournissons de l'information démontrant la valeur de ces contrats pour les clients et pour assurer l'optimisation de la valeur des ressources de l'Ouest canadien. »

« Pour conclure, le rendement du premier semestre de 2020 a été supérieur aux prévisions, ce qui témoigne de la résilience de notre entreprise et de notre capacité de produire des résultats solides dans une conjoncture de marché difficile. Nous maintenons le cap sur l'exécution de notre programme d'investissement garanti qui, cumulé à la croissance intrinsèque de notre entreprise, devrait donner lieu à une croissance des FTD par action de 5 % à 7 % d'ici la fin de 2022. »

REVUE DES RÉSULTATS FINANCIERS ET PERSPECTIVES FINANCIÈRES POUR 2020

Les résultats financiers du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2020 sont résumés dans le tableau ci-après :

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(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	1 647		1 736		218		3 627
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,82		0,86		0,11		1,80
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 416		2 494		5 225		4 670
BAIIA ajusté^1	3 312		3 208		7 075		6 977
Bénéfice ajusté^1	1 133		1 349		2 801		2 989
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,56		0,67		1,39		1,48
Flux de trésorerie distribuables^1	2 437		2 310		5 143		5 068
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 019		2 018		2 019		2 017

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 deuxième trimestre de 2020 a diminué de 89 M$, ou 0,04 $ 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 ou peu fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement qui est joint à l'Annexe A du présent communiqué.

Au deuxième trimestre de 2020, le BAIIA ajusté a augmenté de 104 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2019. Cette augmentation découle des taux d'utilisation élevés dans le secteur Transport de gaz et pour notre service public de distribution de gaz, du bénéfice supplémentaire attribuable aux règlements tarifaires positifs pour Texas Eastern, de l'apport des nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019 et au premier trimestre de 2020 et des occasions de stockage favorables ayant contribué au bénéfice du secteur Services énergétiques. Ces facteurs commerciaux positifs ont été atténués en partie par le recul du bénéfice du secteur Oléoducs découlant de la réduction du débit sur le réseau principal en raison de la COVID-19 et par l'absence de l'apport des installations sous réglementation fédérale de nos entreprises canadiennes de collecte et de traitement de gaz naturel, qui ont été vendues le 31 décembre 2019.

Le bénéfice ajusté au deuxième trimestre de 2020 a diminué de 216 M$, ou 0,11 $ par action. Cette baisse rend compte avant tout de la réduction des intérêts capitalisés et de la hausse de l'amortissement compte tenu des nouveaux actifs mis en service en 2019, principalement le programme de remplacement de la canalisation 3 au Canada assorti de droits supplémentaires provisoires jusqu'à l'achevement de la canalisation 3 aux États-Unis.

Les FTD ont totalisé 2 437 M$ au deuxième trimestre, soit 127 M$ de plus qu'au deuxième trimestre de 2019. Cet accroissement provient principalement de l'incidence nette des facteurs d'exploitation susmentionnés ainsi que de la baisse des investissements de maintien en raison de l'échéancier des décaissements dans le contexte de la COVID-19. 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 deuxième trimestre de 2020.

Confirmation des objectifs financiers pour 2020

Compte tenu de son solide rendement pour le premier semestre et des perspectives pour le deuxième semestre, la société continue de prévoir que les FTD se situeront dans la fourchette de ses prévisions initiales de 4,50 $ à 4,80 $ par action. L'excellente performance de la société au premier semestre devrait être contrebalancée par des facteurs négatifspropres au second semestre de 2020. Ces facteurs comprennent le rythme et l'ampleur de la reprise du débit sur le réseau principal, la relance des dépenses d'entretien à l'échelle de l'entreprise conformément aux prévisions de 2020, le recul des produits d'exploitation du réseau Texas Eastern en raison des limitations de capacité ainsi que l'apport inférieur du secteur Services énergétiques. Par ailleurs, la société continue de s'attendre à un taux de change du dollar américain avantageux pour les flux de trésorerie non couverts, à de faibles taux d'intérêt et coûts de financement connexes et à la concrétisation de mesures supplémentaires visant à réduire les coûts à l'échelle de l'entreprise en 2020.

Dans le compte rendu du premier trimestre, la société a présenté des perspectives révisées pour les volumes sur le réseau principal étant donné la baisse rapide de la demande de produits raffinés attribuable à la COVID-19 et la réduction de la demande de raffinage de pétrole brut en découlant. Les prévisions de la société laissaient entrevoir une contraction des volumes sur le réseau principal de l'ordre de 400 à 600 milliers de barils par jour (« kb/j ») au deuxième trimestre et d'une moyenne de 300 kb/j pour les neuf derniers mois de l'exercice, comparativement à un débit annuel moyen prévu de 2,84 millions de barils par jour (« Mb/j »). Pour le trimestre visé, le débit sur le réseau principal s'est établi à 2,44 Mb/j, ce qui témoigne d'une reprise légèrement plus rapide de la demande de produits raffinés et d'une utilisation accrue des raffineries, plus particulièrement dans le Midwest américain.

