ENB Enbridge Inc

CALGARY, AB, le 3 nov. 2023 /CNW/ - Enbridge Inc. (« Enbridge » ou la « société ») (TSX : ENB) (NYSE : ENB) a annoncé aujourd'hui ses résultats financiers pour le troisième trimestre de 2023, a confirmé ses perspectives financières pour 2023 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 ».)

• Bénéfice conforme aux PCGR de 0,5 G$, ou 0,26 $ par action ordinaire, pour le troisième trimestre, comparativement à un bénéfice conforme aux PCGR de 1,3 G$, ou 0,63 $ par action ordinaire, en 2022
• Bénéfice ajusté* de 1,3 G$, ou 0,62 $ par action ordinaire*, comparativement à 1,4 G$, ou 0,67 $ par action ordinaire, en 2022
• Bénéfice ajusté avant intérêts, impôts et amortissement (« BAIIA »)* de 3,9 G$, soit une hausse de 3 %, comparativement à 3,8 G$ en 2022
• Rentrées de trésorerie liées aux activités d'exploitation de 3,1 G$, comparativement à 2,1 G$ en 2022
• Flux de trésorerie distribuables (« FTD »)* de 2,6 G$, soit une hausse de 0,1 G$, comparativement à 2,5 G$ en 2022
• Confirmation des prévisions financières pour le BAIIA et les FTD pour l'exercice 2023, compte tenu de la dilution découlant du récent placement d'actions
• Conclusion par Enbridge d'ententes définitives (les « acquisitions ») avec Dominion Energy, Inc. (« Dominion ») en vue de l'acquisition de The East Ohio Gas Company, de Questar Gas Company et ses sociétés affiliées Wexpro, et de Public Service Company of North Carolina, Incorporated pour un prix d'achat totalisant 14 G$ US (19 G$ CA)
• Dépôt par Enbridge de la totalité des demandes exigées aux fins des principales approbations requises de la part des organismes de réglementation fédéraux et étatiques en vue de la réalisation des acquisitions en suspens et mobilisation d'environ 75 % du financement du prix d'achat total
• Signature d'une entente visant à augmenter de 24,45 % la participation d'Enbridge dans les installations éoliennes extracôtières Hohe See et Albatros, ce qui porte sa participation à 49,89 %, pour une contrepartie de 625 M€ (y compris la prise en charge de la dette de 358 M€)
• Conclusion d'une entente définitive visant l'acquisition d'installations de production de gaz naturel renouvelable (GNR) à partir de sept sites d'enfouissement situées au Texas et en Arkansas pour une contrepartie de 1,2 G$ US dont les paiements seront échelonnés
• Augmentation et relance de l'appel de soumissions exécutoires pour le pipeline Flanagan Sud (« PFS ») pour le service de livraison sur la côte américaine du golfe du Mexique
• Clôture de l'acquisition des installations de stockage de gaz d'Aitken Creek le 1^er novembre
• Ratio de la dette sur le BAIIA prévu en fin d'exercice inférieur à la fourchette cible de 4,5x à 5,0x, ce qui reflète les capitaux considérables mobilisés avant la clôture des acquisitions

COMMENTAIRE DU CHEF DE LA DIRECTION

« Malgré la volatilité continue sur les marchés, les quatre secteurs d'exploitation d'Enbridge ont dégagé de solides résultats financiers pour le trimestre. Tous nos réseaux ont connu un taux d'utilisation élevé, fournissant à nos clients un accès à de l'énergie abordable, fiable et durable tout en maintenant des normes de sécurité de premier ordre. Nos résultats sont conformes aux prévisions de 2023, et nous prévoyons atteindre la fourchette prévisionnelle de 2023 pour le BAIIA et les FTD par action pour la dix‑huitième année de suite.

« Au cours du trimestre, nous avons annoncé l'acquisition stratégique de trois services publics gaziers aux États-Unis. Après la clôture de ces transactions, Enbridge aura créé la plus importante plateforme de services publics de gaz naturel en Amérique du Nord, comptant environ 7 000 employés et permettant de servir environ 7 millions de clients. Il s'agit d'une occasion rare et sans précédent d'acquérir d'importants services publics gaziers en croissance situés sur des territoires à la réglementation favorable et dont la valorisation est historiquement attrayante. Ces services publics viennent rehausser la proposition de valeur d'Enbridge en permettant de générer des flux de trésorerie fiables, d'améliorer notre profil de croissance à faible risque et de diversifier davantage nos actifs. Nous sommes certains que ces acquisitions renforceront notre profil de croissance continue des dividendes et nous permettront d'offrir de solides rendements totaux à nos actionnaires.

