Enbridge Inc. annonce ses résultats du premier trimestre de 2018

CALGARY, le 10 mai 2018 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers de son premier trimestre de 2018 et a présenté un compte rendu trimestriel.

POINTS SAILLANTS DU PREMIER TRIMESTRE
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, sauf indication contraire.)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 445 M$, soit 0,26 $ par action ordinaire, pour le premier trimestre; les résultats tiennent compte d'un certain nombre de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation
  
  
• Bénéfice ajusté de 1 375 M$, soit 0,82 $ par action ordinaire, pour le premier trimestre de 2018, comparativement à 0,57 $ par action ordinaire pour le premier trimestre de 2017
  
  
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA ») de 3 406 M$ au premier trimestre
  
  
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD ») de 2 312 M$ et rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 3 194 M$ pour le premier trimestre de 2018 comparativement à 1 215 M$ et 1 776 M$ respectivement pour le premier trimestre de 2017
  
  
• Solides rendements d'exploitation dans tous les secteurs, y compris un débit moyen trimestriel record pour le réseau d'oléoducs principal
  
  
• Exécution de nouveaux projets totalisant 7 G$ devant entrer en service en 2018, dont une partie correspondant à 0,8 G $ est entrée en service depuis la fin de l'exercice précédent, y compris la canalisation de pétrole latérale extracôtière Stampede située dans le golfe du Mexique et les canalisations de transport de gaz naturel Wyndwood et High Pine du réseau de la Colombie-Britannique
  
  
• Programme de remplacement de la canalisation 3 en progression au Canada et terminé au Wisconsin; au Minnesota, une juge administrative confirme la nécessité du projet, mais recommande un tracé différent; la décision de la Minnesota Public Utilities Commission (la « MNPUC ») au sujet de l'approbation est attendue au deuxième trimestre de 2018
  
  
• Progrès importants relativement au plan de financement de 2018; depuis la communication du plan en décembre 2017, la société a réuni près de 3,1 G$ au moyen de l'émission de titres hybrides et a refinancé une dette de 2,3 G$ US relative à l'exploitation
  
  
• Annonce de la monétisation d'actifs totalisant 3,2 G$ afin d'accélérer le désendettement et d'offrir une plus grande souplesse financière pour la réorientation de l'entreprise vers un modèle misant sur des actifs composés de pipelines et de services publics à faible risque
  
  
• Majoration du dividende trimestriel de 10 % à compter du 15 février 2018, ce qui représente la 23^e année consécutive d'augmentation du dividende et une croissance annuelle composée moyenne de 11 % sur cette période

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers du trimestre clos le 31 mars 2018 sont résumés dans le tableau ci‑après :

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice conforme aux PCGR	445	638
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	0,26	0,54
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 194	1 776
BAIIA ajusté^1	3 406	2 187
Bénéfice ajusté^1	1 375	675
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,82	0,57
Flux de trésorerie distribuables^1,2	2 312	1 215
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	1 685	1 177
1   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.
2   Anciennement désignés comme flux de trésorerie disponibles liés à l'exploitation (« FTDLE »). La méthode de calcul demeure inchangée.

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR pour le trimestre clos le 31 mars 2018 a diminué de 193 M$ par rapport à celui du trimestre correspondant de 2017, en raison de l'incidence de facteurs inhabituels, non récurrents ou hors exploitation, y compris la réduction de valeur d'actifs du secteur intermédiaire aux États-Unis détenus en vue de la vente. Les variations du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR d'un trimestre à l'autre s'expliquent également par le fait que les résultats du premier trimestre de 2017 ne reflétaient l'opération de fusion que pour un seul mois complet.

Le bénéfice ajusté a augmenté de 700 M$, soit 0,25 $ par action, au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Cette croissance du bénéfice ajusté en 2018 s'explique essentiellement par de solides résultats d'exploitation, y compris l'apport plus élevé des nouveaux actifs d'Enbridge dans les domaines des services publics, des oléoducs et du gaz naturel. La croissance du bénéfice ajusté provient également de l'augmentation du volume de pétrole brut transporté sur le réseau principal résultant d'initiatives d'optimisation de la capacité, des nouveaux projets entrant en service dans les secteurs Oléoducs, Transport de gaz et services intermédiaires et Distribution de gaz, de la baisse des frais d'exploitation et d'entretien ainsi que de règlements plus favorables réalisés sur les couvertures de change.

Les FTD du premier trimestre se sont établis à 2 312 M$, en hausse de 1 097 M$ par rapport à ceux du trimestre correspondant de 2017, en raison essentiellement des facteurs énumérés ci‑dessus.

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

COMMENTAIRE DU PRÉSIDENT ET CHEF DE LA DIRECTION

« Nous sommes très satisfaits des progrès accomplis au cours du premier trimestre de l'exercice en vue d'atteindre nos priorités stratégiques de 2018 », a déclaré Al Monaco, président et chef de la direction d'Enbridge. « Nos résultats et nos flux de trésorerie ont connu une croissance importante comparativement à l'exercice précédent, nous avons réuni plus de 3 G$ au moyen de l'émission de titres hybrides et nous venons d'annoncer la vente d'actifs totalisant plus de 3 G$, ce qui concorde avec notre stratégie consistant à mettre l'accent sur un modèle commercial à faible risque composé de pipelines et de services publics et à accélérer le financement de notre programme de croissance garanti sur le plan commercial.

« Nos solides résultats financiers au premier trimestre de 2018 témoignent de la qualité de nos actifs, de la prévisibilité de nos flux de trésorerie et de l'accroissement de la valeur généré par la fusion avec Spectra Energy l'an dernier. Le bénéfice ajusté par action a augmenté de plus de 40 % ce trimestre par rapport au premier trimestre de l'exercice précédent. Nous bénéficions désormais des importantes synergies financières réalisées jusqu'à maintenant grâce à cette transaction et à d'autres efforts d'amélioration de l'efficacité et, comme on pouvait s'y attendre, nous obtenons des flux de trésorerie et des résultats stables et croissants de nos nouveaux projets d'immobilisations totalisant 12 G$ entrés en service en 2017.