D'ici la fin de 2020, la société prévoit une reprise soutenue, mais graduelle, de la demande, ce qui est conforme à nos prévisions quant au débit, alors que les restrictions de voyage et les mesures frontalières seront levées et que les déplacements reprendront en Amérique du Nord. En effet, nous prévoyons que les raffineries situées dans les principaux marchés desservis par le réseau principal d'Enbridge (c.-à-d. le Midwest américain, l'Ontario, le Québec et la côte américaine du golfe du Mexique) maintiendront des taux d'utilisation supérieurs compte tenu de leur envergure, de leur complexité et de leurs coûts concurrentiels. La société continue de prévoir que la capacité d'expédition de volumes sur le réseau principal sera sous-utilisée de 200 à 400 kb/j au troisième trimestre, puis de 100 à 300 kb/j au quatrième trimestre, pour revenir à la pleine utilisation au début de 2021.

MISE À JOUR SUR LE RENDEMENT DE L'ENTREPRISE ET LES PRIORITÉS STRATÉGIQUES

Mise à exécution du programme d'investissement de croissance garanti de 11 G$

La société dispose dorénavant d'un portefeuille de projets garantis d'environ 11 G$ à diverses étapes d'exécution qui comprend environ 0,3 G$ de nouveaux projets annoncés pour le secteur Distribution et stockage de gaz et 0,7 G$ pour le secteur Énergie renouvelable au deuxième trimestre. Dans le cadre de ce programme, une tranche d'environ 5 G$ du montant de 11 G$ sera engagée d'ici la fin de 2022, déduction faite du financement qui devrait être assuré par de tierces parties dans le cadre des projets. Des détails sur ces projets nouvellement garantis sont présentés dans les mises à jour sur les divers secteurs ci-après.

Dans leur ensemble, ces projets garantis devraient être mis en service entre 2020 et 2023. Une fois en service, ils procureront des flux de trésorerie supplémentaires de près de 2,5 G$ et engendreront une croissance très transparente à court et à moyen terme. Les projets particuliers qui constituent le programme garanti sont déployés sur des territoires et des plateformes commerciales variés et s'appuient 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.

Durant le deuxième trimestre, la société a poursuivi l'exécution de plusieurs projets garantis tout en assurant la mise en place de mesures préventives contre la COVID-19 pour protéger la santé des équipes de construction. Les progrès accomplis dans le cadre de l'exécution des projets comprennent ce qui suit :

• Achèvement de la phase 1 du projet d'expansion du pipeline Express pour en augmenter la capacité de 25 kb/j.
  
  
• Progression de la construction dans le cadre du projet de fiabilité et d'agrandissement du réseau T-South de 1,0 G$, dont 30 M$ en retombées directes pour les sociétés affiliées autochtones. Le projet se déroule selon les objectifs établis, soit une mise en service progressive en 2021.
  
  
• Obtention de l'approbation de la FERC pour aller de l'avant avec le projet d'expansion de 0,2 G$ de Cameron, qui reliera le pipeline de Texas Eastern à l'installation de GNL Calcasieu Pass de Venture Global. La construction dans le cadre du projet devrait débuter en 2020.
  
  
• Déroulement tel que prévu du projet éolien extracôtier de Saint-Nazaire en France. Les principaux entrepreneurs ont été choisis et la fabrication des principales composantes est en cours dans le cadre de ce projet de 0,9 G$.
  
  
• Progrès en vue de la concrétisation des mesures d'optimisation du réseau principal prévues pour en rehausser le débit de 50 kb/j.

Mise à jour sur le secteur Oléoducs

Conclusion de contrats pour le réseau principal

En mai 2020, la Régie a annoncé qu'elle entendait entreprendre immédiatement l'examen réglementaire de la demande de la société au sujet de la mise en œuvre de contrats visant le réseau principal d'oléoducs au Canada. L'offre de contrats proposée remplacera l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») actuellement en vigueur jusqu'au 30 juin 2021.

La Régie a publié une ordonnance d'audience établissant le calendrier du processus d'examen réglementaire qui comprend deux séries de demandes de renseignements de la part des intervenants, le dépôt de la preuve écrite et les réponses d'Enbridge et se terminera en avril 2021. La société prévoit que l'audience orale aura lieu après avril 2021, mais une date d'audience n'a pas encore été déterminée. Si un accord de remplacement n'est pas en place d'ici le 30 juin 2021, les droits aux termes de l'ETC continueront de s'appliquer provisoirement.

Au cours du deuxième trimestre, Enbridge a répondu à la première série de demandes de renseignements de la part de la Régie. La preuve appuie par ailleurs notre opinion selon laquelle les droits proposés sont conformes aux critères de rendement équitable de l'organisme de réglementation et que l'offre de contrats est dans l'intérêt du public. L'offre de contrats pour le réseau principal assure les meilleures rentrées nettes pour les producteurs de l'Ouest canadien, maximisant ainsi la valeur du brut de l'Ouest canadien. Cela est possible en offrant les droits les moins élevés pour l'accès aux meilleurs marchés et en garantissant la demande à long terme pour le pétrole lourd et léger du Canada.

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.