« Nous sommes en voie de clore les acquisitions en 2024 et avons déposé la totalité des demandes aux fins des approbations requises dans les états ayant compétence pour réglementer les services publics. Depuis l'annonce de ces acquisitions, nous avons mobilisé environ 75 % du financement exigé, et pour la partie restante du financement, nous avons la souplesse nécessaire pour recourir à diverses solutions, dont des obligations, notre programme de recyclage du capital continu, la réactivation de notre régime de réinvestissement des dividendes et de rachat d'actions, et l'émission d'actions au cours du marché. Nous avons mis sur pied une équipe dédiée à l'intégration qui veillera à une intégration sans heurts des activités des services publics gaziers aux activités d'Enbridge tout en maintenant les services auxquels nos clients existants et nos nouveaux clients s'attendent.

« Dans notre secteur Oléoducs, nous continuons d'observer un taux d'utilisation record à l'échelle du réseau, y compris pour le réseau principal. Les droits provisoires sont entrés en vigueur le 1^er juillet, et nous prévoyons déposer l'entente de tarification pour le réseau principal auprès de la Régie de l'énergie du Canada d'ici la fin de l'année. À notre centre énergétique Ingleside, nous avons exporté des volumes sans précédent, ce qui met en relief la demande mondiale accrue et l'avantage concurrentiel dont nous bénéficions en offrant à nos clients le tracé le plus économique depuis le bassin permien jusqu'aux marchés côtiers. Enfin, compte tenu de la rétroaction de la part de la clientèle, nous avons augmenté et relancé l'appel de soumissions exécutoires pour le pipeline Flanagan Sud et prévoyons faire de même pour le pipeline Gray Oak au quatrième trimestre; nous prévoyons également offrir un service d'acheminement complet par l'intermédiaire d'exportations à partir du centre énergétique Ingleside d'Enbridge (« EIEC »).

« Dans le secteur Transport de gaz et services intermédiaires, nous poursuivons l'agrandissement de nos infrastructures actuelles afin de soutenir la croissance de la demande de gaz naturel  sûr, fiable et abordable. Nous avons lancé un appel de soumissions exécutoires pour le pipeline Algonquin qui permettra un acheminement des plus nécessaires en Nouvelle-Angleterre et contribuera à stabiliser les prix de l'énergie. Par ailleurs, nous avons conclu l'acquisition d'actifs d'Aitken Creek le 1^er novembre, ce qui contribuera à notre stratégie d'exportation de GNL dans l'Ouest canadien.

« Au sein de notre entreprise de distribution de gaz en Ontario, nous nous attendons à une autre bonne année en ce qui a trait à la croissance de la clientèle, et la CEO a approuvé une proposition de règlement partiel pour la première phase dans le cadre de notre demande de modification de tarifs en Ontario. Nous nous attendons à ce que la CEO rende une décision définitive pour les questions en suspens sur les tarifs de 2024 d'ici la fin de l'année.

« Dans le secteur Production d'énergie renouvelable, nous avons rehaussé notre portefeuille européen en doublant presque notre participation économique dans les projets éoliens extracôtiers Hohe See et Albatros, au large des côtes de l'Allemagne. Cette acquisition devrait avoir un effet positif immédiat sur les FTD par action et contribuera à nos objectifs de croissance et de transition énergétique.

« Nous sommes également ravis d'annoncer qu'Enbridge a fait l'acquisition d'installations de production de gaz naturel renouvelable à partir de sept sites d'enfouissement situées au Texas et en Arkansas auprès de Morrow Renewables. Cette transaction représente un portefeuille unique à risques réduits d'actifs de GNR exploitables et adaptables. Les installations de production de GNR à partir de sites d'enfouissement dont la totalité de la capacité fait l'objet de contrats auront un effet positif immédiat sur les FTD par action et permettront d'accélérer notre progression vers nos objectifs de transition énergétique. Je suis heureux d'accueillir les membres de l'équipe de Morrow Renewables au sein de la famille Enbridge.

