Enbridge Inc. annonce de solides résultats pour le deuxième trimestre de 2019

CALGARY, le 2 août 2019 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers du deuxième trimestre de 2019 et a présenté un compte rendu trimestriel.

POINTS SAILLANTS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2019
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire.)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 1 736 M$ ou 0,86 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 1 071 M$ ou 0,63 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2018; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
  
  
• Bénéfice ajusté de 1 349 M$ ou 0,67 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 1 094 M$ ou 0,65 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2018
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3 208 M$ au deuxième trimestre de 2019, comparativement à 3 165 M$ au deuxième trimestre de 2018
  
  
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2 494 M$ pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 3 344 M$ pour le deuxième trimestre de 2018
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 310 M$ pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 1 858 M$ pour le deuxième trimestre de 2018
  
  
• Confirmation des prévisions de FTD par action se situant entre 4,30 $ et 4,60 $ pour 2019
  
  
• Lancement d'un appel de soumissions pour conclure des ententes de transport garanti par contrat sur le réseau d'oléoducs principal en prévision de l'échéance de l'entente de tarification concurrentielle (« ETC ») en juin 2021
  
  
• Lancement d'un appel de soumissions visant l'augmentation de 50 kb/j du débit du pipeline Express prévue pour le premier trimestre de 2020
  
  
• Annonce de nouveaux projets de croissance garantis de 2 G$ au sein des entreprises de services publics et d'énergie renouvelable
  
  
• Sélection de la société par Venture Global pour desservir son projet de LGN de Plaquemines, en Louisiane, au moyen de l'inversion et du prolongement d'une canalisation latérale du réseau Texas Eastern, sous réserve d'une décision d'investissement définitive positive à l'égard de l'installation de LGN
  
  
• Entrée en service du prolongement Stratton Ridge du réseau principal Texas Eastern d'un montant de 0,2 G$ US
  

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

« Nous sommes très satisfaits d'avoir généré, une fois de plus, de solides résultats financiers et d'exploitation pour le trimestre écoulé, a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. Sur le plan de l'exploitation, tous nos réseaux principaux continuent de fonctionner presque à pleine capacité. Nous avons connu une forte demande de transport de pétrole brut depuis nos réseaux de l'Ouest canadien et de Bakken vers les marchés de la côte américaine du golfe du Mexique, et notre secteur Transport de gaz continue de bénéficier d'une demande élevée. Notre secteur Distribution de gaz en Ontario a connu des volumes élevés durant un deuxième trimestre plus froid que la normale, et nous avons également tiré parti d'occasions d'optimisation intéressantes pour notre secteur Services énergétiques. Fait à noter, nous avons obtenu des projets d'investissement garantis totalisant 2,5 G$ pour tous nos secteurs d'activité, dans le cadre de structures commerciales avantageuses correspondant à notre modèle d'affaires à faible risque axé sur les pipelines et les services publics, qui nous permettront de poursuivre notre croissance au-delà de 2020.

« Notre rendement d'exploitation, allié aux nouveaux projets entrés en service au cours du dernier exercice, s'est traduit par un BAIIA et des FTD records au deuxième trimestre. Par conséquent, nous continuons de nous attendre à des résultats pour l'exercice complet se situant approximativement au milieu de notre fourchette de prévisions de FTD pour 2019, soit entre 4,30 $ et 4,60 $ par action.

« Outre nos solides résultats, nous avons également fait progresser les principales initiatives de chacun de nos secteurs d'activité durant le trimestre. Le secteur Oléoducs a lancé aujourd'hui un appel de soumissions relativement aux services garantis sur le réseau principal. Ce secteur procède également à plusieurs optimisations du réseau principal qui seront achevées plus tard au cours de l'exercice ainsi qu'à l'augmentation du débit du pipeline Express, dont l'entrée en service est prévue pour le début de 2020.

« En ce qui a trait au tronçon américain du programme de remplacement de la canalisation 3, au Minnesota, nous attendons les directives de la Minnesota Public Utilities Commission (« MNPUC ») à l'égard du processus à suivre et des échéances à respecter afin de remédier à un manquement énoncé dans une étude d'impact environnemental et relevé par la Cour d'appel du Minnesota en juin. La MNPUC a fait publiquement part de sa volonté de régler cette situation rapidement, et les organismes étatiques régissant l'émission des permis ont confirmé leur intention de poursuivre le processus d'émission de permis durant cette période, ce que nous voyons d'un bon œil.

« Pour ce qui est du secteur Transport de gaz, nous continuons de faire progresser les discussions au sujet du dossier tarifaire touchant les réseaux Texas Eastern et Algonquin. Sur la côte américaine du golfe du Mexique, nous recherchons activement des occasions de favoriser le développement des services liés aux LGN en tirant parti de nos structures pipelinières déjà présentes dans la région; le fait que nous ayons récemment été sélectionnés par Venture Global pour fournir des services de transport pour son projet de LGN de Plaquemines en Louisiane est un bon exemple de ce type d'occasion.

« Pour le secteur Distribution de gaz, nous avons récemment obtenu deux nouveaux projets d'investissement garantis, totalisant 0,2 G$, afin de renforcer le réseau de distribution au sein de notre zone de desserte actuelle, ce qui nous permettra d'obtenir de solides rendements fondés sur le coût du service. Nous poursuivons également la mise en œuvre d'initiatives d'efficacité à la suite du récent regroupement.