En décembre 2019, la société a mis en service le tronçon canadien du pipeline de remplacement, d'un coût de 5 G$ et assorti de droits provisoires de 0,20 $ US le baril.

Quant au tronçon américain dans le cadre du projet, la MPUC a rendu au deuxième trimestre son ordonnance définitive pour approuver l'étude d'impact environnemental (« EIE ») définitive et rétablir le certificat de nécessité et le tracé du pipeline. La MPUC a par la suite rejeté toutes les requêtes en révision. Ce jalon a pour l'essentiel complété le processus réglementaire et permet d'entreprendre la construction du pipeline, qui devrait durer entre six et neuf mois, à la suite de la délivrance des permis étatiques et fédéraux requis.

L'ACPM a publié un avant-projet de la certification de qualité de l'eau 401 en février 2020. À la suite d'une période de commentaires du public, l'ACPM a annoncé le 3 juin 2020 qu'elle tiendra une audience de contestation judiciaire au sujet de la certification de la qualité de l'eau 401. La contestation judiciaire portera principalement sur les méthodes de construction aux points de franchissement de cours d'eau et l'évaluation appropriée des incidences environnementales plutôt que sur le tracé et la nécessité du projet, qui ont déjà été déterminés par la MPUC. L'audience de contestation judiciaire est prévue pour la période du 24 au 28 août 2020. Par la suite, le juge administratif présentera son rapport le 16 octobre 2020. L'audience de contestation judiciaire sous la direction du juge administratif confirme que pour maintenir sa compétence, l'ACMP est tenue en vertu de la Clean Air Act de rendre sa décision au sujet de la certification 401 d'ici le 14 novembre 2020.

Le processus d'octroi de permis de l'Army Corps of Engineers des États-Unis (« Army Corps ») et du département des Ressources naturelles du Minnesota se poursuit en parallèle.

Pour l'heure, Enbridge ne peut déterminer à quel moment tous les permis nécessaires pour entreprendre la construction seront délivrés et, pour cette raison, aucune mise à jour quant à la date de mise en service de la canalisation 3 n'a été fournie.

Conduites jumelles de la canalisation 5

Projet de tunnel dans les Grands Lacs

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 de pointe dans le détroit. Les tribunaux du Michigan ont maintenant confirmé à deux reprises la constitutionnalité des lois sur lesquelles reposent l'entente, et l'État du Michigan n'a pas demandé l'autorisation de faire appel auprès de la Cour suprême du Michigan dans le délai prescrit, ce qui a ainsi mis fin à la procédure judiciaire.

Ce projet rehaussera davantage la sécurité du pipeline et fera foi de notre engagement continu de protéger les ressources naturelles du Michigan et des Grands Lacs.

La société a réalisé une étude géotechnique approfondie; la conception technique du tunnel se déroule dans le respect du calendrier.

Enbridge a déposé toutes les principales demandes de permis réglementaires et environnementaux, y compris la demande conjointe avec le département de l'Environnement, des Grands Lacs et de l'Énergie du Michigan et l'Army Corps. La demande conjointe englobe les permis requis pour les zones humides et les cours d'eau de la part des organismes étatiques et fédéraux et permet aux organismes aux deux paliers d'examiner la demande simultanément. De plus, la société a déposé une demande réglementaire auprès de la Michigan Public Service Commission en vue du remplacement de la canalisation 5 par un tunnel. La Commission a prévu la tenue d'une audience publique le 24 août 2020.

Lorsque tous les permis requis auront été délivrés, Enbridge entreprendra la construction du tunnel de la canalisation 5.  L'achèvement de la construction et la mise en service du tunnel et du pipeline devraient avoir lieu vers la fin de 2024.

Canalisation 5 - tronçon est

Le 18 juin 2020, pendant les travaux d'entretien saisonniers sur la canalisation 5, Enbridge a découvert qu'un support d'ancrage s'était déplacé de sa position d'origine sur le tronçon est des conduites jumelles traversant le détroit. Comme mesure préventive, les tronçons est et ouest traversant le détroit ont tous deux été fermés immédiatement et la société a avisé sans tarder l'État et la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (« PHMSA »), l'organisme fédéral qui réglemente ses activités. Après avoir repéré le support d'ancrage qui s'était déplacé, la société a examiné le tronçon ouest traversant le détroit et les inspections ont confirmé que ce tronçon est sécuritaire et apte au service. La PHMSA a été informée au préalable de la remise en exploitation normale du tronçon ouest de la canalisation 5 le 20 juin 2020 et n'a eu aucune objection à ce titre.

Bien que la société ait suivi un protocole normalisé et qu'elle se conforme pleinement à la servitude lui ayant été accordée en 1953, le tronçon ouest a par la suite été fermé le 25 juin 2020 pendant cinq jours en raison d'une ordonnance d'interdiction provisoire de la cour de circuit du Michigan. Le 1^er juillet, l'ordonnance d'interdiction provisoire a été modifiée pour permettre à Enbridge de remettre le tronçon ouest en exploitation et d'effectuer une inspection en conduite, qui a réitéré que la canalisation n'avait subi aucun dommage et pouvait être exploitée en toute sécurité. Le tronçon est de la canalisation 5 demeure fermé et nous collaborons avec la PHMSA pour faire en sorte que toutes les évaluations de sécurité soient réalisées avant de remettre ce tronçon en exploitation.