« Nous continuons de faire preuve de rigueur en matière de répartition des capitaux, et chacun de nos placements générera des rendements attrayants ajustés selon le risque. Depuis le début de l'exercice, nous avons mené à bien des fusions et acquisitions relutives d'une valeur supérieure à 3 G$, et nous sommes en bonne voie de mettre en service des projets d'investissement d'environ 3 G$ d'ici la fin de l'exercice. Notre situation financière continue d'être solide, et les exigences de financement pour tous nos projets annoncés récemment ont été prises en compte au moment des acquisitions des services publics gaziers. Nous avons clos le trimestre avec un ratio de la dette sur le BAIIA se situant dans la partie inférieure de notre fourchette cible, et ce, avant la prise en compte de l'incidence favorable du financement préalable des acquisitions. »

SOMMAIRE DES RÉSULTATS FINANCIERS

Les résultats financiers des trimestres et des périodes de neuf mois clos les 30 septembre 2023 et 2022 sont résumés dans le tableau ci‑après :

Le bénéfice attribuable aux porteurs d'actions ordinaires conforme aux PCGR pour le troisième trimestre de 2023 a diminué de 747 M$, ou 0,37 $ par action, comparativement à la période correspondante de 2022, en raison surtout de certains facteurs hors exploitation, notamment l'absence en 2023 d'un gain de 1 076 M$ (732 M$ après impôts) à la clôture de l'opération de fusion de coentreprises avec Phillips 66 ayant donné lieu à la restructuration de nos participations économiques indirectes dans Gray Oak Pipeline LLC (« Gray Oak ») et DCP Midstream, LP (« DCP ») ainsi que l'absence en 2023 d'une économie d'impôt reporté de 95 M$ comptabilisée en raison de la réduction du taux d'imposition des sociétés en Pennsylvanie. Les facteurs ci-dessus ont été annulés en partie par une perte nette latente hors trésorerie de 732 M$ (552 M$ après impôts) liée à la juste valeur d'instruments dérivés en 2023, comparativement à une perte nette latente de 1 334 M$ (1 021 M$ après impôts) en 2022, qui reflète les variations de la valeur de marché des instruments financiers dérivés utilisés pour gérer le risque de change et le risque lié au prix des marchandises.

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 troisième trimestre de 2023 de la société déposé conjointement avec les états financiers du troisième trimestre pour un commentaire détaillé sur les résultats financiers conformes aux PCGR.

Au troisième trimestre de 2023, le BAIIA ajusté a augmenté de 113 M$ comparativement à celui de la période correspondante de 2022. Cette hausse s'explique principalement par l'apport des participations économiques accrues dans le pipeline Gray Oak et le pipeline Cactus II au deuxième semestre de 2022 et au début de 2023 ainsi que par la hausse des volumes sur le réseau principal et le pipeline Gray Oak de même qu'à l'EIEC. Ces facteurs ont été annulés en partie par le recul du bénéfice découlant de notre participation réduite dans DCP, la baisse des prix des marchandises ayant eu une incidence sur DCP et Aux Sable, la diminution des droits sur le réseau principal et le moment des demandes pour les services de stockage et des coûts de transport de l'entreprise de distribution de gaz.

Au troisième trimestre de 2023, le bénéfice ajusté a diminué de 92 M$, ou 0,05 $ par action, principalement en raison de l'augmentation des coûts de financement attribuable à la hausse des taux d'intérêt, à l'augmentation de la charge d'amortissement sur les nouveaux actifs mis en service au cours de l'exercice précédent et à l'accroissement du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle provenant de la vente d'une participation hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines exploités par Enbridge à Athabasca Indigenous Investments au troisième trimestre de 2022, ces facteurs étant annulés en partie par la hausse des apports au BAIIA ajusté susmentionnés.

Au troisième trimestre de 2023, les FTD ont augmenté de 72 M$, en raison surtout de la hausse des apports au BAIIA ajusté susmentionnés ainsi que de l'augmentation des distributions en trésorerie supérieures à la quote-part du bénéfice de Gray Oak et de DCP, ces facteurs étant annulés en partie par l'augmentation des coûts de financement attribuable à la hausse des taux d'intérêt, l'échéancier des décaissements au titre des investissements de maintien et l'augmentation des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle, tel qu'il est décrit ci-dessus.

La rubrique Résultats financiers du troisième trimestre de 2023 ci-après présente de l'information financière détaillée ainsi qu'une analyse des résultats. 