« En ce qui a trait à nos activités de production d'énergie, nous avons annoncé aujourd'hui que nous irons de l'avant avec le premier de nos quatre parcs éoliens extracôtiers en cours d'aménagement en France, que nous détenons en partenariat avec EDF Renouvelables. Le parc éolien extracôtier de Saint-Nazaire d'une capacité de 480 MW se situera au large de la côte nord-ouest de la France. Notre investissement d'un montant brut de 1,8 G$ s'appuie sur une entente d'achat d'électricité à prix fixes correspondant parfaitement à notre modèle d'affaires à faible risque et permettant d'obtenir un rendement des capitaux propres solide. Pour l'avenir, nous voyons un grand potentiel de croissance de nos activités de production d'énergie renouvelable extracôtières en Europe, ce qui favorisera la croissance de la société au-delà de 2020.

« Sur le plan stratégique, les mesures que nous avons prises au cours du dernier exercice pour simplifier et assainir notre bilan ainsi que pour faire la transition vers un modèle d'affaires axé exclusivement sur les pipelines et les services publics ont contribué à réduire les risques auxquels nous faisons face et à nous positionner favorablement pour saisir les occasions qui se présenteront à nous dans l'avenir. Nous continuons de mettre l'accent sur nos principales priorités de l'exercice, notamment, obtenir de solides résultats financiers et d'exploitation, générer des rendements fiables, faire des ajouts à notre portefeuille de projets garantis, maintenir notre santé financière et continuer d'autofinancer nos nouveaux projets de croissance. Afin de favoriser la croissance, nous prévoyons tirer le maximum d'un large éventail d'occasions de croissance interne au sein de nos zones de desserte. Nous croyons que ces initiatives contribueront à maximiser la valeur que nous offrons à nos actionnaires et nous permettront de mettre en œuvre notre proposition attrayante pour les investisseurs.

« Enfin, l'une des canalisations de gaz naturel de notre réseau Texas Eastern près de Danville, au Kentucky, a subi hier une rupture. Il y a eu un décès confirmé, et nous en sommes profondément attristés. Notre première préoccupation concerne les personnes touchées par cet incident et notre priorité est d'assurer la sécurité de la collectivité. Notre équipe est sur place pour leur fournir le soutien et les ressources nécessaires. Par ailleurs, le National Transportation Safety Board est sur les lieux pour mener une enquête et nous soutenons activement son travail. La canalisation touchée ne sera remise en service que lorsqu'elle pourra l'être en toute sécurité. Cet incident nous rappelle avec insistance que la sécurité de nos réseaux est et demeurera toujours notre principale priorité.

« Pour conclure, la société a connu un autre très bon trimestre, et nous sommes très satisfaits de la performance de tous nos secteurs d'activité ainsi que des progrès réalisés à l'égard des principales priorités », a conclu M. Monaco.

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre et du semestre clos le 30 juin 2019 sont résumés dans le tableau ci‑après :

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2019	2018		2019	2018
(non audités, 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	1 736	1 071		3 627	1 516
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,86	0,63		1,80	0,90
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 494	3 344		4 670	6 538
BAIIA ajusté^1	3 208	3 165		6 977	6 571
Bénéfice ajusté^1	1 349	1 094		2 989	2 469
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,67	0,65		1,48	1,47
Flux de trésorerie distribuables^1	2 310	1 858		5 068	4 170
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 018	1 695		2 017	1 690

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

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR a augmenté de 665 M$, ou 0,23 $ par action, pour le deuxième trimestre de 2019 comparativement à la période correspondante de 2018. La comparabilité du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires d'une période à l'autre a subi l'incidence d'un certain nombre de facteurs inhabituels ou peu fréquents, principalement la variation des gains et des pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments dérivés d'une période à l'autre. Une réduction hors trésorerie de la valeur des stocks de pétrole brut et de gaz naturel du secteur Services énergétiques pour la ramener au moindre du coût et de la valeur de marché a atténué l'augmentation du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR.

Le bénéfice ajusté au deuxième trimestre de 2019 a augmenté de 255 M$. Cette hausse est principalement attribuable aux solides résultats d'exploitation d'un grand nombre des unités fonctionnelles de la société ainsi qu'à de nouveaux projets entrés en service vers la fin de 2018, annulée en partie par la perte de l'apport des actifs vendus en 2018. Par action, le bénéfice ajusté a augmenté de 0,02 $ comparativement à la même période en 2018, ce qui rend compte du nombre plus élevé d'actions à la suite de l'acquisition par Enbridge, financée par l'émission d'actions ordinaires, de tous les titres de participation en circulation des entités détenues à titre de promoteur que nous ne détenions pas en propriété véritable au quatrième trimestre de 2018.

Les FTD ont totalisé 2 310 M$ pour le deuxième trimestre, soit une augmentation de 452 M$ par rapport à la période correspondante de 2018, ce qui s'explique principalement par les facteurs énoncés précédemment.

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

MISE À JOUR SUR LES PROJETS GARANTIS

La société a annoncé aujourd'hui qu'elle allait de l'avant avec de nouveaux projets de croissance totalisant 2 G$ pour plusieurs de ses secteurs d'activité. Ces projets, alliés aux projets annoncés au premier trimestre, permettront de prolonger la croissance de la société au‑delà de 2020.

Enbridge Gas Inc. (« EGI ») procédera à des travaux de modernisation et de renforcement de son réseau totalisant 0,2 G$ à Windsor et à Owen Sound, en Ontario. Ces nouveaux projets d'investissement permettront d'obtenir un rendement fondé sur le coût du service aux termes de la structure de tarification incitative nouvellement approuvée. Ces projets devraient entrer en service au quatrième trimestre de 2020.