Mise à jour sur le secteur Transport de gaz et services intermédiaires

La société a fait des progrès à plusieurs égards en matière de réglementation qui permettent d'optimiser davantage l'entreprise de base grâce au recouvrement opportun et équitable des coûts par le truchement d'instances tarifaires. À la suite du règlement tarifaire pour Texas Eastern au premier trimestre, la société a obtenu l'approbation par la FERC du règlement incontesté du dossier tarifaire pour le pipeline d'Algonquin Gas Transmission et l'approbation par la Régie du dossier tarifaire incontesté pour le réseau de BC Pipeline durant le deuxième trimestre, un dénouement favorable pour Enbridge et les expéditeurs. La société a de plus entrepris une démarche tarifaire pour East Tennessee Natural Gas et les tronçons américains du pipeline Alliance et du réseau de Maritimes & Northeast Pipeline.

Le 4 mai 2020, une rupture est survenue sur la canalisation 10, une conduite de gaz naturel de 30 pouces qui fait partie du réseau pipelinier de gaz naturel Texas Eastern dans le comté de Fleming, au Kentucky. On n'a rapporté aucun blessé et aucune structure n'a été endommagée par suite de cette rupture. Les équipes de Texas Eastern ont isolé les trois pipelines dans ce corridor dans le cadre de l'intervention initiale et de l'enquête suivant l'incident. La canalisation 25 de 36 pouces a été remise en exploitation. La National Transportation Safety Board, en collaboration avec la PHMSA et Enbridge, fait enquête sur l'incident. Le 1^er juin 2020, la PHMSA a publié une modification de l'ordonnance de mesures correctives du comté de Lincoln visant la rupture survenue dans le comté de Fleming. À titre de précaution, Texas Eastern exécute actuellement des évaluations de l'intégrité conformément à l'ordonnance de mesures correctives et la société se concentre sur une remise en service complète du pipeline avant la saison de chauffage hivernale.

Mise à jour sur le secteur Distribution et stockage de gaz

La société a annoncé aujourd'hui qu'elle allait de l'avant avec des projets de croissance de 0,3 G$ visant le renforcement du réseau dont l'assiette tarifaire est réglementée et l'amélioration de ses installations de stockage non réglementées au carrefour Dawn, en Ontario. Ces projets devraient entrer en service entre 2021 et 2023.

En mai, Enbridge Gas Inc. (« EGI ») a obtenu une décision favorable au sujet de sa requête tarifaire de 2020 déposée auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario. Dans sa décision, cette dernière a approuvé les droits de 2020 et le financement de deux investissements de capitaux supplémentaires distincts au moyen du module de capitaux supplémentaires dont le coût en capital total est de 0,1 G$. Le module de capitaux supplémentaires est un outil de réglementation qui permet le recouvrement du montant des besoins en revenus pour certaines acquisitions d'immobilisations supplémentaires, en sus du financement procuré par les droits approuvés. La requête tarifaire de 2020 vise la deuxième année d'une structure tarifaire incitative d'une période de cinq ans.

La société poursuit la concrétisation de synergies à la suite de la fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited.

Mise à jour sur le secteur Énergie renouvelable

Enbridge possède des participations dans 24 installations en Amérique du Nord et elle détient désormais des participations dans plusieurs projets éoliens extracôtiers en Europe, dont certains sont en voie d'aménagement et d'autres, en exploitation. En juin 2020, la société a annoncé qu'elle allait de l'avant avec le parc éolien extracôtier de Fécamp, situé au large de la côte nord-ouest de la France. Cette installation d'une capacité de 500 MW comporte 71 éoliennes et l'électricité qu'elle produira permettra de répondre aux besoins énergétiques de 770 000 personnes chaque année.

Enbridge détient une participation de 35 % dans le projet (17,9 % après la réalisation de l'opération avec Investissements RPC dont il est question ci-après) et ses partenaires, EDF Renouvelables et wpd, détiennent la participation restante. Le coût en capital total du projet est évalué à 2 G€, dont la majeure partie sera financée par un emprunt sans recours lié au projet. Ce dernier s'appuie sur une entente d'achat d'électricité à prix fixe d'une durée de 20 ans conclue avec l'État français. La mise en service du projet est prévue pour 2023.

Au premier trimestre, Enbridge a annoncé la conclusion d'ententes aux termes desquelles 49 % de la participation de l'entité qui détient la participation de 50 % d'Enbridge dans Éolien Maritime France SAS (« EMF ») seront vendus à Investissements RPC. Le placement de la société dans Fécamp est détenu par le truchement de sa participation dans EMF. La clôture de la transaction est assujettie aux approbations réglementaires habituelles et devrait avoir lieu au quatrième trimestre de 2020.

