Enbridge présente de solides résultats financiers au deuxième trimestre de 2024 et un bon rendement de ses activités, fait progresser ses priorités stratégiques et ajuste ses perspectives financières pour tenir compte des acquisitions de services publics gaziers aux États‑Unis

CALGARY, AB, le 2 août 2024 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le deuxième trimestre de 2024, a ajusté ses prévisions financières pour 2024 et a présenté un compte rendu trimestriel. 

Points saillants
(Tous les montants sont non audités et sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. L'astérisque (*) signale une mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.)

• Ajustement des perspectives financières pour l'exercice 2024 complet afin de tenir compte de l'apport des acquisitions de services publics gaziers aux États-Unis annoncées le 5 septembre 2023 (les « Acquisitions ») et du financement connexe (précédemment exclu). Les prévisions concernant le bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA»)* pour l'exercice complet ont été revues à la hausse, pour passer à une fourchette de 17,7 G$ à 18,3 G$, et les flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* par action se maintiennent dans une fourchette de 5,40 $ à 5,80 $ malgré l'incidence du financement intégral des Acquisitions avant la clôture, ce qui reflète l'apport au BAIIA sur un exercice complet
• Bénéfice conforme aux PCGR de 1,8 G$, ou 0,86 $ par action ordinaire, pour le deuxième trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1,8 G$, ou 0,91 $ par action ordinaire, en 2023
• Bénéfice ajusté* de 1,2 G$, ou 0,58 $ par action ordinaire*, comparativement à 1,4 G$, ou 0,68 $ par action ordinaire, en 2023
• BAIIA de 4,3 G$, soit une hausse de 8 %, comparativement à 4,0 G$ en 2023
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 2,8 G$, comparativement à 3,4 G$ en 2023
• Flux de trésorerie distribuables de 2,9 G$, soit une augmentation de 3 %, comparativement à 2,8 G$ en 2023
• Confirmation des perspectives de croissance de la société annoncées le 6 mars 2024 lors de la journée à l'intention des investisseurs d'Enbridge
• Conclusion de l'acquisition de Questar Gas Company et de Wexpro (collectivement « Questar » et exerçant ses activités sous la dénomination « Enbridge Gas Utah »), auprès de Dominion Energy Inc. le 31 mai 2024 pour un prix d'achat de 4,3 G$ US (y compris la dette prise en charge de 1,3 G$ US)
• Achèvement du financement des Acquisitions et fin du programme d'émission d'actions au cours du marché; retour au modèle d'autofinancement par capitaux propres
• Annonce d'une décision d'investissement définitive pour le pipeline Blackcomb, un gazoduc d'une capacité maximale de 2,5 Gpi³/j qui assurera des services de transport de Rankin, au Texas, jusqu'à la région d'Agua Dulce, dans le sud du Texas, et fournira aux expéditeurs une capacité d'exportation des plus nécessaires depuis le bassin permien
• Conclusion d'un règlement négocié avec les clients de Texas Eastern Transmission visant à assurer un recouvrement des coûts approprié par la majoration des tarifs à compter du 1^er octobre 2024
• Approbation du projet d'énergie solaire Orange Grove (130 MW) au nord‑ouest de Corpus Christi, au Texas, au coût d'environ 250 M$ US, qui s'appuie sur une convention d'achat d'électricité à long terme avec AT&T pour 100 % de la capacité
• Approbation d'une expansion de 120 kb/j du pipeline Gray Oak à la suite d'un appel au marché réussi
• Ratio dette/BAIIA de 4,7 fois à la fin du trimestre; Enbridge prévoit que les apports au BAIIA annualisé des Acquisitions d'une valeur de 14 G$ US en 2024 renforceront le ratio dette/BAIIA d'Enbridge

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION
Greg Ebel, président et chef de la direction, a formulé les commentaires suivants :

« Au cours du trimestre, nous avons réalisé des progrès importants quant à nos priorités stratégiques. Nous avons réalisé l'acquisition de Questar et déposé une entente auprès du personnel de la North Carolina Utilities Commission, ce qui nous donne une orientation claire pour conclure l'acquisition de PSNC au troisième trimestre. De plus, nous avons achevé le financement de toutes les Acquisitions et nous avons mis fin au programme d'émission d'actions au cours du marché de la société. Par conséquent, nous ajustons nos perspectives financières pour 2024 afin d'inclure l'apport des actifs acquis. Je suis fier de l'engagement de notre équipe à cet égard et je me réjouis de travailler avec les nouveaux membres de notre équipe et nos nouveaux clients.

« L'envergure et la connectivité de notre entreprise élargissent les occasions de croissance dans nos quatre secteurs d'activité. Enbridge est un guichet unique pour un vaste éventail de clients et de partenaires. De solides relations, une présence stratégique et une capacité éprouvée à tenir nos engagements font de nous un partenaire de premier choix. Le projet Seven Stars Energy, qui a réuni Enbridge et les communautés autochtones pour l'aménagement d'un parc éolien de 200 MW en Saskatchewan, en est un excellent exemple. Ce projet est le fruit d'un partenariat entre les équipes de nos secteurs Oléoducs et Énergie renouvelable en vue du renforcement des relations existantes et de la création de nouvelles occasions.

« Le besoin d'une énergie fiable et abordable a entraîné une forte utilisation de tous nos réseaux au cours du trimestre. La demande des clients et la fiabilité d'exploitation de nos actifs ont contribué à générer un BAIIA record au deuxième trimestre.

« Dans le secteur Oléoducs, la demande sur le réseau principal est demeurée forte, et la répartition a été maintenue tout au long du deuxième trimestre. Les volumes se sont établis en moyenne à 3,1 Mb/j et nous poursuivons les discussions avec les clients en vue d'une capacité de transport supplémentaire depuis l'Ouest canadien. Dans le bassin permien, nous avons approuvé l'expansion du pipeline Gray Oak pour répondre à la demande croissante d'exportation de pétrole brut à notre installation d'Ingleside. Le terminal demeure très utilisé, établissant de nouveaux records de livraison quotidiens et trimestriels alors que la demande mondiale de produits énergétiques nord-américains continue de croître.

« Dans le secteur Transport de gaz, nous avons conclu l'acquisition de 19 % d'une coentreprise constituée d'un réseau intégré de gazoducs et d'installations de stockage du bassin permien (« Whistler Parent JV »), qui a un effet positif immédiat sur notre infrastructure à Agua Dulce, à laquelle il est relié directement. Cette participation procure déjà des possibilités de croissance supplémentaires compte tenu de la décision d'investissement définitive annoncée pour le pipeline Blackcomb, qui devrait fournir aux expéditeurs de gaz naturel une capacité de transport des plus nécessaires depuis le bassin permien en 2026. Pour Texas Eastern, nous avons conclu un règlement négocié avec les expéditeurs pour nous assurer d'obtenir un rendement raisonnable sur les investissements financés par les tarifs de base alors que nous continuons à fournir une énergie sûre et fiable.