La société va également de l'avant avec son premier projet éolien extracôtier en France. Le projet de Saint-Nazaire s'appuie sur des ententes d'achat d'électricité à prix fixes d'une durée de 20 ans conclues avec l'État français, assorties d'une protection unique relative à la production d'électricité supplémentaire, permettant d'obtenir un rendement élevé s'appuyant sur un modèle commercial éprouvé. La participation d'Enbridge dans l'entreprise de développement détenue avec EDF Renouvelables est de 50 %. La quote-part de l'investissement total dans le projet qui revient à la société s'établit à 1,8 G$. L'apport en capitaux d'Enbridge s'élèvera à 0,3 G$, le reste de la construction devant être financé au moyen d'un emprunt sans recours lié au projet. L'entrée en service de ce projet est prévue pour la fin de 2022.

En ce qui a trait au secteur Distribution de gaz, bien que cela ne fasse pas partie des projets d'investissement garantis de la société, Enbridge a récemment obtenu les droits de desserte du projet de LGN de Plaquemines de Venture Global, en Louisiane, au moyen de l'inversion et du prolongement, pour un montant de 0,5 G$, d'une canalisation latérale du réseau Texas Eastern, sous réserve d'une décision d'investissement définitive positive relativement à l'installation de LGN.

CONTRATS RELATIFS AU RÉSEAU PRINCIPAL

Le 2 août, après plusieurs mois de consultations et de négociations avec ses expéditeurs, Enbridge a lancé un appel de soumissions visant les services de transport pour son réseau d'oléoducs principal. Une fois le projet de remplacement de la canalisation 3 achevé, la capacité du réseau principal atteindra 3,225 Mb/j, dont un maximum de 2,9 Mb/j par jour seront sous contrats alors que les 325 kb/j restants demeureront en service sans engagement. L'appel de soumissions permettra aux expéditeurs de conclure des contrats à long terme d'accès prioritaire au réseau principal à l'échéance de l'ETC, le 30 juin 2021.

Les principaux éléments de l'appel de soumissions comprennent ce qui suit :

• Structure de contrat d'achat ferme ou fondé sur des exigences
• Durées de 8 à 20 ans assorties d'escomptes sur les volumes plus élevés ou sur les durées plus longues
• Disponibilité d'une capacité de 10 % en tout temps

L'appel de soumissions a été structuré de manière à assurer un processus juste et transparent pour tous les expéditeurs potentiels, y compris les expéditeurs de moindre volume. L'appel de soumissions prendra fin le 2 octobre 2019.

INITIATIVES RELATIVES AU TRANSPORT DE LA PRODUCTION DU BSOC

Vers la fin de 2019, la société s'attend à acheminer un débit supplémentaire de 85 kb/j sur son réseau principal, ce qui se rapproche de la limite supérieure de la fourchette de 50 à 100 kb/j établie antérieurement. Ce débit supplémentaire sera atteint dans le respect de la capacité et des paramètres d'exploitation actuels du réseau de la société grâce à des occasions d'efficacité sur le plan de l'acheminement et de la réception, à l'optimisation des types de qualité du brut et à la récupération de la capacité de la canalisation 4, auparavant planifiée pour le début de 2020. Ensemble, ces initiatives rentables au point de vue des capitaux permettront de répondre au besoin à court terme de transport de la production du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (« BSOC ») de manière efficace sur le plan des coûts.

Le 3 juillet, la société a lancé un appel de soumissions à l'égard de l'augmentation de 50 kb/j du débit du pipeline Express. Cette augmentation permettra d'acheminer des volumes supplémentaires hors du BSOC pour desservir le marché du PADD IV et devrait entrer en service au premier trimestre de 2020.

MISE À JOUR SUR L'EXÉCUTION DES PROJETS

La société dispose dorénavant d'un portefeuille de projets garantis d'environ 19 G$ à diverses étapes d'exécution qui comprend environ 2,5 G$ de projets garantis obtenus depuis le début de l'exercice. Les projets particuliers qui constituent le programme garanti 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.

Au deuxième trimestre, la société a mis en service le prolongement Stratton Ridge du réseau Texas Eastern d'un montant de 0,2 G$ US. Ce projet s'appuie sur des contrats d'achat ferme à long terme et contribue à la stratégie d'augmentation des exportations de LGN de la société vers la côte américaine du golfe du Mexique.

Parmi les projets en cours devant être terminés en 2019, les deux plus importants sont l'investissement de 0,7 G$ US dans le pipeline Gray Oak et l'investissement de 1,1 G$ dans le projet éolien extracôtier HoHe See en Allemagne. Le pipeline Gray Oak devrait être terminé d'ici la fin de l'exercice, et les volumes devraient atteindre la capacité visée au premier trimestre de 2020 en raison du besoin pressant de capacité supplémentaire de transport de pétrole brut hors du bassin permien.

L'exécution du projet HoHe See d'une capacité de 497 MW se poursuit comme prévu, l'électricité ayant commencé à être produite à la mi-juillet, et le projet devant atteindre sa pleine capacité au quatrième trimestre de 2019 alors que les dernières turbines seront raccordées au reste du réseau.

Remplacement de la canalisation 3

Le projet de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$ est un élément important du portefeuille de projets garantis de la société. Il s'agit d'un projet d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal d'Enbridge.