« Sur le plan financier et de l'exploitation, tous nos principaux secteurs d'activité ont connu un bon rendement ce trimestre, le réseau d'oléoducs principal ayant transporté les volumes les plus élevés à ce jour pour un trimestre. Le secteur Transport de gaz a, cette fois encore, obtenu de solides résultats en raison d'un hiver plus froid aux États-Unis, et nos services publics ont généré des flux de trésorerie accrus grâce à la force des nouveaux actifs entrés en service. Les secteurs Énergie verte et Services énergétiques ont également connu un bel essor. Cette bonne performance au premier trimestre nous permet de penser, maintenant que quatre mois de l'exercice se sont écoulés, que nos résultats financiers de 2018 correspondront aux prévisions pour l'exercice énoncées en novembre dernier.

« Nous poursuivons également la réalisation de nos projets d'immobilisations garantis sur le plan commercial totalisant 22 G$, certains de ces projets correspondant à presque 1 G$ étant entrés en service ce trimestre, essentiellement dans le respect des échéances et des budgets. Bien que nous soyons satisfaits du rapport de la juge administrative confirmant la nécessité de notre projet de remplacement de la canalisation 3 au Minnesota, nous sommes en désaccord avec sa recommandation d'un remplacement en tranchée le long du tracé actuel. Le tracé privilégié par Enbridge aurait un impact moindre sur l'environnement, permettrait une exécution plus sécuritaire, respecterait la souveraineté des Premières Nations et occasionnerait des perturbations minimes relativement à l'approvisionnement régional en pétrole brut et aux activités d'exploitation des raffineries en aval, évitant le plus possible les effets négatifs sur le prix de l'essence. Nous avons déposé publiquement nos demandes d'exception au rapport de la juge administrative et défendrons vigoureusement notre point de vue alors que la MNPUC devrait rendre sa décision relativement à la demande de certificat et d'approbation du tracé vers la fin du mois de juin. »

M. Monaco a également ajouté : « En ce qui a trait au financement, nous avons bien progressé à l'égard de notre engagement à accélérer notre désendettement en 2018 tout en poursuivant la réalisation de notre programme de croissance garanti sur le plan commercial. Nous avons une bonne avance sur l'échéancier, ayant déjà réuni, à la fin d'avril, près de 75 % du montant prévu pour l'exercice complet en matière de financement au moyen de l'émission de titres hybrides. Cette progression vient atténuer les risques liés à l'exécution de notre plan de financement tout en immobilisant du capital assimilable à des actions à des taux attrayants.

« La monétisation d'actifs totalisant 3,2 G$ nous procurera une plus grande souplesse financière et nous rapprochera de notre modèle composé exclusivement de pipelines et de services publics énoncé dans notre plan stratégique. Étant donné l'intérêt marqué démontré pour certains de nos autres actifs non essentiels, nous étudions attentivement la possibilité de conclure d'autres ventes d'actifs au cours de l'exercice si les évaluations sont attrayantes afin de rehausser davantage notre souplesse financière.

« En résumé, nous progressons bien vers l'accomplissement des priorités que nous avons énoncées dans notre plan stratégique communiqué en décembre dernier. Nous sommes en voie d'obtenir des résultats financiers pour l'exercice complet qui seront dans nos fourchettes prévisionnelles et nous sommes en avance sur nos cibles en ce qui a trait à nos initiatives de financement pour 2018. Nous estimons avoir mis en place un plan stratégique approprié pour bien positionner la société en vue de l'atteinte de ses objectifs et de la mise en valeur de ses importantes infrastructures qui, selon nous, sont des infrastructures énergétiques de la plus grande qualité en Amérique du Nord, et nous nous concentrerons plus que jamais sur la réalisation de ce plan d'ici la fin de l'exercice. »

MISE À JOUR AU SUJET DE L'EXÉCUTION DES PROJETS

Enbridge continue de bien progresser dans l'exécution de son programme de croissance garanti. Les projets particuliers qui constituent ce programme sont de diverses envergures, sont déployés sur des territoires et plateformes commerciales variés et sont tous appuyés par des contrats d'achats fermes à long terme, des accords fondés sur le coût du service ou des ententes commerciales à faible risque similaires.

Au premier trimestre de 2018, la société a mis en service des projets garantis sur le plan commercial totalisant 0,8 G$, en respectant l'ensemble des échéances et du budget. Ces projets comprennent la canalisation de pétrole latérale extracôtière Stampede située dans le golfe du Mexique totalisant 0,2 G$ US, qui élargit la présence extracôtière de la société dans le corridor Green Canyon, ainsi que les prolongements des canalisations High Pine et Wyndwood, totalisant respectivement 0,4 G$ et 0,2 G$, afin d'améliorer la capacité de transport de gaz naturel dans le secteur T-North du réseau pipelinier de la Colombie‑Britannique.

Des projets totalisant 7 G$ devraient être mis en service au cours de l'exercice, dont trois projets de grande envergure. Le projet d'énergie éolienne extracôtier Rampion de 0,8 G$ au Royaume‑Uni est essentiellement achevé et commencera à produire de l'électricité à plein rendement au cours du deuxième trimestre. Le gazoduc Nexus de 1,3 G$ US, qui transportera du gaz naturel depuis les bassins Marcellus et Utica jusque dans la région supérieure du Midwest américain et sur les marchés canadiens, progresse de manière satisfaisante, la construction en Ohio ayant commencé et devant se terminer à la fin du troisième trimestre, comme prévu. Enfin, la canalisation côtière du pipeline Valley Crossing de 1,6 G$ US, qui fournira 2,6 Gpi³ de gaz naturel au marché mexicain, est pratiquement achevée, et la construction de la portion extracôtière se poursuit, l'entrée en service étant prévue pour le quatrième trimestre de 2018.