PERSPECTIVES FINANCIÈRES

La société confirme ses prévisions financières pour 2023 pour ce qui est du BAIIA et des FTD. Les résultats des neuf premiers mois de 2023 sont conformes aux attentes de la société et cette dernière prévoit que ses entreprises continueront de connaître une forte utilisation de la capacité ainsi qu'un bon rendement de l'exploitation pour le reste de l'exercice, compte tenu du caractère saisonnier normal des activités.

La solide performance opérationnelle des neuf premiers mois de l'exercice devrait être contrebalancée par des coûts de financement plus élevés, en raison de la hausse des taux d'intérêt, du financement préalable des acquisitions de services publics gaziers aux États-Unis et de la baisse des droits sur le réseau principal.

MISE À JOUR SUR LE FINANCEMENT

Financement préalable des acquisitions 

Depuis l'annonce des acquisitions, Enbridge a mobilisé au préalable une somme d'environ 8,3 G$ aux fins du financement, sur la contrepartie totale en trésorerie de 12,8 G$ (9,4 G$ US), ce qui réduit considérablement le risque inhérent à l'exécution du programme de financement de la société. 

Ce financement préalable comprend l'émission de 102,9 millions d'actions ordinaires (le « placement ») pour un produit brut d'environ 4,6 G$ CA, compte tenu de l'option de surallocation de 15 % des preneurs fermes. La société a également émis des billets subordonnés hybrides de 60 ans aux États-Unis d'un montant de 2,0 G$ US de même que des billets subordonnés hybrides de 60 ans au Canada d'un montant de 1,0 G$ (collectivement, l'« émission de billets hybrides »), qui seront partiellement traités comme des capitaux propres par les agences d'évaluation du crédit. Au moment de leur émission, ces titres de créance ont fait l'objet de couvertures substantielles à des taux inférieurs aux taux en vigueur sur le marché.

Enbridge prévoit utiliser le produit net total du placement et de l'émission de billets hybrides pour rembourser sa dette actuelle à court terme et, ultimement, pour financer une partie de la contrepartie en trésorerie totale payable dans le cadre des acquisitions. Les exigences de financement restantes pourront aisément être satisfaites au cours de l'exercice à venir au moyen de diverses options, notamment l'émission de billets de premier rang non garantis, le programme de recyclage du capital continu de la société, la réactivation possible du régime de réinvestissement des dividendes et de rachat d'actions d'Enbridge et les émissions d'actions ordinaires au cours du marché.

Généralités

Le 17 août 2023, Pipelines Enbridge Inc., filiale entièrement détenue d'Enbridge, a émis des billets de premier rang de 30 ans d'un montant de 350 M$. Cette émission de titres de créance a fait l'objet d'une couverture complète à des taux avantageux.

Le 4 octobre 2023, Enbridge Gas Inc., filiale entièrement détenue d'Enbridge, a émis des billets de premier rang totalisant 1 G$ composé de billets de premier rang de 5 ans d'un montant de 250 M$, de billets de premier rang de 10 ans d'un montant de 400 M$ et de billets de premier rang de 30 ans d'un montant de 350 M$. Ces émissions de titres de créance ont fait l'objet de couvertures partielles à des taux inférieurs aux taux en vigueur sur le marché.

Le produit de ces placements a servi au remboursement de la dette à court terme, au paiement de dépenses en immobilisations et à des fins générales de la société. 

Enbridge prévoit que son ratio de la dette sur le BAIIA en fin d'exercice s'établira sous la partie inférieure de la fourchette cible de 4,5x à 5,0x en raison du financement préalable des acquisitions.

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

Au cours du troisième trimestre, la société a ajouté des projets d'investissement de croissance d'environ 5 G$ dans le cadre de son programme d'investissement garanti, en raison essentiellement de l'acquisition de services publics gaziers aux États-Unis (en présumant la clôture réussie des acquisitions).

Le programme de croissance garanti actuel de la société s'élève maintenant à environ 24 G$ jusqu'en 2028, et la société s'attend à mettre en service des installations représentant près de 3 G$ en 2023, y compris le programme de modernisation du secteur Transport de gaz et le programme de croissance des services publics du secteur Distribution de gaz. Le programme d'investissement de croissance garanti s'appuie sur des cadres commerciaux en harmonie avec le modèle à faible risque d'Enbridge.