« Dans le secteur Distribution de gaz, l'intégration avec Enbridge Gas Ohio et Enbridge Gas Utah va bon train. Les nouveaux services publics ont été entièrement financés et fourniront des occasions d'investissement de capitaux à long terme, à tarifs réglementés et à faible risque. C'est ce que nous constatons en Utah, puisque nous sommes en train de négocier pour relier jusqu'à 200 MW d'énergie pouvant servir les clients des centres de données, et nous avons eu de nombreux engagements pour relier jusqu'à 1,5 GW de capacité supplémentaire à long terme.

« Dans le secteur Énergie renouvelable, nous avons approuvé le projet d'énergie solaire Orange Grove, au Texas, qui s'appuie sur une convention d'achat d'électricité à long terme avec AT&T. Nous avons également mis en service notre projet éolien extracôtier Fécamp, qui est conçu pour fournir de l'électricité à près de 770 000 résidents français.

« Pour ce qui est de l'avenir, la gestion rigoureuse des capitaux demeure une priorité clé. Les mesures positives prises par les agences de notation au cours du trimestre renforcent notre opinion de longue date quant à la solidité de notre bilan. Notre niveau d'endettement est bien à l'intérieur de notre fourchette cible et nous donne la souplesse nécessaire pour financer entièrement notre carnet de projets garantis d'immobilisations de 24 G$. Un dividende bien soutenu et une croissance visible devraient produire pour les actionnaires des rendements annuels dans le bas de la fourchette à deux chiffres pour de nombreuses années à venir, ce qui nous positionne comme une occasion de placement de premier choix. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des semestres clos les 30 juin 2024 et 2023 sont résumés dans le tableau ci‑après :

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action; nombre d'actions en millions)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR	1 848	1 848		3 267	3 581
Bénéfice par action ordinaire conforme aux PCGR	0,86	0,91		1,53	1,77
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 814	3 439		5 965	7 305
BAIIA ajusté^1	4 335	4 008		9 289	8 476
BAIIA ajusté - Activités de base^1, 2	4 106	4 008		8 951	8 476
Bénéfice ajusté^1	1 248	1 380		3 203	3 106
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,58	0,68		1,50	1,53
Flux de trésorerie distribuables^1	2 858	2 783		6 321	5 963
Flux de trésorerie distribuables - Activités de base^1, 2	2 798	2 783		6 241	5 963
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 137	2 024		2 131	2 025
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation - Activités de base^2	2 023	2 024		2 023	2 025

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

2  Les résultats des activités de base sont ajustés pour exclure l'apport des Acquisitions et l'incidence de leur financement, soit le BAIIA, les FTD, les dépenses en immobilisations connexes ainsi que les émissions d'actions ordinaires et de titres de créance attribuables aux Acquisitions. Pour un rapprochement complet, voir l'Annexe D du présent communiqué.

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR pour le deuxième trimestre de 2024 est identique à celui de la même période en 2023, principalement en raison du gain de 1,1 G$ (765 M$ après impôts) réalisé à la cession des participations dans Alliance Pipeline et Aux Sable à Pembina Pipeline Corporation (« Pembina »). Ce gain a été contrebalancé par une perte nette latente hors trésorerie de 208 M$ (160 M$ après impôts) liée à la juste valeur d'instruments dérivés en 2024, comparativement à un gain net latent de 595 M$ (456 M$ après impôts) en 2023, ce qui rend compte des variations de la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change, le risque de taux d'intérêt et le risque lié aux prix des marchandises ainsi que des facteurs d'exploitation trimestriels.

La comparabilité d'une période à l'autre du bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR subit l'incidence de certains facteurs inhabituels ou peu fréquents ou d'autres facteurs hors exploitation, qui sont indiqués dans le tableau présentant le rapprochement joint à l'Annexe A du présent communiqué. Il y a lieu de consulter le Rapport de gestion du deuxième trimestre de 2024 de la société déposé de concert avec les états financiers du deuxième trimestre pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au deuxième trimestre de 2024, le BAIIA ajusté a augmenté de 327 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2023. Cette hausse est attribuable à l'accroissement du débit sur le pipeline Flanagan Sud en raison des engagements dans le cadre du récent appel au marché, des volumes supérieurs sur Express‑Platte ainsi que de l'apport des actifs récemment acquis, y compris EOG, Questar, les participations supplémentaires dans Hohe See et Albatros, Aitken Creek et Tomorrow RNG. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'absence de l'apport d'Alliance Pipeline et d'Aux Sable compte tenu de la vente de nos participations dans ces entités en avril 2024 et par les températures plus chaudes en Ontario se répercutant sur le secteur Distribution et stockage de gaz.

Le bénéfice ajusté a diminué de 132 M$, ou 0,10 $ par action, au deuxième trimestre de 2024, comparativement à celui de la période correspondante de 2023, principalement en raison de l'augmentation des coûts de financement attribuable à la hausse des taux d'intérêt et du capital de la dette à long terme, de la hausse des impôts en raison de l'accroissement du bénéfice et de l'augmentation de la charge d'amortissement sur les actifs acquis et mis en service depuis la fin de l'exercice précédent, facteurs contrebalancés en partie par la hausse des apports au BAIIA ajusté susmentionnés.

Au deuxième trimestre de 2024, les FTD ont augmenté de 75 M$ comparativement à ceux de la période correspondante de 2023, en raison surtout de la hausse des apports au BAIIA ajusté susmentionnés, facteur étant annulé en partie par l'augmentation des coûts de financement attribuable à la hausse des taux d'intérêt et du capital de la dette à long terme et à la majoration du taux de l'impôt minimum alternatif pour les sociétés aux États‑Unis.

Le placement d'actions par prise ferme au troisième trimestre de 2023 et les émissions au cours du marché au deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du plan de financement des Acquisitions ont influé sur les indicateurs par action en 2024.

La rubrique Résultats financiers du deuxième trimestre de 2024 ci‑après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats.

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société a ajusté ses prévisions financières pour 2024. Le BAIIA ajusté devrait se situer entre 17,7 G$ et 18,3 G$ (entre 16,6 G$ et 17,2 G$ auparavant). La fourchette prévisionnelle de 5,40 $ à 5,80 $ pour les FTD par action est maintenue.

Par rapport aux prévisions annoncées précédemment par Enbridge le 28 novembre 2023, les prévisions ajustées de la société pour 2024 reflètent l'apport supplémentaire des deux acquisitions de services gaziers aux États‑Unis qui ont été conclues et supposent la conclusion de l'acquisition de PSNC au troisième trimestre. Elles tiennent maintenant compte également de l'incidence du préfinancement des Acquisitions, qui a été achevé au deuxième trimestre.

La société a également confirmé ses perspectives de croissance à court terme pour la période de 2023 à 2026, soit une croissance de 7 % à 9 % du BAIIA ajusté, une croissance de 4 % à 6 % du bénéfice ajusté par action et une croissance d'environ 3 % des FTD par action.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

Financement des Acquisitions 

Enbridge a désormais financé la totalité de la contrepartie en trésorerie de 12,8 G$ (9,4 G$ US) des Acquisitions. Le plan de financement a été réalisé par l'émission d'actions ordinaires dans le cadre d'un appel public à l'épargne de 4,6 G$ au troisième trimestre de 2023, par l'émission d'actions au cours du marché de 2,5 G$ au deuxième trimestre de 2024, par l'émission de billets subordonnés hybrides et par une partie du produit de la vente d'Alliance Pipeline et d'Aux Sable conclue au deuxième trimestre de 2024.