MISE À JOUR AU SUJET DU REMPLACEMENT DE LA CANALISATION 3

Le programme de remplacement de la canalisation 3 de 9 G$ est un programme d'intégrité essentiel qui permettra d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau d'oléoducs principal d'Enbridge, d'augmenter la capacité d'exportation des producteurs de l'Ouest canadien et d'accroître la sécurité de l'approvisionnement des principales installations de raffinage situées le long du réseau principal et des marchés situés en aval. 

Le programme progresse bien à plusieurs égards. Au Canada, la première phase de construction de pipelines est maintenant terminée, environ 40 % de la canalisation étant maintenant en place. Aux États‑Unis, les travaux de remplacement des pipelines au Wisconsin sont terminés, et cette portion de la canalisation devrait entrer en service au cours du mois de mai.

Au Minnesota, le 23 avril, une juge administrative a remis à la MNPUC un rapport intitulé Findings of Fact, Conclusions of Law and Recommendation relativement à la demande de certificat et d'approbation du tracé présentée par la société. La juge a recommandé à la MNPUC d'accepter la demande de certificat de la société à condition qu'elle sélectionne aussi un tracé qui nécessiterait le remplacement en tranchée de la canalisation 3 existante, qui n'est pas le tracé privilégié par la société. Le rapport de la juge n'est pas contraignant pour la MNPUC.

La société continue de penser que son tracé privilégié demeure la meilleure solution pour le Minnesota, et elle entend poursuivre ses efforts pour obtenir l'approbation de la MNPUC à cet égard. Le 9 mai 2018, Enbridge a déposé auprès de la MNPUC une demande d'exceptions au rapport de la juge administrative, dans laquelle sont exposés ses révisions proposées à l'ensemble du dossier de preuves de la juge ainsi que ses points de désaccord avec les conclusions de celle-ci et sa recommandation du tracé. La MNPUC devrait rendre une décision sur les dossiers du certificat et de l'approbation du tracé à la fin du deuxième trimestre de 2018. La direction s'attend toujours à une entrée en service du programme au deuxième semestre de 2019.

DÉCISIONS DE LA FERC

Le 15 mars 2018, la Federal Energy Regulatory Commission (la « FERC ») a modifié sa politique de longue date de manière à éliminer la possibilité pour les sociétés en commandite principales de récupérer une provision pour impôts selon la méthode du coût du service à l'égard de leurs actifs pipeliniers s'étendant sur plus d'un État. L'énoncé de politique révisé était accompagné : i) d'un avis (Notice of Proposed Rulemaking) proposant, dans le cas des pipelines de gaz naturel s'étendant sur plus d'un État, qu'une déclaration unique quantifiant l'incidence de la réduction du taux d'imposition fédéral et l'incidence de l'énoncé de politique révisé sur chaque pipeline soit remplie; et ii) d'un avis d'enquête (Notice of Inquiry) visant à obtenir des commentaires sur la façon dont la FERC devrait traiter les modifications touchant les impôts reportés cumulés et la dépréciation des primes.

Enbridge détient des oléoducs et des gazoducs aux États-Unis par l'entremise de diverses structures, y compris des sociétés en commandite principales. Plusieurs sociétés en commandite principales, notamment Spectra Energy Partners LP (« SEP ») et Enbridge Energy Partners, L.P. (« EEP ») dont Enbridge est le promoteur et dans lesquelles elle possède des participations, ont réagi à l'annonce de la FERC au sujet de la provision pour impôts de façon directe et par le truchement d'associations, s'opposant à la modification proposée par la FERC et demandant une nouvelle audience. Le 27 avril 2018, la FERC a émis une ordonnance lui attribuant un délai supplémentaire pour étudier les questions soumises lors de l'audience.   

Bien que nous entrevoyions des incidences variées sur chacune de nos entités détenues à titre de promoteur, sur une base consolidée, nous n'entrevoyons pas d'incidence significative sur nos objectifs financiers préalablement communiqués pour la période de 2018 à 2020. En vertu du mécanisme régissant le tarif international conjoint pour le réseau principal, toute réduction du tarif prélevé par EEP occasionnerait une augmentation compensatoire des produits tirés du réseau principal au Canada détenu par le groupe du fonds. En outre, l'incidence sur les flux de trésorerie distribuables de SEP ne devrait pas être significative pour Enbridge sur une base consolidée.

MISE À JOUR STRATÉGIQUE ET FINANCIÈRE

À la fin de novembre 2017, Enbridge a communiqué le détail de la mise à jour de son plan stratégique et de ses perspectives financières. Le plan établit l'intention de la société d'adopter un modèle commercial composé exclusivement de pipelines réglementés et de services publics, mettant l'accent sur une croissance solide et sur de faibles risques dans les trois entreprises essentielles : oléoducs et terminaux, transport et stockage de gaz, et services publics de distribution de gaz. Elle établit également un plan clair de financement de ses programmes de croissance garantis sur le plan commercial jusqu'en 2020 tout en solidifiant son bilan. Le plan de financement vise à accélérer le désendettement et à offrir la souplesse financière nécessaire au maintien de notations de crédit de première qualité. Il vise la réduction du ratio de la dette consolidée en pourcentage du BAIIA de la société pour le ramener 5,0x d'ici la fin de 2018 et à un ratio inférieur par la suite. Le désendettement serait réalisé notamment par l'émission de titres hybrides totalisant 4 G$ ainsi que par la cession d'actifs non essentiels totalisant 3 G$ en 2018.