ACTUALITÉS

Acquisition par Enbridge de services publics gaziers de Dominion 

Le 5 septembre 2023, Enbridge a conclu trois ententes définitives distinctes avec Dominion Energy, Inc. en vue de l'acquisition de The East Ohio Gas Company, de Questar Gas Company et ses sociétés affiliées Wexpro, et de Public Service Company of North Carolina pour un prix d'achat totalisant 14,0 G$ US se composant d'une contrepartie en trésorerie de 9,4 G$ US et de la prise en charge de la dette de 4,6 G$ US, sous réserve des ajustements de clôture habituels. La clôture des acquisitions demeure prévue pour 2024, sous réserve de la satisfaction des conditions de clôture d'usage, y compris l'obtention des approbations requises de la part des organismes de réglementation fédéraux et étatiques. Depuis le début de l'exercice, la société a considérablement réduit le risque inhérent à son programme de financement des acquisitions et s'est assurée d'avoir accès à de nombreuses options relativement au solde du montant du financement.

Au cours des semaines ayant suivi l'annonce des acquisitions, Enbridge a mis sur pied une équipe spécialisée en intégration qui veillera à ce que cette intégration des services publics gaziers aux activités actuelles de la société se déroule sans heurts. Les équipes responsables de la réglementation d'Enbridge et de Dominion travaillent à l'obtention des approbations requises de la part des organismes de réglementation fédéraux et étatiques aux États-Unis aux fins de la réalisation des acquisitions. Les périodes d'attente en vertu de la Hart-Scott-Rodino Antitrust Improvements Act sont arrivées à échéance le 1er novembre.

Augmentation de la présence d'installations éoliennes extracôtières au large de l'Allemagne 

Enbridge, par l'intermédiaire de sa filiale en propriété exclusive, a conclu une entente définitive avec une filiale en propriété exclusive de l'Office d'investissement du Régime de pensions du Canada (« Investissements RPC ») visant l'acquisition de ses participations dans les installations éoliennes extracôtières Hohe See et Albatros pour une contrepartie totalisant  625 M€ se composant d'un montant en trésorerie de 267 M€ et de la prise en charge de la dette de 358 M€. Collectivement, ces installations éoliennes produisent un total de 2,5 millions de mégawattheures d'électricité et fournissent de l'énergie à plus de 700 000 foyers. Cette acquisition viendra ajouter des flux de trésorerie distribuables rentables et garantis par le gouvernement au portefeuille d'énergie renouvelable en croissance et diversifié sur le plan régional d'Enbridge. Enbridge détiendra indirectement 49,89 % de Hohe See et d'Albatros (25,44 % avant la clôture de l'acquisition).

Acquisition d'installations de production de GNR de qualité à partir de sites d'enfouissement

Enbridge a conclu une entente visant l'acquisition d'installations de production de gaz naturel renouvelable à partir de sept sites d'enfouissement situées au Texas et en Arkansas auprès de Morrow Renewables, ce qui reflète l'engagement d'Enbridge à devenir un chef de file du secteur du GNR. Les actifs de Morrow recueillent, compriment et traitent un GNR de qualité suffisante pour être acheminé par pipeline à partir de sites d'enfouissement et sont tous situés dans des régions dont la population est en croissance et qui favorisent les partenariats avec les municipalités. Dans l'ensemble, ces projets produisent plus de 4 Gpi³ de GNR par année et généreront des numéros d'identification renouvelables (« NIR ») de catégorie D3. La contrepartie devrait totaliser 1,2 G$ US. Ces actifs contribueront immédiatement au BAIIA et devraient avoir un effet positif au cours de leur première année complète de détention. La clôture de la transaction est prévue pour le début de 2024, et environ 60 % de la contrepartie sera versée de façon échelonnée au cours des deux années subséquentes.

Requête tarifaire au titre du modèle de réglementation incitative d'Enbridge Gas

En octobre 2022, Enbridge Gas Inc. (« Enbridge Gas ») a déposé sa requête auprès de la Commission de l'énergie de l'Ontario (la « CEO ») en vue de l'établissement d'un cadre tarifaire fondé sur un modèle de réglementation incitative pour 2024 à 2028. La requête initiale demandait l'approbation en deux phases afin d'établir la base tarifaire de 2024 (la « phase 1 ») en fonction du coût des services et de déterminer le mécanisme de plafonnement des tarifs (la « phase 2 ») à utiliser pour le reste de la période de réglementation incitative (2025-2028). Une troisième phase (la « phase 3 ») a été ajoutée dans le cadre de la proposition de règlement partiel pour la phase 1 (la « proposition de règlement ») déposée auprès de la CEO.