Enbridge a mis fin à son programme d'émission d'actions au cours du marché sans émettre de nouvelles actions au troisième trimestre, et prévoit revenir à son modèle d'autofinancement par capitaux propres. 

La société prévoit que les apports au BAIIA annualisé des Acquisitions d'une valeur de 14 G$ US en 2024 renforceront le ratio dette/BAIIA d'Enbridge au cours de l'exercice 2025.

Autres activités de financement

Le 24 juin 2024, Enbridge a émis des billets hybrides subordonnés de rang inférieur de 30 ans d'un montant de 1,2 G$ US, comprenant des billets pouvant être rachetés cinq ans après leur date d'émission d'un montant de 700 M$ US et des billets pouvant être rachetés dix ans après leur date d'émission d'un montant de 500 M$ US. Ces billets seront partiellement traités comme des capitaux propres par les agences d'évaluation du crédit. Une partie du produit de ces émissions sera affectée au financement de l'acquisition de PSNC et le solde servira à réduire la dette, à financer des dépenses en immobilisations et à combler d'autres besoins généraux de l'entreprise.

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

Au cours du trimestre, l'installation éolienne extracôtière de Fécamp a été mise en service et ce projet a été supprimé du carnet de projets de croissance garantis. De plus, le projet d'énergie solaire Orange Grove nouvellement approuvé a été ajouté au carnet de projets garantis. Depuis la clôture de l'acquisition d'une participation dans la coentreprise Whistler et le versement del' apport à la coentreprise sous forme de participation dans Rio Bravo, la société a retiré ce projet de son carnet de commandes garanti en raison de sa sensibilité commerciale.

Le carnet de projets de croissance garantis de la société s'élève désormais à 24 G$ et repose sur des cadres commerciaux en harmonie avec le modèle à faible risque d'Enbridge. Le financement du programme de croissance garanti devrait être entièrement assuré par la capacité d'investissement de croissance annuelle prévue de 8 G$ à 9 G$ de la société.

ACTUALITÉS

Oléoducs : Approbation de l'expansion de Gray Oak à la suite d'un appel au marché réussi

Enbridge a approuvé une expansion de 120 kb/j du pipeline Gray Oak à la suite d'un appel au marché réussi. Les volumes supplémentaires serviront à répondre à la demande croissante au centre énergétique Ingleside d'Enbridge. Cette expansion, qui ajoutera de lacapacité depuis Crane jusqu'à Corpus Christi au Texas, devrait nécessiter un investissement de capital minimal et être mis intégralement en service en 2026.

Transport de gaz : Conclusion d'un règlement négocié avec les expéditeurs de Texas Eastern

Texas Eastern Transmission, LP (« Texas Eastern ») a conclu, en mai 2024, un règlement négocié avec ses clients prévoyant une augmentation des tarifs et a déposé, le 3 juin 2024, un document de stipulation et entente auprès de la FERC. Les tarifs de base augmenteront de 6 % le 1^er octobre 2024, puis de 2,75 % supplémentaires en janvier 2026. Le règlement, approuvé par la Federal Energy Regulation Commission le 31 juillet, permet à Texas Eastern de continuer à obtenir un rendement ajusté selon le risque approprié et ses clients bénéficieront d'une certitude quant aux tarifs jusqu'en octobre 2027.

Transport de gaz : Conclusion de l'acquisition d'une participation dans une coentreprise de gaz naturel du bassin permien

Le 29 mai 2024, Enbridge a conclu l'entente précédemment annoncée avec WhiteWater/l Squared et MPLX pour former Whistler Parent JV, une coentreprise dont l'objectif sera d'aménager, de construire, de détenir et d'exploiter un gazoduc et des actifs de stockage de gaz naturel permettant d'accéder aux stocks de gaz naturel du bassin permien en vue de répondre à la demande croissante de GNL ainsi qu'à d'autres demandes en provenance de la côte américaine du golfe du Mexique. L'opération a eu un effet positif immédiat sur les indicateurs par action et le ratio dette/BAIIA. À plus long terme, cette coentreprise devrait donner lieu à de nouvelles possibilités de croissance pour Enbridge, similaires à celle décrite plus bas, en reliant la production de gaz naturel aux marchés d'exportation.

La coentreprise est la propriété de WhiteWater/l Squared (50,6 %), MPLX (30,4 %) et Enbridge (19,0 %).

Transport de gaz : Annonce de la décision d'investissement définitive pour le gazoduc Blackcomb

Whitewater, MPLX LP et Enbridge, par l'intermédiaire de Whistler Parent JV, se sont associées à Targa Resources, LLC pour prendre la décision d'investissement définitive d'aller de l'avant avec le pipeline Blackcomb. Le pipeline Blackcomb est une coentreprise dont Whistler Parent JV, Targa Resources et MPLX possèdent des participations respectives de 70 %, 17,5 % et 12,5 %. Conçu pour transporter jusqu'à 2,5 Gpi³/j de gaz naturel, ce pipeline offre une capacité de transport supplémentaire aux expéditeurs dans le bassin permien, y compris des raccordements directs aux installations de traitement dans le bassin Midland.

Le pipeline s'appuie sur des ententes de transport garanti conclues principalement avec des contreparties de catégorie investissement. Son entrée en service est prévue pour le deuxième semestre de 2026, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires habituelles et d'autres approbations.

Distribution et stockage de gaz : Acquisition par Enbridge de services publics gaziers auprès de Dominion

Le 31 mai 2024, Enbridge a conclu l'acquisition de Questar auprès de Dominion pour un prix d'achat de 4,3 G$ US, y compris la dette prise en charge de 1,3 G$ US. Le service public gazier Questar exercera ses activités sous les dénominations Engridge Gas Utah en Utah, Enbridge Gas Wyoming au Wyoming et Enbridge Gas Idaho en Idaho. Questar est un service public qui exerce ses activités dans plusieurs États et qui distribue du gaz dans l'Utah, le sud du Wyoming et le sud-est de l'Idaho à environ 1,2 million de clients au moyen de pipelines de transport et de distribution sur 21 000 milles. Questar a également conclu avec Wexpro une entente d'approvisionnement réglementé fondée sur le coût du service, qui fournit du gaz d'alimentation directement au service public.

Ensemble, EOG (faisant affaire sous la dénomination Enbridge Gas Ohio) et Questar devraient faire un apport d'environ 80 % au BAIIA annualisé total des Acquisitions. La conclusion de l'acquisition de PSNC devrait avoir lieu après la réception des approbations réglementaires requises, soit au troisième trimestre de 2024 selon Enbridge.