Aux termes des quatre premiers mois de 2018, la société a fait des progrès remarquables relativement à son plan. Depuis décembre 2017, Enbridge a émis des titres hybrides totalisant presque 3,1 G$ (soit environ 75 % de sa cible) sur les marchés institutionnels et de détail au Canada et aux États‑Unis dont le produit a servi au remboursement de sa dette de premier rang. Ces titres continuent d'être en forte demande, et la direction estime que le reste des titres hybrides dont l'émission est prévue en 2018 pourront être émis aisément en Amérique du Nord et sur les marchés mondiaux.

La société continue de bénéficier d'un accès privilégié aux marchés de capitaux, comme en témoignent les récents placements effectués pour Texas Eastern Pipeline Company et Sabal Trail Transmission totalisant 2,3 G$ US dont le produit a principalement servi au remboursement de la dette de Spectra Energy Partners.

Après la clôture du trimestre, Enbridge a également annoncé la monétisation d'actifs non essentiels totalisant 3 G$. La société a conclu une entente définitive visant la vente à ArcLight Capital Partners de Midcoast Operating, L.P. et ses filiales, laquelle gère la collecte, le traitement, le transport et la commercialisation du gaz naturel et de liquides de gaz naturel d'Enbridge aux États-Unis et dessert des bassins établis au Texas, en Oklahoma et en Louisiane, pour un montant en trésorerie de 1,120 G$ US (environ 1,4 G$ CA), sous réserve des ajustements de clôture habituels. La conclusion de la transaction est prévue pour le troisième trimestre de 2018, sous réserve des approbations réglementaires habituelles et du respect d'autres conditions de clôture courantes. Cette transaction concorde avec la stratégie de la société visant un modèle composé de pipelines et de services publics à faible risque.

Parallèlement à cette transaction, Enbridge a également annoncé qu'elle avait conclu une entente avec l'Office d'investissement du Régime de pensions du Canada (l'« OIRPC ») selon laquelle l'OIRPC acquerra une participation de 49 % dans tous les actifs d'énergie renouvelable canadiens d'Enbridge, une participation de 49 % dans deux importants actifs d'énergie renouvelable d'Enbridge aux États-Unis et une participation de 49 % dans le projet d'énergie éolienne Hohe See et son agrandissement, tous deux en construction en Allemagne. Le produit initial de la transaction se chiffre à 1,75 G$. De plus, l'OIRPC financera sa participation proportionnelle de 49 % du solde des capitaux de construction requis pour l'achèvement des projets Hohe See, ce qui réduira les exigences de capitalisation futures d'Enbridge d'environ 500 M$. Enbridge a également annoncé la création d'une coentreprise avec l'OIRPC visant l'investissement conjoint dans tout futur projet d'énergie renouvelable extracôtier situé en Europe. Ce partenariat fournira à Enbridge une autre source fiable de capital pour le futur développement de cette plateforme.

Étant donné la progression marquée du programme de financement réalisée au début de 2018, la société estime toujours que les sommes manquantes pour financer son programme de croissance garanti sur le plan commercial d'ici 2020 pourront être obtenues aisément au moyen de l'émission de titres hybrides supplémentaires, de la monétisation d'actifs ou de l'émission d'actions ordinaires dans le cadre du régime de réinvestissement de dividendes de la société.

RÉSULTATS FINANCIERS DU PREMIER TRIMESTRE DE 2018

Le tableau ci-après présente le BAIIA par secteur, le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires et les rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de la société comptabilisés conformément aux PCGR pour le premier trimestre de 2018.

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

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	1 156	1 480
Transport de gaz et services intermédiaires	126	475
Distribution de gaz	636	387
Énergie verte et transport	109	101
Services énergétiques	169	156
Éliminations et divers	(279)	(298)
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement	1 917	2 301
Bénéfice	445	638
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	3 194	1 776

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, de manière à permettre à la direction et aux investisseurs de comparer avec plus d'exactitude la performance de la société d'un trimestre à l'autre et d'exclure les éléments d'ajustement, puisqu'ils ne sont pas représentatifs de la performance et des flux de trésorerie de la société. Ces données sont présentées dans les tableaux ci-après. Les rapprochements du BAIIA ajusté, du BAIIA ajusté par secteur, du bénéfice ajusté, du bénéfice ajusté par action ordinaire et des flux de trésorerie distribuables avec leurs équivalents les plus proches selon les PCGR sont fournis en annexe à la fin du présent communiqué.

FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs		1 627	1 325
Transport de gaz et services intermédiaires		1 046	472
Distribution de gaz		646	381
Énergie verte et transport		139	101
Services énergétiques		22	(4)
Éliminations et divers		(74)	(88)
BAIIA ajusté^1		3 406	2 187
Investissements de maintien		(165)	(182)
Charge d'intérêts^1		(652)	(479)
Impôts sur les bénéfices exigibles^1		(75)	(41)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(293)	(245)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice des satellites^1		63	(2)
Dividendes sur les actions privilégiées		(87)	(83)
Autres rentrées de trésorerie comptabilisées dans les produits^2		76	47
	Autres ajustements hors trésorerie	39	13
Flux de trésorerie distribuables		2 312	1 215
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation		1 685	1 177

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, des apports de soutien à la construction et d'ententes similaires donnant lieu à des produits reportés.