Le 17 août 2023, la CEO a approuvé la proposition de règlement en soutien à l'établissement de tarifs justes et raisonnables entrant en vigueur le 1^er janvier 2024. Les points résolus en tout ou en partie comprennent :

• les ajouts à la base tarifaire jusqu'en 2022, inclusivement;
• les taux d'intérêt sur la dette et le rendement des capitaux propres;
• les comptes de report et les comptes d'écart;
• la participation des Autochtones;
• l'approche de mise en application des tarifs pour 2024.

L'audience relative à la phase 1 afin d'examiner les éléments non résolus de la proposition de règlement a eu lieu. La CEO devrait rendre une décision au sujet des points non résolus de la phase 1 au quatrième trimestre de 2023. La phase 2 permettra de déterminer le mécanisme d'établissement de tarifs préférentiels pour 2025-2028 et de régler les questions relatives au coût du gaz et à la répartition des services de stockage non réglementés. Quant à la phase 3, elle traitera de la répartition des coûts ainsi que de l'harmonisation des tarifs et des catégories de tarifs entre les anciennes zones de tarification.

Enbridge relance l'appel de soumissions pour Flanagan Sud 

Compte tenu de la rétroaction de la part du marché, la société a augmenté et relancé l'appel de soumissions prévoyant des contrats à long terme de transport sur le pipeline Flanagan Sud (« PFS »). Le PFS assure le transport sur le réseau principal d'Enbridge depuis le terminal d'Enbridge à Flanagan, en Illinois jusqu'à un point de livraison à proximité de Houston, au Texas, au moyen du pipeline Seaway. Si l'appel de soumissions est fructueux, le PFS sera sous contrat à terme à presque 90 % de sa capacité de 720 kb/j, ce qui renforcera la forte utilisation sur l'ensemble du réseau, notamment du PFS et du réseau principal.

Entente de tarification pour le réseau principal

Au deuxième trimestre, Enbridge a conclu une entente de principe à l'égard d'un règlement négocié (le « règlement ») avec les expéditeurs pour les droits liés au transport sur son réseau principal. Le règlement vise les tronçons canadien et américain du réseau principal et permet de poursuivre l'exploitation du réseau principal en tant que réseau de transport commun accessible à tous les expéditeurs selon un processus de nomination mensuel. Enbridge prévoit déposer le règlement, qui sera assujetti à l'approbation des organismes de réglementation et à d'autres approbations, auprès de la Régie de l'énergie du Canada d'ici la fin de l'année.

RÉSULTATS FINANCIERS DU TROISIÈME TRIMESTRE DE 2023 

BAIIA par secteur et flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation conformes aux 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 de 1,34 $ CA/$ US au troisième trimestre de 2023 comparativement au trimestre correspondant de 2022 (1,31 $ 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

Le BAIIA ajusté du secteur Oléoducs a augmenté de 56 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2022, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'apport accru du réseau de la côte du golfe du Mexique et du milieu du continent en raison principalement de l'augmentation de nos participations dans le pipeline Gray Oak et le pipeline Cactus II acquises au deuxième semestre de 2022;
• la hausse des volumes sur le pipeline Gray Oak et au centre énergétique Ingleside d'Enbridge;
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2023, comparativement à la période correspondante de 2022; ces facteurs étant annulés en partie par
• la baisse des droits sur le réseau principal en raison de l'entrée en vigueur de nouveaux tarifs provisoires le 1^er juillet 2023 et la baisse des droits supplémentaires au titre du programme L3R, déduction faite de la hausse du débit sur le réseau principal;
• la baisse des volumes sur le PFS.

Transport de gaz et services intermédiaires

• Le BAIIA ajusté du secteur Transport de gaz et services intermédiaires a diminué de 66 M$ par rapport à celui du troisième trimestre de 2022, principalement en raison de ce qui suit :
• la diminution de l'apport du réseau principal découlant de la baisse du prix des marchandises ayant eu une incidence sur nos coentreprises DCP et Aux Sable;
• la diminution de l'apport du réseau principal découlant de la réduction du bénéfice tiré de notre participation dans DCP en raison de la diminution de notre participation à la suite de l'opération de fusion de coentreprises conclue avec Phillips 66 au cours du troisième trimestre de 2022;
• la diminution de l'apport du placement d'Enbridge dans le pipeline Alliance en raison de la diminution du différentiel de base AECO-Chicago, ces facteurs étant annulés en partie par
• l'incidence favorable de la conversion du bénéfice libellé en dollars américains à un taux de change moyen supérieur en 2023, comparativement à la période correspondante de 2022;
• l'apport de Tres Palacios, acquis au deuxième trimestre de 2023.