Énergie renouvelable : Approbation du projet d'énergie solaire Orange Grove, au Texas

Enbridge a approuvé l'aménagement d'Orange Grove, un projet d'énergie solaire de 130 MW situé stratégiquement à environ 30 milles de Corpus Christi dans la zone sud d'Electric Reliability Council of Texas (« ERCOT »), au Texas. Le projet bénéficie de la croissance de la demande industrielle d'énergie à proximité et est soutenu par un contrat d'achat d'électricité virtuel à long terme avec AT&T. Le projet, dont les coûts totaux devraient s'élever à environ 250 M$ US, devrait être mis en service en 2025.

RÉSULTATS FINANCIERS DU DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2024 

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

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 450	2 427		4 854	4 780
Transport de gaz	2 095	1 042		3 360	2 247
Distribution et stockage de gaz	567	367		1 332	1 083
Production d'énergie renouvelable	138	129		395	265
Éliminations et divers	(155)	575		(797)	592
BAIIA^1	5 095	4 540		9 144	8 967
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 848	1 848		3 267	3 581
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 814	3 439		5 965	7 305

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

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

BAIIA ajusté par secteur

Le BAIIA ajusté des activités libellées en dollars américains a été converti en dollars canadiens à un taux de change moyen supérieur (1,37 $ CA/$ US) au deuxième trimestre de 2024 comparativement à celui du trimestre correspondant de 2023 (1,34 $ CA/$ US). Le bénéfice libellé en dollars américains est en grande 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 sont comptabilisés au sein de l'unité Éliminations et divers.

Oléoducs

	Trimestres clos les 30 juin					Semestres clos les 30 juin
	2024		2023			2024		2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Réseau principal	1 317		1 453			2 655		2 790
Réseau régional des sables bitumineux	243		249			470		480
Réseaux de la côte américaine du golfe du Mexique et du milieu du continent^1	436		382			863		766
Autres réseaux^2	460		345			928		735
BAIIA ajusté^3	2 456		2 429			4 916		4 771
Données d'exploitation (livraisons moyennes - en milliers de b/j)
Volume du réseau principal^4	3 078		2 991			3 103		3 056
Tarif international conjoint sur le tronçon canadien^5($ CA)	1,65	$	--	$		1,65	$	--	$
Tarif international conjoint sur le tronçon américain^5($ US)	2,57	$	--	$		2,57	$	--	$
Tarif international conjoint et droits supplémentaires au titre de l'entente de tarification concurrentielle ($ US)^6	--	$	4,53	$		--	$	4,53	$
Droits supplémentaires au titre du remplacement de la canalisation 3 ($ US)^6, 7	0,76	$	0,77	$		0,77	$	0,80	$

1  Comprend notamment le pipeline Flanagan Sud, le pipeline Seaway, le pipeline Gray Oak, le pipeline Cactus II et le centre énergétique Ingleside d'Enbridge.

2  Le poste « Autres » comprend le pipeline Southern Lights, le réseau Express-Platte, le réseau Bakken et autres.

3  Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.

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  Tarifs, par baril, pour le transport du pétrole brut lourd depuis Hardisty, en Alberta, jusqu'à Chicago, en Illinois. Depuis le 1^er juillet 2023, la société perçoit de nouveaux droits aux termes du tarif international conjoint à double devise, conformément au règlement négocié pour les droits sur le réseau principal, compte non tenu des droits supplémentaires pour abandon.

6  Comprend les droits repères aux termes du tarif international conjoint (« TIC »), pour le transport de pétrole brut lourd depuis Hardisty, en Alberta, vers Chicago, en Illinois, les composantes étant établies en dollars américains, de même que les droits supplémentaires au titre de l'entente de tarification concurrentielle, qui ont été en vigueur de façon provisoire du 1^er juillet 2021 au 30 juin 2023.

7  Depuis le 1^er juillet 2022, les droits supplémentaires au titre du remplacement de la canalisation 3 (« L3R »), exclusion faite du supplément de réception au terminal, sont déterminés mensuellement et ajustés en fonction de la moyenne mobile sur neuf mois des volumes hors Gretna. Chaque hausse de volume de 50 kb/j en sus de 2 835 kb/j (à concurrence de 3 085 kb/j) se traduit par une remise de 0,035 $ US le baril, alors que chaque baisse de volume de 50 kb/j en dessous de 2 350 kb/j (jusqu'à un minimum de 2 050 kb/j) se traduit par un supplément de 0,04 $ US le baril. Consulter la demande d'Enbridge pour une ordonnance sur les tarifs au sujet de la mise en application des droits supplémentaires au titre du programme L3R et l'Ordonnance TO-003-2021 de la Régie pour un complément d'information.

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a progressé de 27 M$ par rapport à celui du deuxième trimestre de 2023, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'augmentation du débit sur le réseau principal, qui a été de 3,1 millions de barils par jour (« Mb/j ») en 2024 comparativement à 3,0 Mb/j en 2023;
• l'apport accru du réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent attribuable principalement aux volumes plus élevés sur le pipeline Flanagan Sud stimulés par les engagements dans le cadre d'un appel au marché ayant débuté au premier trimestre de 2024;
• l'apport supérieur du réseau Express‑Platte en raison principalement de l'accroissement des livraisons sur de longues distances et de certains pipelines d'amenée compte tenu des volumes accrus sur le pipeline de prolongement de l'accès vers le sud et du pipeline Toledo;
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2024, comparativement à 2023;
• l'apport plus important du pipeline Southern Lights découlant avant tout de l'abandon du traitement comptable propre aux activités à tarifs réglementés au quatrième trimestre de 2023; ces facteurs étant en partie annulés par
• la baisse des droits sur le réseau principal depuis l'entrée en vigueur de nouveaux tarifs le 1^er juillet 2023 et la baisse des droits supplémentaires au titre du programme L3R.

Transport de gaz

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Transport de gaz aux États-Unis	891	811		1 840	1 736
Transport de gaz au Canada	98	140		294	322
Autres	93	82		222	164
BAIIA ajusté^1	1 082	1 033		2 356	2 222

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

Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz a augmenté de 49 M$ par rapport à celui du deuxième trimestre de 2023, principalement en raison de ce qui suit :

• la baisse des frais d'exploitation pour le transport et le stockage de gaz aux États‑Unis;
• l'apport de l'acquisition d'Aitken Creek au quatrième trimestre de 2023 et de celle de Tomorrow RNG au premier trimestre de 2024;
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2024, comparativement à 2023; ces facteurs étant contrebalancés en partie par
• l'absence des apports d'Alliance Pipeline et d'Aux Sable en raison de la vente de ces participations à Pembina en avril 2024.

Distribution et stockage de gaz

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Enbridge Gas Ontario	376	358		1 073	1 057
Services publics gaziers aux États-Unis^1	178	--		228	--
Autres	13	9		31	26
BAIIA ajusté^2	567	367		1 332	1 083
Données d'exploitation
Enbridge Gas Ontario
Volumes (en milliards de pieds cubes)	378	426		1 042	1 193
Nombre de clients actifs^3 (en millions)	3,9	3,9		3,9	3,9
Degrés-jours de chauffage^4
Chiffres réels	232	477		1 609	2 205
Prévisions fondées sur les volumes en présence de températures normales^5	319	515		1 946	2 407

1  Les services publics gaziers aux États-Unis comprennent EOG et Questar.

2  Mesure financière hors PCGR. Se reporter à la section en annexe Rapprochement des mesures hors PCGR.

3  Le nombre de clients actifs correspond au nombre de clients consommant du gaz naturel à la fin de la période visée. 

4  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. 