SITUATION FINANCIÈRE SOLIDE ET MODÈLE D'AUTOFINANCEMENT PAR CAPITAUX PROPRES INTACT

À la fin du deuxième trimestre, la situation financière de la société était solide; elle disposait de liquidités supérieures à 14 G$ après avoir réalisé son plan de financement de 2020. Le modèle d'autofinancement par capitaux propres est intact et le ratio de la dette sur le BAIIA devrait demeurer à un taux bien à l'intérieur de la fourchette cible de 4,5 fois à 5,0 fois pour l'exercice complet.

La société continue d'obtenir du financement par emprunt à des taux favorables. Le produit a été affecté principalement à la réduction de la dette et au financement partiel de nouveaux projets d'investissement.

En mai, la société a réuni sur les marchés financiers canadiens 1,3 G$ dans le cadre d'un placement en deux tranches de billets à échéance de cinq ans et de sept ans à un coupon moyen pondéré de 2,65 %. Postérieurement au deuxième trimestre, Enbridge a en outre mobilisé un montant additionnel de 1,0 G$ US par l'émission de billets subordonnés hybrides d'une durée de 60 ans sur les marchés financiers américains. Ces billets hybrides sont traités à 50 % comme des capitaux propres par les agences d'évaluation du crédit, ce qui rehausse la solidité financière de la société.

Vers la fin juillet, la société a renégocié avec succès et prolongé jusqu'en juillet 2021 des facilités de crédit renouvelables d'un montant d'environ 10 G$ qui échoient à 364 jours, avec l'option d'en reporter l'échéance jusqu'en juillet 2022.

Les mesures susmentionnées permettent à la société de financer tous ses projets d'investissement et les titres d'emprunt arrivant à échéance jusqu'à la fin de 2021 advenant qu'il soit impossible d'avoir accès aux marchés des capitaux.

CHANGEMENTS AU SEIN DE LA HAUTE DIRECTION

La société annonce que le vice-président directeur et chef du développement, John Whelen, prendra sa retraite en date du 31 octobre. Au cours des 28 dernières années, M. Whelen, qui a occupé plusieurs postes de direction dans les fonctions Finance et Expansion de l'entreprise, a joué un rôle central dans la croissance et l'évolution d'Enbridge. De 2014 à 2019, M. Whelen a occupé le poste de chef des finances, dans le cadre duquel il a supervisé la conception financière et l'exécution de plusieurs opérations de financement et d'investissement marquantes, notamment l'acquisition de Spectra par Enbridge pour 37 G$.

« John a joué un rôle clé en aidant à bâtir les assises financières d'Enbridge et en jetant les bases de la croissance et du succès de notre société », a déclaré le président et chef de la direction, Al Monaco. « Il laisse un héritage durable à Enbridge, et nous lui souhaitons, à lui et à sa famille, le meilleur pour l'avenir. »

Le poste de M. Whelen sera comblé par des membres actuels de notre équipe de direction. Matthew Akman continuera à assumer son rôle de vice-président principal, Stratégie et énergie, et Allen Capps verra ses responsabilités au sein de la fonction Expansion de l'entreprise élargies pour englober les activités de commercialisation d'énergie et devient vice-président principal, Expansion de l'entreprise et services énergétiques. M. Akman et M. Capps, à compter du 15 septembre, relèveront directement d'Al Monaco, président et chef de la direction.

RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME 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 deuxième trimestre de 2020.

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

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 340		1 992		3 190		4 064
Transport de gaz et services intermédiaires	950		941		(104)		1 961
Distribution et stockage de gaz	383		390		987		1 052
Production d'énergie renouvelable	163		94		283		218
Services énergétiques	(99)		221		22		227
Éliminations et divers	261		107		(705)		355
BAIIA	3 998		3 745		3 673		7 877
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 647		1 736		218		3 627
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 416		2 494		5 225		4 670

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 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 744		1 766		3 663		3 495
Transport de gaz et services intermédiaires	975		936		2 072		1 976
Distribution et stockage de gaz	406		390		1 015		1 083
Production d'énergie renouvelable	150		100		268		223
Services énergétiques	86		88		73		264
Éliminations et divers	(49)		(72)		(16)		(64)
BAIIA ajusté^1,3	3 312		3 208		7 075		6 977
Investissements de maintien	(135)		(269)		(339)		(448)
Charge d'intérêts^1	(709)		(662)		(1 420)		(1 346)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(134)		(53)		(242)		(211)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(88)		(54)		(164)		(100)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du
bénéfice des satellites^1	210		189		282		283
Dividendes sur les actions privilégiées	(94)		(96)		(190)		(191)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	81		33		132		86
Autres ajustements hors trésorerie	(6)		14		9		18
FTD^3	2 437		2 310		5 143		5 068
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 019		2 018		2 019		2 017

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

Les FTD du deuxième trimestre de 2020 ont augmenté de 127 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2019. Les principaux facteurs de cette augmentation d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