Les flux de trésorerie distribuables (« FTD ») ont augmenté de 1 097 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport à ceux du trimestre correspondant de 2017. La comparaison d'un trimestre à l'autre est difficile puisque la majorité des éléments entrant dans la composition des flux de trésorerie distribuables ne reflètent que partiellement, au premier trimestre de 2017, l'incidence de la fusion avec Spectra Energy (l'« opération de fusion »), puisque cette opération s'est conclue le 27 février 2017. D'autres variations notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

• Croissance du BAIIA ajusté principalement attribuable au bon rendement commercial et à l'apport accru de nouveaux projets entrés en service dans divers secteurs au cours de l'exercice 2017. Pour plus d'information sur la performance des secteurs, se reporter à la rubrique BAIIA ajusté par secteur.
• Baisse des investissements de maintien en raison du report à plus tard en 2018 de travaux d'entretien. Les prévisions d'investissements de maintien pour l'exercice complet demeurent inchangées.
• Baisse des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle en raison de la baisse des distributions par EEP en avril 2017, contrebalancée en partie par la croissance des titres du groupe du fonds détenus dans le public par l'entremise d'ENF et par une augmentation des distributions au titre des parts du fonds en janvier 2018.
• Augmentation des distributions découlant de participations dans des satellites en raison de l'entrée en service de nouveaux satellites au cours de 2017.
• Augmentation des autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits en raison de l'entrée en service de nouveaux actifs.
• Certains éléments ont contrebalancé partiellement l'augmentation des FTD, notamment la hausse des coûts de financement attribuable à la charge d'intérêts payée pour un trimestre complet relativement à la dette reprise dans le cadre de l'opération de fusion et à l'augmentation de la dette ainsi qu'à l'émission d'actions privilégiées et de titres hybrides pour financier le programme de croissance de la société.

BÉNÉFICE AJUSTÉ

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(non audités, en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté		3 406	2 187
	Charge d'amortissement	(824)	(672)
	Charge d'intérêts	(622)	(465)
	Impôts sur les bénéfices	(256)	(144)
	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(240)	(148)
	Dividendes sur les actions privilégiées	(89)	(83)
Bénéfice ajusté		1 375	675
Bénéfice ajusté par action ordinaire		0,82	0,57

Le bénéfice ajusté a augmenté de 700 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. La croissance du bénéfice ajusté est attribuable au même rendement commercial ainsi qu'aux mêmes facteurs et aspects temporels relatifs à l'opération de fusion énumérés ci-dessus, à la rubrique Flux de trésorerie distribuables. D'autres variations notables d'un trimestre à l'autre comprennent ce qui suit :

• Augmentation de la charge d'amortissement découlant de l'entrée en service de nouveaux actifs en 2017.
• Augmentation de la charge d'impôts attribuable à une augmentation des résultats avant impôts.
• Augmentation des résultats attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables reflétant un rendement plus élevé des entités sous-jacentes détenues à titre de promoteur et à l'augmentation des titres du groupe du fonds détenus dans le public par suite de l'émission d'actions ordinaires d'Enbridge Income Fund Holdings en 2017.

Le bénéfice ajusté par action tient compte des facteurs susmentionnés ainsi que de l'incidence d'environ 691 millions d'actions ordinaires émises dans le cadre de l'échange d'actions réalisé à la clôture de l'opération de fusion en février 2017 et d'un placement consécutif d'environ 33 millions d'actions ordinaires de la société en décembre 2017.

BAIIA AJUSTÉ PAR SECTEUR

Le BAIIA ajusté par secteur ci-après est présenté en dollars canadiens. Le BAIIA ajusté tiré des entités comptabilisées en dollars américains a été converti selon un taux de change moyen du dollar canadien plus élevé pour le premier trimestre de 2018 (1,26 $ CA / $ US) que pour le trimestre correspondant de 2017 (1,32 $ CA / $ US), ce qui a eu une incidence négative sur les résultats. Dans le cadre du programme de gestion des risques financiers de la société, une partie des bénéfices en dollars américains fait l'objet de couvertures. Les règlements de couvertures de change compensatoires sont présentés avec les données de l'unité Éliminations et divers.

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Réseau principal au Canada	481	315
Réseau de Lakehead	461	513
Réseau régional des sables bitumineux	222	131
Réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent	178	152
Autres^1	285	214
BAIIA ajusté^2	1 627	1 325
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Réseau principal au Canada^3	2 625	2 593
Réseau de Lakehead^4	2 766	2 748
Réseau régional des sables bitumineux^5	1 629	1 318
Tarif international conjoint	4,07 $	4,05 $
Droits locaux sur le réseau de Lakehead	2,43 $	2,58 $
Droits repères résiduels aux termes du TIC sur le réseau principal au Canada	1,64 $	1,47 $
Répartition sur le réseau principal au Canada^6	44 %	37 %
Taux de change effectif du réseau principal au Canada	1,25 $	1,04 $

1	Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et les pipelines d'amenée et autres.
2	Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.
3	Le débit du réseau principal au Canada représente les livraisons sur le réseau principal hors Gretna, au Manitoba, soit les livraisons aux États-Unis et dans l'est du Canada à partir de l'Ouest canadien.
4	Le débit du réseau de Lakehead correspond aux livraisons sur le réseau principal dans le Midwest des États-Unis et dans l'est du Canada.
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	Répartition importante sur le réseau principal au Canada.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 302 M$ pour le premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Apport plus élevé du réseau principal au Canada en raison d'une hausse du débit facilitée notamment par les initiatives d'optimisation de la capacité instaurées en 2017, d'une hausse des droits repères résiduels moyens du tarif international conjoint sur le réseau principal au Canada, de la majoration des droits pour le recouvrement des coûts liés à certains projets d'agrandissement ainsi que d'un taux de couverture de change plus élevé utilisé pour comptabiliser les produits du réseau principal au Canada libellés en dollars américains. Le BAIIA ajusté généré par le réseau principal au Canada pour le reste de l'exercice reflétera l'incidence positive d'une augmentation des droits repères résiduels moyens du tarif international conjoint sur le réseau principal au Canada, qui passent de 1,64 $ US à 1,89 $ US à compter du 1^er avril 2018, ainsi qu'un taux de couverture de change moyen plus élevé par rapport à celui utilisé en 2017.
• Baisse des résultats du réseau de Lakehead essentiellement attribuable à une baisse des droits au Canada, contrebalancée en partie par une hausse du débit. Le 1^er avril 2018, les droits au Canada du réseau de Lakehead sont passés de 2,43 $ US à 2,18 $ US pour tenir compte des nouveaux calculs du coût annuel des services reflétant notamment l'incidence de la baisse de l'impôt des sociétés annoncée en décembre 2017.
• Croissance des produits tirés des sables bitumineux régionaux principalement attribuable à l'apport de nouveaux projets entrés en services en 2017, plus particulièrement le projet d'agrandissement de Wood Buffalo, le pipeline double d'Athabaska et le réseau pipelinier Norlite.
• Apport accru du réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent reflétant l'augmentation des volumes d'achats fermes du pipeline Flanagan South et des volumes au comptant des pipelines Flanagan South et Seaway en raison de l'accroissement de la demande de pétrole brut en provenance du milieu du continent vers la région de la côte américaine du golfe du Mexique. Ces facteurs positifs contrebalancent l'incidence de la cession de contrats d'achats fermes en raison de la répartition en amont.
• Croissance dans l'unité Autres découlant de l'inclusion pour un trimestre complet de l'apport du réseau Express-Platte acquis dans le cadre de l'opération de fusion et de participations minoritaires acquises par la société dans le réseau pipelinier Bakken en mai 2017.