5  Les températures normales correspondent aux prévisions météorologiques d'Enbridge Gas Ontario dans ses anciennes zones de tarification conformément à la méthodologie approuvée par la Commission de l'énergie de l'Ontario.

Le BAIIA ajusté d'Enbridge Gas Ontario et de Questar varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestres. Le profil saisonnier d'Enbridge Gas Ontario reflète la demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage; et l'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes acheminés du temps plus chaud ou plus froid que la normale. Le bénéfice d'EOG est découplé des volumes et il est moins soumis à l'incidence des fluctuations climatiques.

Le BAIIA ajusté du deuxième trimestre a progressé de 200 M$ par rapport à celui du deuxième trimestre de 2023, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'apport de l'acquisition d'EOG et de Questar en 2024;
• la hausse des charges de distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle; ces facteurs étant annulés en partie par
• l'incidence négative des températures plus chaudes comparativement à la même période en 2023.

L'incidence négative des conditions météorologiques s'est chiffrée à environ 23 M$ au deuxième trimestre de 2024, comparativement à une incidence négligeable pour la période correspondante de 2023.

Production d'énergie renouvelable

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté^1	147	132		426	271

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

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a augmenté de 15 M$ comparativement à celui du deuxième trimestre de 2023 en raison de ce qui suit :

• l'apport accru des installations éoliennes extracôtières Hohe See et Albatros en raison de l'acquisition en novembre 2023 d'une participation supplémentaire de 24,45 % dans ces installations.

Éliminations et divers

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Recouvrement de frais d'exploitation et d'administration	90	43		285	96
(Pertes) gains réalisés sur le règlement de couvertures de change	(7)	4		(26)	33
BAIIA ajusté^1	83	47		259	129

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

Le recouvrement de frais d'exploitation et d'administration pour cette unité reflète les coûts des services centralisés (y compris l'amortissement des actifs non sectoriels), compte tenu des montants recouvrés auprès des unités fonctionnelles pour la prestation de ces services. Le bénéfice libellé en dollars américains de cette unité d'exploitation est converti aux taux de change moyens du trimestre, et l'incidence des règlements effectués aux termes du programme de couverture de change de la société est constatée dans les résultats de cette unité.

Le BAIIA ajusté du secteur Éliminations et divers a augmenté de 36 M$ comparativement à celui du deuxième trimestre de 2023, en raison de revenus de placement accrus sur les soldes de trésorerie provenant du financement préalable des Acquisitions.

Flux de trésorerie distribuables

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens; nombre d'actions en millions)
Oléoducs	2 456	2 429		4 916	4 771
Transport de gaz	1 082	1 033		2 356	2 222
Distribution et stockage de gaz	567	367		1 332	1 083
Production d'énergie renouvelable	147	132		426	271
Éliminations et divers	83	47		259	129
BAIIA ajusté^1, 3	4 335	4 008		9 289	8 476
Investissements de maintien	(262)	(226)		(458)	(399)
Charge d'intérêts^1	(1 081)	(921)		(2 095)	(1 847)
Impôts exigibles^1	(158)	(84)		(421)	(264)
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^1	(88)	(103)		(166)	(195)
Distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice^1	142	138		238	203
Dividendes sur les actions privilégiées^1	(95)	(86)		(188)	(170)
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits^2	8	40		36	123
Autres ajustements hors trésorerie	57	17		86	36
FTD^3	2 858	2 783		6 321	5 963
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation^4	2 137	2 024		2 131	2 025

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

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

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

4  Comprend le financement préalable aux fins des Acquisitions, qui devraient être conclues en 2024.

Au deuxième trimestre de 2024, les FTD ont augmenté de 75 M$ comparativement à ceux du deuxième trimestre de 2023, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté, facteur annulé en partie par :

• la hausse des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres de créance à taux variable et sur les nouvelles émissions;
• l'augmentation du taux de l'impôt minimum alternatif pour les sociétés aux États‑Unis;
• l'accroissement des investissements de maintien découlant des acquisitions de Questar et d'EOG en 2024.

Le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires a augmenté en raison du placement d'actions par prise ferme au troisième trimestre de 2023 et des émissions d'actions au cours du marché au deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du financement des Acquisitions.

Bénéfice ajusté

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA ajusté^1, 2	4 335	4 008		9 289	8 476
Amortissement	(1 317)	(1 172)		(2 551)	(2 354)
Charge d'intérêts^2	(1 098)	(928)		(2 111)	(1 843)
Charge d'impôts^2	(520)	(376)		(1 127)	(889)
Participations ne donnant pas le contrôle^2	(57)	(65)		(109)	(113)
Dividendes sur les actions privilégiées	(95)	(87)		(188)	(171)
Bénéfice ajusté^1	1 248	1 380		3 203	3 106
Bénéfice ajusté par action ordinaire^1	0,58	0,68		1,50	1,53

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

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

Le bénéfice ajusté a diminué de 132 M$ et le bénéfice ajusté par action a affiché un recul de 0,10 $ par rapport à ceux du deuxième trimestre de 2023, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à la hausse du BAIIA ajusté, annulés en partie par les facteurs suivants :

• la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs acquis ou mis en service en 2023;
• l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la majoration des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres de créance à taux variable et les nouvelles émissions;
• la hausse de la charge d'impôts découlant de l'accroissement du bénéfice.

Les indicateurs par action ont subi l'incidence négative du placement d'actions par prise ferme au troisième trimestre de 2023 et des émissions au cours du marché au deuxième trimestre de 2024 dans le cadre du financement des Acquisitions.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 2 août 2024 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses), pour faire le point sur la situation globale de la société et passer en revue les résultats du deuxième trimestre de 2024. Analystes, membres des médias et autres parties intéressées qui souhaitent y assister doivent composer sans frais le 1 800 606‑3040. La conférence sera diffusée en direct sur Internet à l'adresse https://app.webinar.net/nQm7DAoRZ2N. Nous recommandons aux participants de composer le numéro ou de se joindre à la webdiffusion quinze minutes avant l'heure prévue. Elle sera aussi reprise sur le Web peu après sa conclusion, et sa transcription pourra être consultée sur le site Web. On pourra entendre la conférence en reprise pendant une semaine après sa diffusion en composant sans frais le 1 800 606‑3040 (code d'identification : 9581867).

Dans le cadre de la conférence téléphonique, l'équipe de direction présentera des remarques préparées. Suivra une période de questions et réponses à l'intention exclusive des analystes financiers et des investisseurs. Après la conférence téléphonique, les équipes des médias et des relations avec les investisseurs d'Enbridge pourront répondre à toute autre question.

DÉCLARATION DE DIVIDENDES

Le 29 juillet 2024, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci‑dessous. Tous les dividendes sont payables le 1^er septembre 2024 aux actionnaires inscrits le 15 août 2024.