• Croissance du BAIIA ajusté attribuable au taux d'utilisation élevé de nos gazoducs et services publics, au bénéfice supplémentaire découlant des règlements tarifaires positifs pour Texas Eastern, à l'apport des nouveaux actifs mis en service tout au long de 2019 et au premier trimestre de 2020 et au bénéfice du secteur Services énergétiques tiré des occasions de stockage favorables. Ces facteurs positifs ont été atténués en partie par le recul du bénéfice du secteur Oléoducs en raison de la baisse du débit sur le réseau principal liée à la COVID-19 et par l'absence de l'apport des installations sous réglementation fédérale de notre entreprise canadienne de collecte et de traitement du gaz naturel, qui a été vendue le 31 décembre 2019. Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs d'activité, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur.
• Diminution des investissements de maintien en raison de l'échéancier des décaissements dans le contexte des restrictions de déplacement liées à la COVID-19.
• 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.
• Augmentation des impôts exigibles en raison de de la moajoration du taux d'imposition minimum aux États-Unis et du moment de la comptabilisation de l'incidence de récentes modifications de la loi fiscale canadienne entrées en vigueur au deuxième semestre de 2019.
• Accroissement de l'excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du bénéfice des satellites en raison du calendrier des distributions et des nouveaux actifs mis en service, y compris le pipeline de pétrole brut Gary Oak et le projet éolien extracôtier Hohe See, annulé en partie par une réduction de 50 % des distributions de DCP Midstream, LP (« DCP Midstream »).

BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^2	3 312		3 208		7 075		6 977
Amortissement	(949)		(842)		(1 831)		(1 682)
Charge d'intérêts^1	(695)		(643)		(1 391)		(1 311)
Impôts sur les bénéfices^1	(404)		(279)		(855)		(767)
Participations ne donnant pas le contrôle^1	(37)		1		(7)		(37)
Dividendes sur les actions privilégiées	(94)		(96)		(190)		(191)
Bénéfice ajusté^2	1 133		1 349		2 801		2 989
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,56		0,67		1,39		1,48

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 diminué de 216 M$ et le bénéfice ajusté par action a reculé de 0,11 $ par rapport au premier trimestre de 2019. La croissance du BAIIA 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, principalement sur la canalisation 3 au Canada entrée en service en décembre 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, contrebalancée en partie par les taux inférieurs sur la dette à court terme et les billets à long terme nouvellement émis.
• Augmentation de l'impôt sur les bénéfices attribuable surtout à la majoration du taux d'impôt minimum aux États-Unis et au moment de la comptabilisation de l'incidence de récentes modifications de la loi fiscale canadienne entrées en vigueur au deuxième semestre de 2019.

 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 entre le dollar américain et le dollar canadien au deuxième trimestre de 2020 (1,39 $ CA/$ US) supérieur à celui de la période correspondante de 2019 (1,34 $ CA/$ US).

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2020		2019			2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal^1	969		950			2 076		1 914
Réseau régional des sables bitumineux	199		203			410		430
Réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent	257		265			501		481
Autres^2	319		348			676		670
BAIIA ajusté^3	1 744		1 766			3 663		3 495
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^4	2 439		2 661			2 641		2 689
Réseau régional des sables bitumineux^5	1 399		1 818			1 632		1 785
Tarif international conjoint (« TIC »)^6	4,21	$	4,15	$		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 deuxième trimestre de 2020 était de 1,17 $ CA/$ US (1,19 $ CA/$ US pour le deuxième 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 accusé un recul de 22 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2019, principalement en raison des facteurs suivants :

• Réduction de l'apport du réseau principal compte tenu de la baisse des taux d'utilisation, soit une diminution de 222 kb/j du débit moyen hors Gretna, en raison de l'incidence de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits connexes. Ce recul a été largement compensé par la hausse des droits repères aux termes du TIC et l'apport du programme de remplacement de la canalisation 3 (« L3R ») au Canada mis en service le 1^er décembre 2019 assorti de droits supplémentaires provisoires de 0,20 $ US le baril sur les volumes expédiés sur le réseau principal.
• Apport constant du réseau régional des sables bitumineux malgré la baisse des volumes de livraison, ce qui s'explique principalement par les ententes contractuelles d'achat ferme conclues pour la majeure partie des actifs.
• Apport légèrement inférieur du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant du recul, d'une période à l'autre, du débit du réseau pipelinier de pétrole brut Seaway en raison de l'incidence de la COVID-19 sur la demande sur la côte américaine du golfe du Mexique et de la réduction du débit du pipeline Flanagan Sud.
• Baisse pour le poste « Autres » compte tenu du débit inférieur du réseau pipelinier Bakken attribuable à l'incidence des prix moins élevés et de la COVID-19 sur l'offre et la demande de pétrole et de produits connexes.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis^1	791		672		1 655		1 417
Transport de gaz au Canada^1	105		164		243		352
Secteur intermédiaire aux États-Unis	35		51		80		103
Autres	44		49		94		104
BAIIA ajusté^2	975		936		2 072		1 976

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 39 M$ par rapport au deuxième 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 de Texas Eastern découlant du règlement tarifaire récent ainsi que de l'apport du projet de Stratton Ridge et de la deuxième phase du projet Atlantic Bridge, dont la mise en service a eu lieu respectivement au troisième et au quatrième trimestre de 2019, annulée en partie par l'accroissement des frais d'exploitation.
• Baisse du BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz au Canada qui s'explique avant tout par l'absence d'apport 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 et d'Aux Sable a diminué compte tenu, respectivement, de l'amenuisement du différentiel de base AECO-Chicago et de la baisse des prix des marchandises se répercutant sur les marges de fractionnement.