Les travaux de remplacement du tronçon canadien du pipeline sont maintenant pratiquement achevés. Au Wisconsin, la nouvelle canalisation a été mise en service en 2018, et la construction reste à faire pour le reste du tronçon américain, soit au Dakota du Nord, où tous les permis ont essentiellement été obtenus, et au Minnesota. Au Minnesota, le processus d'obtention des permis est en cours auprès de tous les organismes fédéraux et étatiques pertinents, y compris l'U.S. Army Corps of Engineers, le département des Ressources naturelles du Minnesota, l'Agence de contrôle de la pollution du Minnesota et d'autres organismes d'État locaux au Minnesota.

Le 3 juin 2019, la Cour d'appel du Minnesota a rendu une décision sur la détermination de la pertinence par la Minnesota Public Utilities Commission (« MNPUC ») de l'étude d'impact environnemental (« EIE »). Bien qu'elle ait rejeté huit des neuf parties de la décision portées en appel, la Cour d'appel du Minnesota a cerné une question qui l'a incitée à infirmer la détermination de la pertinence. La Cour a ordonné à la MNPUC de réaliser des analyses de modélisation des déversements dans le bassin du lac Supérieur. Le 3 juillet 2019, plusieurs des parties ayant interjeté appel au sujet de l'EIE ont déposé des requêtes auprès de la Cour suprême du Minnesota pour qu'elle examine la décision rendue le 3 juin 2019 par la Cour d'appel du Minnesota. La MNPUC et Enbridge ont réagi à ces requêtes le 23 juillet 2019, et la Cour suprême du Minnesota doit déterminer s'il y a lieu ou non de procéder à un examen supplémentaire d'ici le 3 septembre 2019.

En ce qui a trait aux permis environnementaux, la modélisation des déversements exigée par la Cour d'appel est une exigence pour finaliser d'autres permis délivrés par l'État. À l'heure actuelle, d'ici à ce qu'elle reçoive de la MNPUC de l'information supplémentaire sur les délais de réalisation des travaux, Enbridge n'est pas en mesure de déterminer quand elle aura en sa possession tous les permis nécessaires. La MNPUC a indiqué le 3 juillet 2019 son intention de recueillir des commentaires du public et de travailler rapidement pour remédier au manquement énoncé dans l'EIE. De plus, les organismes étatiques régissant l'émission des permis ont confirmé leur intention de poursuivre le processus d'émission des permis parallèlement au processus de la MNPUC. La société s'attend à recevoir de l'information de la MNPUC au sujet du processus et des échéances mis à jour, après quoi les organismes régissant l'émission des permis devraient ajuster leur échéancier en fonction du processus de la MNPUC.

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 le remplacement des tronçons combinés de la canalisation 3. Cependant, 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.

MISE À JOUR SUR LE PROCESSUS RÉGLEMENTAIRE VISANT LE TRANSPORT DE GAZ

L'une des priorités stratégiques de la société est d'assurer des rendements opportuns et justes pour les immobilisations existantes et nouvelles sur les réseaux de transport de gaz naturel de la société aux États‑Unis. Enbridge continue de travailler activement avec la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») et avec les clients et les intervenants pour faire avancer les dossiers tarifaires et les discussions visant un règlement à l'égard des réseaux Texas Eastern, Algonquin et East Tennessee. En ce qui a trait au réseau Texas Eastern, les discussions se poursuivent, et il est prévu qu'un règlement négocié sera obtenu ou qu'une demande d'appel sera déposée relativement au dossier tarifaire. Dans un cas comme dans l'autre, la voie à suivre pour arriver à une solution devrait être déterminée avant la fin de l'exercice. La société a également entamé un début de discussions tarifaires avec les clients du réseau Algonquin en vue d'arriver à un règlement préétabli pour ce réseau. Enfin, en ce qui concerne le réseau East Tennessee, une entente de règlement a été déposée le 23 mai 2019 et une ordonnance de la FERC est attendue sous peu.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

En 2018, Enbridge a conclu des ententes visant la vente d'actifs non essentiels de plus de 7,8 G$. Le produit de la vente de ces actifs a procuré à la société une souplesse financière beaucoup plus grande pour assainir davantage son bilan et autofinancer son programme de croissance garanti, qui comprend de nouveaux projets garantis de 2 G$ au deuxième trimestre. Au 30 juin 2019, le ratio dette consolidée/BAIIA de la société était de 4,6 fois pour les 12 derniers mois. Ce ratio respecte amplement les paramètres de crédit à long terme révisés de la société, soit un ratio dette/BAIIA se situant entre 4,5 fois et 5,0 fois.

Le retard dans l'entrée en service de la nouvelle canalisation 3 initialement prévue pour la fin de 2019 ne devrait pas avoir d'incidence significative sur les ratios d'endettement. Bien que toute future réduction de la dette de la société en deçà des paramètres de crédit visés - en l'absence de tout nouvel investissement - puisse s'écarter légèrement de ce qui était prévu, les paramètres de crédit devraient aisément se situer dans la fourchette de prévisions à long terme de la société.

RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2019

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 2019.