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
US Gas Transmission	650	255
Transport de gaz et services intermédiaires au Canada	218	88
Alliance Pipeline	63	57
Secteur intermédiaire aux États-Unis	82	42
Autres	33	30
BAIIA ajusté^1	1 046	472

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

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a augmenté de 574 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les données de la majorité des secteurs reflètent l'apport pour un trimestre complet en 2018 des actifs acquis dans le cadre de l'opération de fusion, tandis que les données du premier trimestre de 2017 ne reflètent cet apport que pour une partie du trimestre. D'autres principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Le BAIIA ajusté d'US Gas Transmission tient compte des nouveaux projets d'immobilisations entrés en service sur les réseaux Algonquin Gas Transmission et Texas Eastern Transmission ainsi que de l'apport du pipeline Sabal Trail.
• Les résultats du secteur Transport de gaz et services intermédiaires au Canada tiennent compte de nouveaux actifs entrés en service et de la baisse des frais d'exploitation et d'administration.
• Les résultats d'Alliance Pipeline ont augmenté grâce à l'apport favorable des produits saisonniers fermes et des produits du service interruptible résultant de l'élargissement du différentiel de base.
• Les résultats du secteur intermédiaire aux États-Unis ont augmenté grâce à l'ajout du bénéfice de DCP Midstream pour un trimestre complet ainsi qu'à l'accroissement de l'efficacité en ce qui a trait aux frais d'exploitation.

DISTRIBUTION DE GAZ

			Trimestres clos les 31 mars
			2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Distribution Inc. (« EGD »)			296	221
Union Gas Limited (« Union Gas »)			277	87
Autres activités de distribution et de stockage de gaz			73	73
BAIIA ajusté^1			646	381
Données d'exploitation
Enbridge Gas Distribution
	Volumes (en milliards de pieds cubes)		187	171
	Nombre de clients actifs (en milliers)^3		2 197	2 168
	Degrés-jours de chauffage^4
		Chiffres réels	1 825	1 686
		Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale	1 832	1 875
Union Gas^2
	Volumes (en milliards de pieds cubes)		482	149
	Nombre de clients actifs (en milliers)^3		1 480	1 461
	Degrés-jours de chauffage^4,2
		Chiffres réels	1 986	601
		Prévisions fondées sur le volume en présence de température normale	2 003	576

1	Un rapprochement du BAIIA ajusté se trouve en annexe du présent communiqué.
2	Sont prises en compte les données postérieures à l'opération de fusion avec Spectra.
3	Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients d'EGD et d'Union Gas à la fin de la période.
4	Les degrés-jours de chauffage sont la mesure de la rigueur du froid qui donne une idée du volume de gaz naturel requis à des fins de chauffage dans les zones de franchise d'EGD et d'Union Gas. Elle correspond à la somme, durant la période visée, des écarts constatés lorsque la température moyenne d'une journée est inférieure à 18 degrés Celsius.

Le BAIIA du secteur Distribution de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé aux premier et quatrième trimestres en raison de l'utilisation de volumes plus élevés durant la saison de chauffage. L'ampleur de la variation saisonnière 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 265 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• La hausse de l'apport du BAIIA d'EGD au premier trimestre de 2018 s'explique essentiellement par des températures plus froides par rapport au trimestre correspondant de 2017. La hausse du BAIIA ajusté s'explique quant à elle par l'augmentation des charges de distribution découlant de la majoration de la base tarifaire et par une baisse des frais d'exploitation et d'administration.
• Le BAIIA ajusté d'Union Gas pour le premier trimestre de 2018 reflète l'apport pour un trimestre complet, comparativement à un apport pour une partie du trimestre seulement au premier trimestre de 2017. Le BAIIA ajusté d'Union Gas reflète également l'apport du BAIIA des projets de croissance entrés en service au quatrième trimestre de 2017.
• EGD et Union Gas ont toutes deux fait face à des températures légèrement plus élevées au premier trimestre de 2018 par rapport aux températures normales prises en compte dans les tarifs, ce qui a eu une incidence négative d'environ 5 M$ sur le BAIIA.

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1		139	101

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

Le BAIIA ajusté du secteur Énergie verte et transport a augmenté de 38 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Des ressources éoliennes plus soutenues dans tous les parcs éoliens nord-américains de la société et un apport accru du projet d'énergie éolienne Chapman Ranch entré en service à la fin de 2017.
• Un apport initial modeste du BAIIA du projet d'énergie éolienne extracôtier Rampion, qui devrait atteindre sa pleine capacité d'exploitation au deuxième trimestre.
• Un règlement d'arbitrage positif de 11 M$ relatif à une réclamation sous garantie.