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	385		373		959		1 015
Autres	21		17		56		68
BAIIA ajusté^1	406		390		1 015		1 083
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	351		340		989		1 059
Nombre de clients actifs (en milliers)^2					3 750		3 723
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	606		593		2 333		2 639
Prévisions fondées sur le volume en présence de températures normales^4	516		516		2 439		2 438

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

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième 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 des températures plus chaudes ou plus froides que la normale sur les volumes acheminés.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz a augmenté de 16 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2019, principalement pour les raisons suivantes :

• Températures inférieures à la normale dans les zones de desserte, ce qui a accru le taux d'utilisation. Comparativement aux prévisions prises en compte dans les tarifs, les températures moins élevées au deuxième trimestre de 2020 ont eu sur le BAIIA une incidence favorable d'environ 22 M$ (environ 19 M$ au deuxième trimestre de 2019).
• Hausse des produits tirés de la distribution découlant de l'augmentation des tarifs et de l'élargissement de la clientèle ainsi que des synergies réalisées dans le cadre de la fusion d'Enbridge Gas Distribution Inc. et d'Union Gas Limited.

Les facteurs commerciaux positifs ci-dessus ont été en partie annulés par l'absence de bénéfice d'Enbridge Gaz Nouveau-Brunswick et de St. Lawrence Gas Company, Inc. en 2020, ces sociétés ayant été vendues le 1^er octobre 2019 et le 1^er novembre 2019, respectivement.

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	150		100		268		223

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

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a augmenté de 50 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2019, ce qui s'explique avant tout par ce qui suit :

• Ressources éoliennes plus fortes aux installations éoliennes aux États-Unis.
• Apport du projet éolien extracôtier Hohe See, qui est devenu entièrement opérationnel en octobre 2019, et de l'agrandissement d'Albatros, dont l'entrée en service a eu lieu en janvier 2020.
• Remboursements reçus par certaines centrales éoliennes au Canada à la suite du changement de l'exploitant.

Ces facteurs ont été en partie annulés par la hausse des coûts de réparation à certaines installations éoliennes aux États-Unis.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	86		88		73		264

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

Le BAIIA du secteur Services énergétiques a diminué de 2 M$ comparativement au deuxième trimestre de 2019 en raison de la compression 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; ce recul a été atténué en partie par les occasions de stockage favorables.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin				Semestres clos les 30 juin
	2020		2019		2020		2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	29		(11)		108		52
Règlements de couvertures de change réalisés	(78)		(61)		(124)		(116)
BAIIA ajusté^1	(49)		(72)		(16)		(64)

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

Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour cette unité reflète le coût des services centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour la prestation de ces services. De plus, comme il a déjà été précisé, le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité est converti aux taux de change moyens du trimestre. L'effet de compensation des règlements effectués aux termes du programme de couverture 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 23 M$ comparativement au deuxième 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 en raison des mesures de compression des coûts ainsi que du calendrier de recouvrement de certains frais d'exploitation et d'administration attribuables à un secteur d'exploitation donné;
• Contrebalancée par la hausse des pertes réalisées sur les règlements des contrats de change principalement en raison de l'élargissement de l'écart entre le taux de change moyen de 1,39 $ au deuxième trimestre de 2020 (1,34 $ au deuxième trimestre de 2019) et le taux de couverture de 1,29 $ au deuxième trimestre de 2020 (1,24 $ au deuxième trimestre de 2019).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 29 juillet 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 deuxième 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 5290259#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/ih678xin. 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 5290259#).

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 conseil d'administration de la société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après, payables le 1^er septembre 2020 aux actionnaires inscrits le 14 août 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		0,16779	$
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 13^4		0,19019	$
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 réduit pour passer de 0,25458 $ à 0,16779 $ le 1^er juin 2020 et 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.
4	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 13 a été réduit pour passer de 0,275 $ à 0,19019 $ le 1^er juin 2020, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er juin 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 en construction ainsi que les coûts prévus d'entretien; les dates prévues de mise en service des projets annoncés et des projets en construction; les dépenses d'investissement prévues; 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; le programme de remplacement de la canalisation 3 aux États-Unis; les conduites jumelles de la canalisation 5 et les questions connexes; la canalisation 10 du réseau Texas Eastern; 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 programme de couverture; 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 litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres opérations, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, de l'opinion publique, des modifications apportées aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des modifications aux accords commerciaux, des décisions politiques, des taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, de l'offre et la demande de marchandises et de la pandémie de COVID-19, notamment les risques et incertitudes dont il est question dans le présent document et dans d'autres documents déposés par la société auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États-Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que le plan d'action futur d'Enbridge dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge Inc. est l'une des plus importantes sociétés d'infrastructures énergétiques en Amérique du Nord. Nous livrons en toute sécurité et avec fiabilité l'énergie qui alimente la qualité de vie des gens. Nos principales entreprises englobent le secteur Oléoducs, qui transporte près de 25 % du pétrole brut produit en Amérique du Nord, le secteur Transport de gaz et services intermédiaires, qui achemine environ 20 % du gaz naturel consommé aux États-Unis ainsi que le secteur Distribution et stockage de gaz, qui dessert près de 3,8 millions de clients du marché de détail en Ontario et au Québec, et le secteur Production d'énergie renouvelable, qui produit environ 1 750 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 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 340	1 992	3 190	4 064
Transport de gaz et services intermédiaires	950	941	(104)	1 961
Distribution et stockage de gaz	383	390	987	1 052
Production d'énergie renouvelable	163	94	283	218
Services énergétiques	(99)	221	22	227
Éliminations et divers	261	107	(705)	355
BAIIA	3 998	3 745	3 673	7 877
Amortissement	(949)	(842)	(1 831)	(1 682)
Charge d'intérêts	(681)	(637)	(1 387)	(1 322)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(591)	(436)	(42)	(1 020)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(36)	2	(5)	(35)
Dividendes sur les actions privilégiées	(94)	(96)	(190)	(191)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 647	1 736	218	3 627