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
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	1 992	1 322	4 064	2 478
Transport de gaz et services intermédiaires	941	1 014	1 961	1 140
Distribution de gaz	390	370	1 052	1 006
Production et transport d'énergie renouvelable	94	126	218	235
Services énergétiques	221	35	227	204
Éliminations et divers	107	(118)	355	(397)
BAIIA	3 745	2 749	7 877	4 666
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 736	1 071	3 627	1 516
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 494	3 344	4 670	6 538

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, non récurrents et hors exploitation, ce qui permet à la direction et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance de la société d'une période à l'autre en fonction de la normalisation des éléments qui ne sont pas représentatifs de la performance commerciale sous-jacente. Ces données sont présentées dans les tableaux ci‑après. Les rapprochements du BAIIA, du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire 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
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 766	1 629	3 495	3 256
Transport de gaz et services intermédiaires	936	1 032	1 976	2 078
Distribution de gaz	390	369	1 083	1 015
Production et transport d'énergie renouvelable	100	125	223	264
Services énergétiques	88	62	264	84
Éliminations et divers	(72)	(52)	(64)	(126)
BAIIA ajusté^1,3	3 208	3 165	6 977	6 571
Investissements de maintien	(269)	(294)	(448)	(459)
Charge d'intérêts^1	(662)	(703)	(1 346)	(1 355)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1	(53)	(82)	(211)	(157)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(54)	(306)	(100)	(599)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1	189	114	283	177
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(87)	(191)	(174)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	33	28	86	104
Autres ajustements hors trésorerie	14	23	18	62
FTD^3	2 310	1 858	5 068	4 170
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 018	1 695	2 017	1 690

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	Un rapprochement du BAIIA ajusté et des FTD se trouve en annexe au présent communiqué

Les FTD du deuxième trimestre de 2019 ont augmenté de 452 M$ comparativement à ceux du trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de cette croissance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

• Augmentation du BAIIA ajusté principalement attribuable au solide rendement d'exploitation et à l'apport accru des nouveaux projets mis en service, contrebalancée en partie par l'absence d'apport des actifs non essentiels vendus en 2018. Pour un complément d'information sur le rendement des secteurs d'activité, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur ci-après.
• Baisse des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables à la suite du rachat par Enbridge des titres détenus par le public des entités détenues à titre de promoteur au quatrième trimestre de 2018.
• Hausse des distributions sur les titres de participation en excédent de la quote-part du bénéfice des satellites, attribuable à une solide performance et à la mise en service de nouvelles participations dans des satellites.
• Baisse des coûts de financement attribuable à la diminution de la charge d'intérêts grâce à l'affectation du produit de la vente d'actifs non essentiels au dernier exercice à la réduction de la dette, annulée en partie par l'augmentation des émissions de titres de créance et de titres hybrides au cours de la même période.
• Baisse des investissements de maintien en raison de l'échéancier des décaissements pour dépenses de maintien en 2019.
• Diminution des impôts exigibles en raison du moment de la comptabilisation de l'incidence de récentes modifications de la loi fiscale canadienne entrant en vigueur au deuxième semestre de 2019.

BÉNÉFICE AJUSTÉ	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^2	3 208	3 165	6 977	6 571
Amortissement	(842)	(829)	(1 682)	(1 653)
Charge d'intérêts^1	(643)	(677)	(1 311)	(1 299)
Impôts sur les bénéfices^1	(279)	(233)	(767)	(489)
Participations ne donnant pas le contrôle et
participations ne donnant pas le contrôle rachetables^1	1	(243)	(37)	(483)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(89)	(191)	(178)
Bénéfice ajusté^2	1 349	1 094	2 989	2 469
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,67	0,65	1,48	1,47

1  Ces montants sont présentés déduction faite des éléments d'ajustement

2  Un rapprochement du BAIIA ajusté et du bénéfice ajusté se trouve en annexe au présent communiqué

Le bénéfice ajusté a augmenté de 255 M$ au deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. 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, lesquels sont expliqués à la rubrique Flux de trésorerie distribuables. D'autres facteurs de variation notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

• Augmentation de la charge d'amortissement en raison de la mise en service de nouveaux actifs, déduction faite de la charge d'amortissement qui n'est plus comptabilisée pour les actifs ayant été classés comme détenus en vue de la vente ou ayant été vendus en 2018.
• Baisse des coûts de financement en raison de la diminution de la charge d'intérêts attribuable au remboursement de la dette depuis le deuxième semestre de 2018, contrebalancée en partie par l'augmentation des émissions de titres de créance et de titres hybrides au cours de la même période.
• Hausse de la charge d'impôts attribuable en partie à l'accroissement du bénéfice avant impôts et à l'augmentation du taux d'imposition effectif. L'augmentation d'une période à l'autre du taux d'imposition effectif s'explique en partie par le rachat des sociétés en commandite principales aux États‑Unis, Enbridge Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP, ce qui a donné lieu à l'imposition de la société sur la totalité plutôt que sur sa quote‑part de leurs bénéfices.
• Baisse du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle à la suite du rachat par Enbridge des titres détenus par le public des entités détenues à titre de promoteur au moyen d'opérations distinctes au quatrième trimestre de 2018.

Le bénéfice ajusté par action du deuxième trimestre de 2019 a augmenté de 0,02 $ par rapport à celui du deuxième trimestre de 2018. Par action, l'augmentation du bénéfice ajusté susmentionnée a été atténuée par l'émission d'environ 297 millions d'actions ordinaires pour acquérir, dans le cadre d'opérations distinctes, tous les titres en capitaux propres en circulation des entités détenues à titre de promoteur qu'Enbridge ne détient pas en propriété véritable au quatrième trimestre de 2018.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti à un taux de change moyen plus élevé entre le dollar américain et le dollar canadien au deuxième trimestre de 2019 (1,34 $ CA/$ US) comparativement à la période correspondante de 2018 (1,29 $ 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
	2019		2018		2019		2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Réseau principal^1	950		956		1 914		1 898
Réseau régional des sables bitumineux	203		207		430		428
Réseau de la côte du golfe du Mexique et du
milieu du continent	265		161		481		339
Autres^2	348		305		670		591
BAIIA ajusté^3	1 766		1 629		3 495		3 256
Données d'exploitation (livraisons moyennes -
en milliers de b/j)
Réseau principal - volume hors Gretna^4	2 661		2 636		2 689		2 631
Réseau régional des sables bitumineux^5	1 818		1 719		1 785		1 751
Tarif international conjoint (« TIC »)^6	4,15	$	4,07	$	4,15	$	4,07	$