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement^1	22	(4)

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

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 26 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Le secteur du gaz naturel a bénéficié d'une augmentation des actifs ayant permis l'optimisation de l'élargissement du différentiel de base.
• Le secteur du pétrole brut a bénéficié de l'élargissement des différentiels liés à l'emplacement et à la qualité qui a accru les possibilités de dégager des marges bénéficiaires.

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Exploitation et administration	(32)	(16)
Règlements de couvertures de change réalisées	(42)	(72)
Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement^1	(74)	(88)

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

La perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement du secteur Éliminations et divers a diminué de 14 M$ au premier trimestre de 2018 par rapport au trimestre correspondant de 2017. Les principaux facteurs de performance d'un trimestre à l'autre sont les suivants :

• Une diminution des pertes relatives aux règlements de couvertures de change en raison de la vigueur du dollar canadien et des taux de couverture plus favorables.
• Ce facteur a été partiellement annulé par une hausse des frais d'exploitation et d'administration non attribués reflétant des frais centralisés après intégration pour un trimestre complet, après déduction des synergies.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique conjointe avec Enbridge Income Fund Holdings Inc., Enbridge Energy Partners, L.P. et Spectra Energy Partners, LP le 10 mai 2018 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la société et passer en revue les résultats financiers du premier trimestre de 2018. 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 4849907#. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://edge.media-server.com/m6/p/6pm7mqpf. 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 4849907#).

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; 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 en immobilisations prévues; l'incidence prévue sur les flux de trésorerie du programme de croissance garanti sur le plan commercial de la société; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues; la capacité prévue des coentrepreneurs de la société à terminer et à financer les projets en construction; la conclusion prévue des acquisitions et des cessions; les dividendes futurs estimatifs; le résultat prévu découlant de la revue du projet de remplacement de la canalisation 3 par la Minnesota Public Utilities Commission; les futures mesures que prendront les organismes de réglementation; les prévisions en matière de prix des marchandises; les prévisions en matière d'offre; les attentes quant à l'incidence de l'opération de fusion, y compris l'envergure, la souplesse financière, le programme de croissance, les perspectives commerciales futures et la performance dans l'avenir; les occasions de rationalisation; l'incidence prévue de la réforme fiscale aux États-Unis; la politique de versement des dividendes; 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 concrétisation des avantages et des synergies anticipés découlant de l'opération de fusion; les lois gouvernementales; les acquisitions et le calendrier s'y rapportant; la réussite des plans d'intégration; l'incidence de l'exécution des projets d'investissement sur les flux de trésorerie futurs de la société; les notations de crédit; 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 l'incidence de l'opération de fusion sur la société, le BAIIA prévu, le BAIIA ajusté, le bénéfice (la perte), le bénéfice (la perte) ajusté(e) 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 en immobilisations 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 l'incidence de l'opération de fusion, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation, de la politique en matière de versement de dividendes, 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 pour les marchandises, notamment aux 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 ultérieur, 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 la première société nord-américaine d'infrastructures énergétiques dotées de plateformes commerciales stratégiques comprenant un réseau étendu de pipelines de pétrole brut, de liquides et de gaz naturel, de services publics réglementés de distribution de gaz naturel ainsi que d'actifs de production d'énergie renouvelable. La société livre en toute sécurité une moyenne quotidienne de 2,8 millions de barils de pétrole brut par l'entremise de son réseau principal et de son pipeline Express. Ce volume représente environ 65 % des exportations de pétrole brut canadien aux États‑Unis. De plus, en desservant les principaux bassins d'approvisionnement et marchés, la société livre quelque 20 % de tout le gaz naturel consommé aux États-Unis. Les services publics réglementés de la société comptent environ 3,7 millions de clients de détail en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick. De plus, Enbridge détient des participations dans des installations d'énergie renouvelable d'une capacité de production nette de plus de 2 500 MW en Amérique du Nord et en Europe. La société est inscrite à l'édition des huit dernières années du palmarès des 100 entreprises les plus engagées en faveur du développement durable dans le monde. Ses actions ordinaires sont inscrites à la cote des Bourses de Toronto et de New York sous le symbole ENB.

La raison d'être d'Enbridge, qui a pour slogan « L'énergie, pour la vie », est d'alimenter la qualité de vie des Nord-Américains. Pour un complément d'information, consulter 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.

PERSONNES-RESSOURCES POUR UN COMPLÉMENT D'INFORMATION

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci-après. Tous les dividendes sont payables le 1^er juin 2018 aux actionnaires inscrits le 15 mai 2018.

Actions ordinaires		0,67100
Actions privilégiées, série A		0,34375
Actions privilégiées, série B		0,21340
Actions privilégiées, série C^1		0,22685
Actions privilégiées, série D^2		0,27875
Actions privilégiées, série F		0,25000
Actions privilégiées, série H		0,25000
Actions privilégiées, série J		0,30540 $ US
Actions privilégiées, série L		0,30993 $ US
Actions privilégiées, série N		0,25000
Actions privilégiées, série P		0,25000
Actions privilégiées, série R		0,25000
Actions privilégiées, série 1		0,25000 $ US
Actions privilégiées, série 3		0,25000
Actions privilégiées, série 5		0,27500 $ US
Actions privilégiées, série 7		0,27500
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 19^3		0,30625

1	Le taux de dividende trimestriel de la série C a augmenté, passant de 0,20342 $ à 0,22685 $ le 1^er mars 2018, en raison d'une refixation trimestrielle.
2	Le taux de dividende trimestriel de la série D a augmenté, passant de 0,25000 $ à 0,27875 $ le 1^er mars 2018, en raison d'une refixation du taux de dividende annuel le 1^er mars 2018 et tous les cinq ans par la suite.
3	L'augmentation du taux de dividende de la série 19, qui est passé de 0,26850 $ au taux de dividende trimestriel régulier de 0,30625 $, entrera en vigueur le 1^er juin 2018.