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 744	1 766	3 663	3 495
Transport de gaz et services intermédiaires	975	936	2 072	1 976
Distribution et stockage de gaz	406	390	1 015	1 083
Production d'énergie renouvelable	150	100	268	223
Services énergétiques	86	88	73	264
Éliminations et divers	(49)	(72)	(16)	(64)
BAIIA ajusté	3 312	3 208	7 075	6 977
Amortissement	(949)	(842)	(1 831)	(1 682)
Charge d'intérêts	(695)	(643)	(1 391)	(1 311)
Charge d'impôts	(404)	(279)	(855)	(767)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(37)	1	(7)	(37)
Dividendes sur les actions privilégiées	(94)	(96)	(190)	(191)
Bénéfice ajusté	1 133	1 349	2 801	2 989
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,56	0,67	1,39	1,48

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	3 998	3 745	3 673	7 877
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	(1 186)	(424)	770	(1 024)
Variation (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	525	(139)	49	122
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	--
Ajustement des stocks, montant net - Services énergétiques	(340)	6	2	(85)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	268	21	279	65
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	--	159	--
Autres	47	(1)	83	22
Total des éléments d'ajustement	(686)	(537)	3 402	(900)
BAIIA ajusté	3 312	3 208	7 075	6 977
Amortissement	(949)	(842)	(1 831)	(1 682)
Charge d'intérêts	(681)	(637)	(1 387)	(1 322)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(591)	(436)	(42)	(1 020)
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(36)	2	(5)	(35)
Dividendes sur les actions privilégiées	(94)	(96)	(190)	(191)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêts	(14)	(6)	(4)	11
Charge d'impôts sur les bénéfices	187	157	(813)	253
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(1)	(1)	(2)	(2)
Bénéfice ajusté	1 133	1 349	2 801	2 989
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,56	0,67	1,39	1,48

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 744	1 766	3 663	3 495
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	616	227	(450)	570
Perte au titre de la réduction de valeur d'actifs	(13)	(1)	(13)	(1)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(7)	--	(7)	--
Autres	--	--	(3)	--
Total des ajustements	596	226	(473)	569
BAIIA	2 340	1 992	3 190	4 064

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	975	936	2 072	1 976
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)	--
Ajustement du bénéfice des satellites - DCP Midstream	(22)	9	31	(4)
Rétablissement du passif réglementaire au titre de l'ECPIR de Texas Eastern	--	--	(159)	--
Autres	(3)	(4)	12	(11)
Total des ajustements	(25)	5	(2 176)	(15)
Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement	950	941	(104)	1 961

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	406	390	1 015	1 083
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(15)	4	(9)	8
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(8)	(4)	(15)	(39)
Autres	--	--	(4)	--
Total des ajustements	(23)	--	(28)	(31)
BAIIA	383	390	987	1 052

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	150	100	268	223
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	--	1	2	2
Cession - Actifs de transport de la LRMA	13	--	13	--
Autres	--	(7)	--	(7)
Total des ajustements	13	(6)	15	(5)
BAIIA	163	94	283	218

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	86	88	73	264
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(525)	139	(49)	(122)
Ajustement des stocks, montant net	340	(6)	(2)	85
Total des ajustements	(185)	133	(51)	(37)
Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement	(99)	221	22	227

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement	(49)	(72)	(16)	(64)
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	585	192	(313)	444
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	(253)	(17)	(257)	(26)
Autres	(22)	4	(2)	1
Total des ajustements	310	179	(689)	419
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement	261	107	(705)	355

ANNEXE C

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

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2020	2019	2020	2019
(non audité, en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 416	2 494	5 225	4 670
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	91	12	(103)	679
	2 507	2 506	5 122	5 349
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^4	(88)	(54)	(164)	(100)
Dividendes sur les actions privilégiées	(94)	(96)	(190)	(191)
Investissements de maintien^2	(135)	(269)	(339)	(448)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	81	33	132	86
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	268	27	279	71
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^4	176	129	253	190
Autres éléments	(278)	34	50	111
FTD	2 437	2 310	5 143	5 068

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

http://www.enbridge.com