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	Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve 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 les résultats du tronçon canadien du réseau principal pour le deuxième trimestre de 2019 était de 1,19 $ US (1,26 $ US au deuxième trimestre de 2018).
	Les résultats du tronçon américain du réseau principal sont visés par la conversion des devises à l'instar des autres entreprises de la société établies aux États‑Unis, dont les résultats sont convertis au taux moyen sur le marché au comptant pour une période donnée. L'exposition à la conversion du dollar américain est en partie couverte par le programme de gestion du risque financier qui s'applique à l'échelle de la société. Les règlements d'instruments de couverture compensatoires sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 137 M$ pour le deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

• BAIIA tiré du réseau principal reflétant la hausse du débit, découlant de l'offre élevée et du maintien des initiatives d'optimisation du réseau ainsi que de la hausse du TIC d'une période à l'autre. Toutefois, cette augmentation du BAIIA a été plus qu'annulée par la baisse du taux de change sur les contrats utilisés pour couvrir les produits du tronçon canadien du réseau principal libellés en dollars américains.
• Croissance de l'apport du réseau de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent découlant de l'augmentation des volumes pour les pipelines de Flanagan Sud et Seaway en raison du réacheminement de volumes vers la côte américaine du golfe du Mexique à la suite d'arrêts d'exploitation de raffineries du marché PADD II.
• Augmentation dans l'unité Autres principalement attribuable au débit élevé sur le réseau pipelinier Bakken.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
US Gas Transmission	645	668	1 363	1 318
Transport de gaz au Canada^1	191	245	406	526
Secteur intermédiaire aux États-Unis	51	86	103	168
Autres	49	33	104	66
BAIIA ajusté^2	936	1 032	1 976	2 078

1	Le poste « Transport de gaz au Canada » comprend Alliance Pipeline, dont les résultats étaient antérieurement comptabilisés séparément.
2	Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent communiqué.

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a diminué de 96 M$ au deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

• Baisse du BAIIA ajusté d'US Gas Transmission en raison de dépenses d'intégrité plus élevées que prévu devant s'échelonner sur le reste de l'exercice, contrebalancée en partie par des apports accrus des nouveaux pipelines mis en service vers la fin de 2018, y compris Valley Crossing.
• BAIIA des activités de transport de gaz au Canada d'une période à l'autre rendant compte de l'absence de l'apport de l'entreprise canadienne de collecte et de traitement de gaz naturel assujettie à la réglementation provinciale, qui a été vendue le 1^er octobre 2018. La vente du reste des actifs réglementés par l'Office national de l'énergie devrait se conclure au second semestre de 2019.
• BAIIA ajusté du secteur intermédiaire aux États‑Unis reflétant principalement l'absence du BAIIA de Midcoast Operating, L.P., dont la vente a eu lieu le 1^er août 2018.
• Croissance du BAIIA ajusté du poste « Autres » attribuable aux apports de Big Foot Oil et des gazoducs extracôtiers, mis en service en 2018.

DISTRIBUTION DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Inc. (« EGI »)	373	354	1 015	926
Autres	17	15	68	89
BAIIA ajusté^1	390	369	1 083	1 015
Données d'exploitation
EGI
Volumes (en milliards de pieds cubes)	340	350	1 059	1 019
Nombre de clients actifs (en milliers)^2			3 723	3 679
Degrés-jours de chauffage^3
Chiffres réels	593	557	2 639	2 457
Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale^4	516	517	2 438	2 437

1	Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent communiqué.
2	Nombre de clients actifs à la fin de la période de présentation.
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	Conformément à la méthodologie approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.

Enbridge Gas Distribution et Union Gas ont fusionné le 1^er janvier 2019. La société issue de la fusion porte la dénomination Enbridge Gas Inc. (« EGI »). À la suite de la fusion, les résultats financiers d'EGI rendent compte du rendement cumulé des deux sociétés de services publics remplacées.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé aux premier et quatrième trimestres en raison de la consommation de volumes supérieurs durant la saison de chauffage et moins élevé au troisième trimestre puisque les volumes sont généralement inférieurs 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 au cours d'un trimestre donné.

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution de gaz a augmenté de 21 M$ au deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

• Bénéfice accru de 4 M$ en raison des températures plus froides dans les zones de desserte d'EGI au deuxième trimestre de 2019 qui ont donné lieu à une consommation accrue comparativement à 2018, et coûts de distribution plus élevés du fait notamment des augmentations des tarifs de distribution et de l'accroissement de la clientèle.
• BAIIA avantagé d'environ 19 M$ par les températures plus froides au deuxième trimestre de 2019 comparativement aux prévisions de températures normales prises en compte dans les tarifs.

PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	100	125	223	264

1  Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent communiqué

Le BAIIA ajusté du secteur Production et transport d'énergie renouvelable a diminué de 25 M$ au deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

• Ressources éoliennes plus faibles, principalement aux parcs éoliens aux États‑Unis, et rayonnement solaire plus faible sur les installations d'énergie solaire de la société.
• Ces incidences ont été en partie annulées par l'apport plus élevé du projet éolien extracôtier Rampion et par le meilleur rendement d'exploitation de certains parcs éoliens au Canada.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	88	62	264	84

1   Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent communiqué

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 26 M$ au deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre se résument comme suit :

• Augmentation de l'apport au BAIIA des installations de pétrole brut du secteur Services énergétiques attribuable à l'élargissement de certains différentiels d'emplacement et de qualité au second semestre de 2018 et au premier trimestre de 2019, ce qui a rehaussé les possibilités de dégager les marges bénéficiaires sur les services de transport réalisées aux premier et deuxième trimestres de 2019.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Exploitation et administration	(11)	1	52	(31)
Règlements de couvertures de change réalisés	(61)	(53)	(116)	(95)
Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement^1	(72)	(52)	(64)	(126)

1    Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe au présent communiqué

Les charges d'exploitation et d'administration attribuables à cette unité englobent le coût des services centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), déduction faite des montants recouvrés auprès d'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.

La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement de l'unité Éliminations et divers a diminué de 20 M$ au deuxième trimestre de 2019 par rapport au trimestre correspondant de 2018. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont résumés ci‑après :

• Hausse des charges d'administration et d'exploitation en 2019 en raison du moment du recouvrement de certaines charges d'administration et d'exploitation attribuées aux secteurs d'activité en 2018.
• Pertes plus élevées réalisées sur les règlements de couverture du change principalement attribuables à la hausse du montant nominal des dérivés de change, contrebalancées en partie par le rétrécissement de l'écart défavorable entre le taux de change moyen de 1,34 $ au deuxième trimestre de 2019 (1,29 $ au deuxième trimestre de 2018) et le taux de couverture au deuxième trimestre de 2019 de 1,24 $ (1,16 $ au deuxième trimestre de 2018).

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 2 août 2019 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 2019. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 877 930-8043, ou le 253 336-7522 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord ainsi que le code d'accès 8543168#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/mmc/p/jiy5jnxx. 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 855 859-2056, ou le 404 537-3406 en Amérique du Nord ou à l'extérieur de l'Amérique du Nord (code d'accès 8543168#).

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.

INFORMATION PROSPECTIVE
Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur la société, 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 : 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; la vigueur et la souplesse financières; les attentes quant aux sources de liquidités et à la suffisance des ressources financières; les paramètres de crédit et le niveau de la dette par rapport au BAIIA prévus; le coût du capital prévu et 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 exigences de financement par capitaux propres prévues à l'égard de notre programme de croissance garanti sur le plan commercial; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues, y compris les plans d'optimisation; la capacité prévue des coentrepreneurs de la société à terminer et à financer les projets en construction; la conclusion prévue et le moment prévu des acquisitions et des cessions; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation et les tribunaux; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les attentes quant à l'incidence des opérations, y compris les opérations réalisées en vue de simplifier notre structure organisationnelle; le lancement envisagé d'appels de soumissions, y compris les conditions et les échéances de ceux-ci; les discussions et les dépôts de dossiers de droits de péage et de tarifs; et la croissance des dividendes et les versements prévus de dividendes.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous‑entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel (« LGN ») et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN et de l'énergie renouvelable; 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; la réussite des plans d'intégration; l'incidence de notre politique de versement de dividendes sur les flux de trésorerie futurs de la société; 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 et les taux d'intérêt 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.

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, du rendement de l'exploitation, de notre politique en matière de versement de dividendes, des paramètres de la réglementation, des modifications de la réglementation régissant notre entreprise, des acquisitions et des cessions, des litiges, 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 taux de change, des taux d'intérêt, des prix des marchandises, des décisions politiques et de l'offre et la demande des marchandises, notamment les risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué 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 les secteurs des services publics et de production d'énergie, qui desservent près de 3,7 millions de clients du marché de détail en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick et produisent environ 1 600 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.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 1^er août 2019, le conseil d'administration de la société a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er septembre 2019 aux actionnaires inscrits le 15 août 2019.

	Dividende par action
Actions ordinaires	0,73800 $
Actions privilégiées, série A	0,34375 $
Actions privilégiées, série B	0,21340 $
Actions privilégiées, série C^1	0,25647 $
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^2	0,27369 $
Actions privilégiées, série R^3	0,25456 $
Actions privilégiées, série 1	0,37182 $	US
Actions privilégiées, série 3	0,25000 $
Actions privilégiées, série 5^4	0,33596 $	US
Actions privilégiées, série 7^5	0,27806 $
Actions privilégiées, série 9	0,27500 $
Actions privilégiées, série 11	0,27500 $
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 payé sur les actions de série C a été réduit pour passer de 0,25459 $ à 0,25395 $ le 1^er mars 2019, puis majoré pour passer de 0,25395 $ à 0,25647 $ le 1^er juin 2019, en raison de la refixation du taux de dividende trimestriel après la date d'émission des actions privilégiées de série C
2	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série P a été majoré pour passer de 0,25000 $ à 0,27369 $ le 1^er mars 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er mars 2019 et tous les cinq ans par la suite
3	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série R a été majoré pour passer de 0,25000 $ à 0,25456 $ le 1^er juin 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er juin 2019 et tous les cinq ans par la suite
4	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 5 a été majoré pour passer de 0,27500 $ US à 0,33596 $ US le 1^er mars 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er mars 2019 et tous les cinq ans par la suite
5	Le dividende trimestriel par action payé sur les actions de série 7 a été majoré pour passer de 0,27500 $ à 0,27806 $ le 1^er mars 2019, en raison de la refixation du taux de dividende annuel le 1^er mars 2019 et tous les cinq ans par la suite