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 le BAIIA ajusté, le bénéfice ajusté, le bénéfice ajusté par action ordinaire et les FTD 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.

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 les 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 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 l'estimation de certains passifs éventuels et des gains et pertes hors trésorerie liés à la juste valeur d'instruments financiers dérivés non réalisés, de même qu'à l'évaluation de l'inefficacité des couvertures touchées par les variations du marché. Par conséquent, il n'est pas possible de fournir un rapprochement en mettant en œuvre tous les efforts raisonnables pour y parvenir.

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
RAPROCHEMENT DES MESURES NON CONFORMES AUX PCGR - BAIIA AJUSTÉ ET BÉNÉFICE AJUSTÉ

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	1 156	1 480
Transport de gaz et services intermédiaires	126	475
Distribution de gaz	636	387
Énergie verte et transport	109	101
Services énergétiques	169	156
Éliminations et divers	(279)	(298)
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement	1 917	2 301
Amortissement	(824)	(672)
Charge d'intérêts	(656)	(486)
Impôts sur les bénéfices	73	(198)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	24	(224)
Dividendes sur les actions privilégiées	(89)	(83)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	445	638

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les 31 mars
	2018	2017
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	1 627	1 325
Transport de gaz et services intermédiaires	1 046	472
Distribution de gaz	646	381
Énergie verte et transport	139	101
Services énergétiques	22	(4)
Éliminations et divers	(74)	(88)
BAIIA ajusté	3 406	2 187
Charge d'amortissement	(824)	(672)
Charge d'intérêts	(622)	(465)
Impôts sur les bénéfices	(256)	(144)
Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(240)	(148)
Dividendes sur les actions privilégiées	(89)	(83)
Bénéfice ajusté	1 375	675
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,82	0,57

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement		1 917	2 301
Éléments d'ajustement :
	Variation des (gains) pertes non réalisées liées à la juste valeur d'instruments dérivés	277	(416)
	Perte de dépréciation sur actifs	1 057	--
	Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	97	129
	Perte de valeur d'actifs de satellites	33	--
	Coûts de transaction	--	152
	Autres	25	21
Total des éléments d'ajustement		1 489	(114)
Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement		3 406	2 187
	Amortissement	(824)	(672)
	Charge d'intérêts	(656)	(486)
	Impôts sur les bénéfices	73	(198)
	Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables	24	(224)
	Dividendes sur les actions privilégiées	(89)	(83)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
	Charge d'intérêts	34	21
	Impôts sur les bénéfices	(329)	54
	Participations ne donnant pas le contrôle et participations ne donnant pas le contrôle rachetables	(264)	76
Bénéfice ajusté		1 375	675
Bénéfice ajusté par action ordinaire		0,82	0,57

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

OLÉODUCS

			Trimestres clos les 31 mars
			2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement			1 627	1 325
		Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(298)	164
		Perte de dépréciation sur actifs	(144)	--
		Coûts liés à l'abandon de projets	--	(5)
		Coûts de correction de fuites, déduction faite des règlements de compagnies d'assurance	--	(3)
		Coûts liés à l'exécution des projets et aux opérations	(3)	(1)
		Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(26)	--
Total des ajustements			(471)	155
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement			1 156	1 480

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement		1 046	472
	Perte découlant de la réduction de valeur d'actifs	(913)	--
	Inspection de pipelines et autres	(2)	(2)
	Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	6	10
	Ajustement à la quote-part du bénéfice des satellites de DCP Midstream	(4)	(2)
	Coûts de transaction	--	(3)
	Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(7)	--
Total des ajustements		(920)	3
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement		126	475

DISTRIBUTION DE GAZ

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement		646	381
	Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	1	10
	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	(2)	(4)
Total des ajustements		(10)	6
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement		636	387

ÉNERGIE VERTE ET TRANSPORT

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement		139	101
	Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	3	--
	Perte de valeur d'actifs de satellites	(33)	--
Total des ajustements		(30)	--
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement		109	101

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Bénéfice (perte) ajusté avant intérêts, impôts et amortissement		22	(4)
	Variation du gain non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	147	160
Total des ajustements		147	160
Bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement		169	156

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Perte ajustée avant intérêts, impôts et amortissement		(74)	(88)
	Variation du gain (de la perte) non réalisé lié à la juste valeur d'instruments dérivés	(136)	72
	Perte de change intersociétés non réalisée	(1)	(8)
	Perte de valeur d'actifs	(6)	--
	Coûts de transaction	--	(149)
	Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	(62)	(125)
Total des ajustements		(205)	(210)
Perte avant intérêts, impôts et amortissement		(279)	(298)

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

		Trimestres clos les 31 mars
		2018	2017
(en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation		3 194	1 776
Montant ajusté pour les variations des actifs et des passifs d'exploitation		(622)	(340)
		2 572	1 436
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle et aux participations ne donnant pas le contrôle rachetables		(293)	(245)
Dividendes sur les actions privilégiées		(87)	(83)
Investissements de maintien^1		(165)	(182)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
	Autres rentrées de trésorerie comptabilisées dans les produits^2	76	47
	Coûts de transaction	--	152
	Coûts d'indemnités de cessation d'emploi versées aux salariés et coûts de transition et de restructuration	132	127
	Autres éléments	77	(37)
Flux de trésorerie distribuables		2 312	1 215

1

Les investissements de maintien représentent les dépenses en immobilisations 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.

2

Comprend la trésorerie reçue, déduction faite des produits comptabilisés au titre de contrats sur les droits de rattrapage, des apports de soutien à la construction et d'ententes similaires donnant lieu à des produits différés.

SOURCE Enbridge Inc.

Liens connexes

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