(Sauf indication contraire, les montants sont en dollars canadiens)	Dividende par action
Actions ordinaires	0,91500	$
Actions privilégiées, série A	0,34375	$
Actions privilégiées, série B	0,32513	$
Actions privilégiées, série D	0,33825	$
Actions privilégiées, série F	0,34613	$
Actions privilégiées, série G^1	0,46817	$
Actions privilégiées, série H	0,38200	$
Actions privilégiées, série I^2	0,44366	$
Actions privilégiées, série L	0,36612	$ US
Actions privilégiées, série N	0,41850	$
Actions privilégiées, série P	0,36988	$
Actions privilégiées, série R^3	0,39463	$
Actions privilégiées, série 1	0,41898	$ US
Actions privilégiées, série 3	0,23356	$
Actions privilégiées, série 5	0,41769	$ US
Actions privilégiées, série 7	0,37425	$
Actions privilégiées, série 9	0,25606	$
Actions privilégiées, série 11	0,24613	$
Actions privilégiées, série 13	0,19019	$
Actions privilégiées, série 15	0,18644	$
Actions privilégiées, série 19	0,38825	$

1  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série G a diminué, passant de 0,47383 $ à 0,46817 $ le 1^er juin 2024, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel. 

2  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série I a diminué, passant de 0,44932 $ à 0,44366 $ le 1^er juin 2024, en raison du rajustement du taux de dividende trimestriel. 

3  Le montant des dividendes trimestriels par action privilégiée de série R a augmenté, passant de 0,25456 $ à 0,39463 $ le 3 juin 2024, en raison du rajustement du taux de dividende annuel le 3 juin 2024.

INFORMATION PROSPECTIVE

Le présent communiqué renferme des informations prospectives, ou énoncés prospectifs, qui visent à fournir des renseignements sur Enbridge, ses filiales et ses sociétés affiliées, notamment dans le cadre de l'analyse par la direction des projets et activités à venir d'Enbridge et de ses filiales. Ces renseignements pourraient ne pas être pertinents à d'autres fins. Généralement, les énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de termes comme « entrevoir », « s'attendre à », « projeter », « estimer », « prévoir », « planifier », « viser », « cibler », « croire », « vraisemblablement » et autres termes qui laissent entendre la possibilité de résultats futurs ou certaines perspectives. Le présent document et ceux qui y sont intégrés par renvoi contiennent de l'information ou des énoncés prospectifs ayant trait notamment à ce qui suit : la vision et la stratégie d'entreprise d'Enbridge, y compris ses priorités stratégiques et ses perspectives; les prévisions financières pour 2024 et les perspectives à court terme, y compris les FTD par action et le BAIIA ajusté projetés ainsi que la croissance prévue de ces derniers; les dividendes et la croissance des dividendes prévus et la politique en matière de dividendes; l'acquisition de trois services publics gaziers auprès de Dominion Energy, Inc. (les « Acquisitions »), y compris les caractéristiques, les avantages et le financement de même que le moment prévus de la clôture de la transaction et l'intégration des entités acquises; l'offre et la demande prévues pour le pétrole brut, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel (« LGN »), le gaz naturel liquéfié (« GNL »), le gaz naturel renouvelable (« GNR ») et l'énergie renouvelable et les exportations et les prix prévus pour ces derniers; la transition énergétique et l'énergie à faible émission de carbone et notre approche en la matière; l'utilisation prévue de nos actifs; le BAIIA et le BAIIA ajusté prévus; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; les FTD et les FTD par action prévus; les flux de trésorerie futurs prévus; les rendements prévus pour les actionnaires et les rendements des actifs; le rendement prévu des entreprises de la société; la vigueur et la souplesse financières; les coûts et programmes de financement, y compris en ce qui a trait aux Acquisitions et à notre modèle d'autofinancement par capitaux propres; les attentes quant à l'endettement, y compris le ratio dette/BAIIA; les sources de liquidités et la suffisance des ressources financières; les dates de mise en service et les coûts prévus des projets annoncés et des projets en construction; le cadre et les priorités d'affectation du capital; l'incidence des conditions météorologiques et du caractère saisonnier; les possibilités de croissance et d'expansion futures prévues, y compris le programme de croissance garanti, les occasions de développement, l'accroissement de la clientèle et les occasions et la stratégie liées aux énergies à faible émission de carbone, notamment en ce qui a trait à l'expansion du pipeline Gray Oak, à Whistler Parent JV et aux projets d'énergie solaire Orange Grove et Fox Squirrel; les prévisions en ce qui a trait à la clôture, aux avantages, à la création de valeur et au moment des transactions, y compris en ce qui a trait aux Acquisitions; les mesures et les décisions futures attendues des organismes de réglementation et des tribunaux et le moment et les répercussions de celles-ci; et les discussions sur les droits et les dossiers tarifaires et les dépôts à ce titre, y compris en ce qui a trait à Texas Eastern Transmission, LP (« Texas Eastern »), de même que le calendrier prévu et l'incidence de ceux‑ci.

Bien que ces énoncés prospectifs soient, de l'avis d'Enbridge, raisonnables compte tenu des renseignements disponibles à la date à laquelle ils sont présentés et des procédés utilisés pour les formuler, ils ne garantissent nullement le rendement à venir, et les lecteurs sont invités à faire preuve de prudence en ne se fiant pas outre mesure à de tels énoncés. De par leur nature, ces énoncés s'appuient sur diverses hypothèses, et ils tiennent compte de risques et d'incertitudes, connus et inconnus, ainsi que d'autres facteurs pouvant faire en sorte que les résultats réels, les niveaux d'activité et les réalisations diffèrent considérablement de ceux exprimés ou sous-entendus dans les énoncés en question. Les hypothèses importantes visent notamment : l'offre et la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN, de GNL, de GNR et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN, du GNL, du GNR et de l'énergie renouvelable; l'utilisation prévue de nos actifs; 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 stabilité de notre chaîne d'approvisionnement; la fiabilité et le rendement d'exploitation; le maintien du soutien et les approbations par les organismes de réglementation pour nos projets et demandes tarifaires, y compris en ce qui a trait à Texas Eastern; les dates prévues de mise en service; les conditions météorologiques; les acquisitions, les cessions, les autres transactions d'affaires et les projets annoncés et éventuels, le moment de ces derniers et les avantages qu'ils procurent, y compris les Acquisitions; les lois gouvernementales; les litiges; les notations; le programme de couverture; le BAIIA et le BAIIA ajusté prévus; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu; le bénéfice (la perte) prévu et le bénéfice (la perte) ajusté prévu par action; les flux de trésorerie futurs prévus; les FTD et les FTD par action futurs prévus; les dividendes futurs estimatifs; la vigueur et la souplesse financières; la conjoncture des marchés d'emprunt et des capitaux propres ainsi que la conjoncture économique et le contexte concurrentiel. Les hypothèses relatives à l'offre et à la demande prévues de pétrole brut, de gaz naturel, de LGN, de GNL, de GNR et d'énergie renouvelable, et aux prix de ces marchandises, sont importantes pour tous les énoncés prospectifs dont elles constituent la base, puisqu'elles peuvent avoir une incidence sur les niveaux actuels et futurs de la demande pour nos services. Par ailleurs, les taux de change, l'inflation et les taux d'intérêt ont une incidence sur le contexte économique et le contexte des affaires dans lesquels nous évoluons, peuvent se répercuter sur les niveaux de la demande pour les services de la société et le coût des intrants et sont par conséquent indissociables de tous les énoncés prospectifs. 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 coût de la main-d'œuvre et des matériaux de construction; la stabilité de notre chaîne d'approvisionnement; l'incidence de l'inflation et des taux de change sur les coûts de la main-d'œuvre et des matériaux; l'incidence des taux d'intérêt sur les coûts d'emprunt; l'incidence des conditions météorologiques; le moment et la clôture des acquisitions, des cessions et des autres transactions et la réalisation des avantages prévus qui devraient en être tirés; et l'approbation par les clients, le gouvernement, les tribunaux et les organismes de réglementation des calendriers de construction et de mise en service et des régimes de recouvrement des coûts.