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, non récurrents ou 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, non récurrents ou hors exploitation pris en compte dans le BAIIA ajusté, ainsi que les facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation relatifs à la charge d'amortissement, à la charge d'intérêts, aux impôts sur les bénéfices, aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables 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 et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables, des dividendes sur les actions privilégiées et des investissements de maintien, ainsi que des ajustements pour les facteurs inhabituels, non récurrents ou 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 et des 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 non réalisés liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés touchée 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 et des 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
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	1 992	1 322	4 064	2 478
Transport de gaz et services intermédiaires	941	1 014	1 961	1 140
Distribution de gaz	390	370	1 052	1 006
Production et transport d'énergie renouvelable	94	126	218	235
Services énergétiques	221	35	227	204
Éliminations et divers	107	(118)	355	(397)
BAIIA	3 745	2 749	7 877	4 666
Amortissement	(842)	(829)	(1 682)	(1 653)
Charge d'intérêts	(637)	(690)	(1 322)	(1 346)
(Charge) recouvrement d'impôts	(436)	97	(1 020)	170
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	2	(167)	(35)	(143)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(89)	(191)	(178)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 736	1 071	3 627	1 516

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 766	1 629	3 495	3 256
Transport de gaz et services intermédiaires	936	1 032	1 976	2 078
Distribution de gaz	390	369	1 083	1 015
Production et transport d'énergie renouvelable	100	125	223	264
Services énergétiques	88	62	264	84
Éliminations et divers	(72)	(52)	(64)	(126)
BAIIA ajusté	3 208	3 165	6 977	6 571
Amortissement	(842)	(829)	(1 682)	(1 653)
Charge d'intérêts	(643)	(677)	(1 311)	(1 299)
Impôts sur les bénéfices	(279)	(233)	(767)	(489)
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables	1	(243)	(37)	(483)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(89)	(191)	(178)
Bénéfice ajusté	1 349	1 094	2 989	2 469
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,67	0,65	1,48	1,47

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	3 745	2 749	7 877	4 666
Éléments d'ajustement:
Variation (du gain) de la perte non réalisée liée à la juste valeur d'instruments dérivés	(695)	282	(1 131)	559
Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs	--	10	--	1 067
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	21	29	65	126
Perte de valeur d'actifs de satellites	--	--	--	33
Coûts liés à la monétisation d'actifs	--	20	--	20
Réduction de valeur des stocks au moindre du coût et de la valeur de marché	138	16	144	16
Autres	(1)	59	22	84
Total des éléments d'ajustement	(537)	416	(900)	1 905
BAIIA ajusté	3 208	3 165	6 977	6 571
Amortissement	(842)	(829)	(1 682)	(1 653)
Charge d'intérêts	(637)	(690)	(1 322)	(1 346)
(Charge) recouvrement d'impôts	(436)	97	(1 020)	170
(Bénéfice) perte attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	2	(167)	(35)	(143)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(89)	(191)	(178)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Charge d'intérêt	(6)	13	11	47
Impôts sur les bénéfices	157	(330)	253	(659)
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(1)	(76)	(2)	(340)
Bénéfice ajusté	1 349	1 094	2 989	2 469
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,67	0,65	1,48	1,47

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
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 766	1 629	3 495	3 256
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	227	(275)	570	(573)
Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs - actif détenu en vue de la vente	--	(10)	--	(154)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	--	(2)	--	(28)
Autres	(1)	(20)	(1)	(23)
Total des ajustements	226	(307)	569	(778)
BAIIA	1 992	1 322	4 064	2 478

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	936	1 032	1 976	2 078
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	--	(4)	--	2
Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs - secteur intermédiaire aux États-Unis	--	--	--	(913)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	--	--	--	(7)
Autres	5	(14)	(15)	(20)
Total des ajustements	5	(18)	(15)	(938)
BAIIA	941	1 014	1 961	1 140

DISTRIBUTION DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	390	369	1 083	1 015
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	4	2	8	3
Ajustement à la quote-part du bénéfice des satellites de Noverco Inc	--	--	--	(9)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(4)	(1)	(39)	(3)
Total des ajustements	--	1	(31)	(9)
BAIIA	390	370	1 052	1 006

PRODUCTION ET TRANSPORT D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	100	125	223	264
Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	1	1	2	4
Perte de valeur d'actifs de satellites	--	--	--	(33)
Autres	(7)	--	(7)	--
Total des ajustements	(6)	1	(5)	(29)
BAIIA	94	126	218	235

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	88	62	264	84
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	271	(11)	107	136
Réduction de valeur des stocks en fonction du coût ou de la valeur de marché, selon le moins élevé des deux montants	(138)	(16)	(144)	(16)
Total des ajustements	133	(27)	(37)	120
BAIIA	221	35	227	204

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 30 juin		Semestres clos les 30 juin
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement	(72)	(52)	(64)	(126)
Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	192	5	444	(131)
Coûts liés à la monétisation d'actifs	--	(20)	--	(20)
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(17)	(26)	(26)	(88)
Autres	4	(25)	1	(32)
Total des ajustements	179	(66)	419	(271)
Bénéfice (perte) avant intérêts, impôts et amortissement	107	(118)	355	(397)

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
	2019	2018	2019	2018
(non audités, en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 494	3 344	4 670	6 538
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation^1	12	(978)	679	(1 600)
	2 506	2 366	5 349	4 938
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(54)	(306)	(100)	(599)
Dividendes sur les actions privilégiées	(96)	(87)	(191)	(174)
Investissements de maintien^2	(269)	(294)	(448)	(459)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^3	33	28	86	104
Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	27	38	71	170
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^4	129	75	190	188
Autres éléments	34	38	111	2
FTD	2 310	1 858	5 068	4 170

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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