Les énoncés prospectifs d'Enbridge sont assujettis à des risques et incertitudes au sujet de l'exécution réussie de ses priorités stratégiques, du rendement de l'exploitation, des paramètres de la réglementation et des décisions réglementaires, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres opérations et de la concrétisation des avantages prévus en découlant, y compris les Acquisitions, de l'approbation des projets et du soutien apporté à ces derniers, du renouvellement des emprises, des conditions météorologiques, de la conjoncture économique et de la situation de la concurrence, des conditions géopolitiques mondiales, des décisions politiques, de l'opinion publique, de la politique en matière de dividendes, des modifications apportées aux lois fiscales et aux taux d'imposition, des taux de change, des taux d'intérêt, de l'inflation, des prix des marchandises et de l'offre et la demande de marchandises, notamment les risques et incertitudes dont il est question dans le présent communiqué et dans d'autres documents déposés par Enbridge auprès des autorités en valeurs mobilières au Canada et aux États‑Unis. Il est impossible d'établir avec précision l'incidence de l'un ou l'autre de ces hypothèses, risques, incertitudes ou facteurs sur un énoncé prospectif particulier puisqu'ils sont interdépendants et que notre plan d'action futur dépend de l'évaluation, par la direction, de l'ensemble des renseignements connus à un moment ou à un autre. Sauf dans la mesure prévue par les lois pertinentes, Enbridge n'est pas tenue d'actualiser ou de réviser publiquement un énoncé prospectif présenté dans les pages du présent communiqué ou autrement, que ce soit à la lumière de nouveaux éléments d'information, de nouveaux faits ou pour quelque autre motif que ce soit. Tout énoncé prospectif, écrit ou verbal, attribuable à Enbridge ou à quiconque agissant au nom de la société, doit être expressément considéré comme visé par la présente mise en garde.

À PROPOS D'ENBRIDGE INC.

Enbridge relie en toute sécurité des millions de personnes à l'énergie dont elles dépendent chaque jour, alimentant la qualité de vie grâce à ses réseaux nord‑américains de gaz naturel, de pétrole et d'énergie renouvelable et à son portefeuille européen de parcs éoliens extracôtiers en pleine croissance. Nous investissons dans des infrastructures modernes de distribution d'énergie afin de maintenir l'accès à une énergie sûre et abordable, et nous nous appuyons sur plus d'un siècle d'expérience en exploitation d'infrastructures énergétiques classiques et deux décennies d'expérience en énergie renouvelable. Nous faisons progresser les nouvelles technologies, y compris l'hydrogène, le gaz naturel renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone, et nous sommes déterminés à atteindre la carboneutralité de nos activités d'ici 2050. Les actions ordinaires d'Enbridge, dont le siège social est situé à Calgary, en Alberta, sont négociées sous le symbole ENB aux bourses de Toronto (« TSX ») et de New York (« NYSE »). Pour en savoir plus, visitez le site enbridge.com.

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

ANNEXES - RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR

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

Le BAIIA représente le bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement.

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

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

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

Le BAIIA ajusté - Activités de base représente le BAIIA ajusté, ajusté de nouveau pour exclure les apports, et leur incidence sur le financement des acquisitions de trois services publics gaziers auprès de Dominion Energy, Inc. (les « Acquisitions ») (y compris le BAIIA, les FTD, les dépenses en immobilisations, les actions ordinaires et les émissions de titres de créance connexes). La direction a recours au BAIIA ajusté des activités de base en 2024 pour évaluer le rendement de la société et de ses unités fonctionnelles, exclusion faite de l'incidence des Acquisitions, qui ont toutes été conclues ou devraient être conclues en 2024.

Les FTD - Activités de base représentent les FTD ajustés, ajustés de nouveau pour exclure les apports, et leur incidence sur le financement, des Acquisitions (y compris le BAIIA, les FTD, les dépenses en immobilisations, les actions ordinaires et les émissions de titres de créance connexes). La direction a recours aux FTD des activités de base en 2024 pour évaluer le rendement de la société et ses cibles de versement de dividendes, exclusion faite de l'incidence des Acquisitions.

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

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

Nos mesures financières hors PCGR et nos ratios hors PCGR décrits ci‑dessus sont des mesures qui n'ont pas de signification normalisée aux termes des PCGR des États‑Unis et ne sont pas considérés comme des mesures conformes aux PCGR des États‑Unis. Par conséquent, ces mesures ne sauraient être comparées aux mesures de même nature présentées par d'autres émetteurs.

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

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

BÉNÉFICE CONSOLIDÉ

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Oléoducs	2 450	2 427		4 854	4 780
Transport de gaz	2 095	1 042		3 360	2 247
Distribution et stockage de gaz	567	367		1 332	1 083
Production d'énergie renouvelable	138	129		395	265
Éliminations et divers	(155)	575		(797)	592
BAIIA	5 095	4 540		9 144	8 967
Amortissement	(1 273)	(1 137)		(2 466)	(2 283)
Charge d'intérêts	(1 082)	(883)		(1 987)	(1 788)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(739)	(519)		(1 125)	(1 029)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(58)	(66)		(111)	(115)
Dividendes sur les actions privilégiées	(95)	(87)		(188)	(171)
Bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires	1 848	1 848		3 267	3 581

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
Oléoducs	2 456	2 429		4 916	4 771
Transport de gaz	1 082	1 033		2 356	2 222
Distribution et stockage de gaz	567	367		1 332	1 083
Production d'énergie renouvelable	147	132		426	271
Éliminations et divers	83	47		259	129
BAIIA ajusté	4 335	4 008		9 289	8 476
Amortissement	(1 317)	(1 172)		(2 551)	(2 354)
Charge d'intérêts	(1 098)	(928)		(2 111)	(1 843)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(520)	(376)		(1 127)	(889)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(57)	(65)		(109)	(113)
Dividendes sur les actions privilégiées	(95)	(87)		(188)	(171)
Bénéfice ajusté	1 248	1 380		3 203	3 106
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,58	0,68		1,50	1,53

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens, sauf les montants par action)
BAIIA	5 095	4 540		9 144	8 967
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	226	(547)		1 013	(1 085)
Coûts de cessation d'emploi	--	--		105	--
Perte de couverture réalisée sur l'entente de tarification concurrentielle	--	--		--	638
Gain net à la vente	(1 092)	--		(1 092)	--
Gain au règlement d'un litige	--	--		--	(68)
Autres	106	15		119	24
Total des éléments d'ajustement	(760)	(532)		145	(491)
BAIIA ajusté	4 335	4 008		9 289	8 476
Amortissement	(1 273)	(1 137)		(2 466)	(2 283)
Charge d'intérêts	(1 081)	(883)		(1 986)	(1 788)
Charge d'impôts sur les bénéfices	(739)	(519)		(1 125)	(1 029)
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	(58)	(66)		(111)	(115)
Dividendes sur les actions privilégiées	(95)	(87)		(188)	(171)
Éléments d'ajustement à l'égard des aspects suivants :
Amortissement	(44)	(35)		(85)	(71)
Charge d'intérêts	(17)	(45)		(125)	(55)
Charge d'impôts sur les bénéfices	219	143		(2)	140
Bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	1	1		2	2
Bénéfice ajusté	1 248	1 380		3 203	3 106
Bénéfice ajusté par action ordinaire	0,58	0,68		1,50	1,53

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

OLÉODUCS

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	2 456	2 429		4 916	4 771
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	29	34		(6)	650
Perte de couverture réalisée sur l'entente de tarification concurrentielle	--	--		--	(638)
Gain au règlement d'un litige	--	--		--	68
Autres	(35)	(36)		(56)	(71)
Total des ajustements	(6)	(2)		(62)	9
BAIIA	2 450	2 427		4 854	4 780

TRANSPORT DE GAZ 

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	1 082	1 033		2 356	2 222
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	--	--		(17)	--
Gain à la vente d'Alliance et d'Aux Sable	1 063	--		1 063	--
Autres	(50)	9		(42)	25
Total des ajustements	1 013	9		1 004	25
BAIIA	2 095	1 042		3 360	2 247

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	567	367		1 332	1 083
Total des ajustements	--	--		--	--
BAIIA	567	367		1 332	1 083

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	147	132		426	271
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - prix des marchandises	(26)	--		(39)	--
Gain à la vente de NR Green	29	--		29	--
Autres	(12)	(3)		(21)	(6)
Total des ajustements	(9)	(3)		(31)	(6)
BAIIA	138	129		395	265

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	83	47		259	129
Variation du gain (de la perte) latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés - taux de change	(211)	485		(933)	402
Coûts de cessation d'emploi	--	--		(105)	--
Autres	(27)	43		(18)	61
Total des ajustements	(238)	528		(1 056)	463
BAIIA	(155)	575		(797)	592

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

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 814	3 439		5 965	7 305
Montant ajusté pour tenir compte de la variation de l'actif et du passif d'exploitation^1	207	(314)		507	(1 228)
	3 021	3 125		6 472	6 077
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle^2	(88)	(103)		(166)	(195)
Dividendes sur les actions privilégiées^2	(95)	(86)		(188)	(170)
Investissements de maintien	(262)	(226)		(458)	(399)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits	8	40		36	123
Coûts de cessation d'emploi, déduction faite des impôts	--	--		91	--
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs^2	197	40		476	195
Perte de couverture réalisée sur l'ETC, déduction faite des impôts	--	--		--	479
Gain au règlement d'un litige	--	--		--	(68)
Autres éléments	77	(7)		58	(79)
FTD	2 858	2 783		6 321	5 963

1  Variations des actifs et des passifs d'exploitation, déduction faite des recouvrements.

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

ANNEXE D
RAPPROCHEMENT DES MESURES HORS PCGR - BAIIA ET FLUX DE TRÉSORERIE DISTRIBUABLES - ACTIVITÉS DE BASE

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA ajusté	4 335	4 008		9 289	8 476
BAIIA des services gaziers aux États-Unis	(178)	--		(228)	--
BAIIA - Éliminations et divers^1	(51)	--		(110)	--
BAIIA ajusté - Activités de base	4 106	4 008		8 951	8 476

1  Lié aux revenus de placement attribuables au financement préalable des Acquisitions.

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
BAIIA	5 095	4 540		9 144	8 967
Éléments d'ajustement :
Variation (du gain) de la perte latent lié à la juste valeur d'instruments dérivés	225	(549)		1 010	(1 089)
Coûts de cessation d'emploi	--	--		105	--
Perte de couverture réalisée sur l'entente de tarification concurrentielle	--	--		--	638
Gain net à la vente	(1 092)	--		(1 092)	--
Gain au règlement d'un litige	--	--		--	(68)
Autres	107	17		122	28
BAIIA des services gaziers aux États-Unis	(178)	--		(228)	--
BAIIA - Éliminations et divers^1	(51)	--		(110)	--
BAIIA ajusté - Activités de base	4 106	4 008		8 951	8 476

1  Lié aux revenus de placement attribuables au financement préalable des Acquisitions.

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
FTD	2 858	2 783		6 321	5 963
Ajustements au titre de l'exploitation et du financement des services publics gaziers aux États-Unis
BAIIA	(229)	--		(338)	--
Investissements de maintien	48	--		63	--
Coûts de financement	120	--		188	--
Impôts sur les bénéfices exigibles	1	--		7	--
FTD - Activités de base	2 798	2 783		6 241	5 963

	Trimestres clos les  30 juin			Semestres clos les  30 juin
	2024	2023		2024	2023
(non audité; en millions de dollars canadiens)
Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation	2 814	3 439		5 965	7 305
Montant ajusté pour tenir compte de la variation de l'actif et du passif d'exploitation	207	(314)		507	(1 228)
	3 021	3 125		6 472	6 077
Distributions aux participations ne donnant pas le contrôle	(88)	(103)		(166)	(195)
Dividendes sur les actions privilégiées	(95)	(86)		(188)	(170)
Investissements de maintien	(262)	(226)		(458)	(399)
Éléments d'ajustement importants à l'égard des aspects suivants :
Autres rentrées de trésorerie non comptabilisées dans les produits	8	40		36	123
Coûts de cessation d'emploi, déduction faite des impôts	--	--		91	--
Distributions provenant des participations dans des satellites en excédent des bénéfices cumulatifs	197	40		476	195
Perte de couverture réalisée sur l'ETC, déduction faite des impôts	--	--		--	479
Gain au règlement d'un litige	--	--		--	(68)
Autres éléments	77	(7)		58	(79)
Ajustements au titre de l'exploitation et du financement des services publics gaziers américains	(60)	--		(80)	--
FTD - Activités de base	2 798	2 783		6 241	5 963

	Trimestres clos les 30 juin			Semestres clos les 30 juin
	2024	2023		2024	2023
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation	2 137	2 024		2 131	2 025
Émission d'actions visant à financer les services publics gaziers aux États-Unis	(114)	--		(108)	--
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation - Activités de base	2 023	2 024		2 023	2 025

SOURCE Enbridge Inc.