Distribution et stockage de gaz

Le BAIIA ajusté du secteur Distribution et stockage de gaz varie habituellement en fonction des saisons. Il est généralement plus élevé au premier et au quatrième trimestres en raison de la demande de volumes supérieurs durant la saison de chauffage. L'ampleur des fluctuations saisonnières du BAIIA varie d'un exercice à l'autre puisqu'elle reflète l'incidence sur les volumes acheminés du temps plus chaud ou plus froid que la normale.

Au troisième trimestre, le BAIIA ajusté a subi une incidence négative de 22 M$ en raison principalement des importants facteurs commerciaux suivants :

• la hausse de la demande de services de stockage et des coûts de transport de 35 M$, qui reflète la résorption partielle de l'effet auparavant favorable du moment de la comptabilisation de ces coûts, ce facteur étant annulé en partie par
• la hausse des charges de distribution découlant de la majoration des tarifs et de l'élargissement de la clientèle.

Comparativement aux prévisions météorologiques normales prises en compte dans les tarifs, l'incidence des conditions météorologiques aux troisièmes trimestres de 2023 et de 2022 a été négligeable.

Production d'énergie renouvelable

Le BAIIA ajusté du secteur Production d'énergie renouvelable a augmenté de 6 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2022 en raison de ce qui suit :

• les frais d'aménagement perçus pour certains projets d'énergie solaire et éolienne, ce facteur étant annulé en partie par
• la diminution des ressources éoliennes et la baisse du prix de l'énergie aux installations éoliennes extracôtières en Europe.

Services énergétiques

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques dépend des conditions du marché, et les résultats pour une période donnée peuvent ne pas être représentatifs de ceux des périodes futures.

Le BAIIA ajusté du secteur Services énergétiques a augmenté de 94 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2022, principalement en raison des facteurs suivants :

• l'expiration d'engagements liés au transport;
• la réalisation de marges favorables à l'égard des installations pour lesquelles nous avons des obligations de capacité et des occasions de stockage;
• un déport moins marqué sur les marchés comparativement à la période correspondante de 2022.

Éliminations et divers

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 de l'unité Éliminations et divers a augmenté de 45 M$ comparativement à celui du troisième trimestre de 2022, en raison du moment du recouvrement des frais d'exploitation et d'administration et de la hausse des gains de change réalisés sur les dénouements de couvertures.

Flux de trésorerie distribuables

Au troisième trimestre de 2023, les FTD ont augmenté de 72 M$ comparativement à ceux du troisième trimestre de 2022, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à l'accroissement du BAIIA ajusté ainsi que :

• de l'accroissement de l'excédent des distributions en trésorerie sur la quote-part du bénéfice de Gray Oak et DCP, ce facteur étant annulé en partie par
• la hausse des taux d'intérêt ayant une incidence principalement sur les titres de créance à taux variable;
• le report de décaissements au titre des investissements de maintien au cours de l'exercice précédent;
• l'accroissement des distributions aux participations ne donnant pas le contrôle provenant de la vente d'une participation hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines exploités par Enbridge à Athabasca Indigenous Investments au troisième trimestre de 2022.

Bénéfice ajusté

Le bénéfice ajusté a diminué de 92 M$ et le bénéfice ajusté par action a diminué de 0,05 $ par rapport à celui du troisième trimestre de 2022, principalement en raison des facteurs d'exploitation susmentionnés ayant contribué à la hausse du BAIIA ajusté, contrebalancés par ce qui suit :

• la charge d'amortissement plus élevée en raison des actifs mis en service en 2022;
• l'augmentation de la charge d'intérêts découlant de la hausse des taux d'intérêt ayant une incidence sur les titres de créance à taux variable;
• l'accroissement du bénéfice attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle provenant de la vente d'une participation hors exploitation de 11,57 % dans sept pipelines exploités par Enbridge à Athabasca Indigenous Investments au troisième trimestre de 2022.

CONFÉRENCE TÉLÉPHONIQUE

Enbridge tiendra une conférence téléphonique et une webdiffusion le 3 novembre 2023 à 9 h, heure de l'Est (7 h, heure des Rocheuses) pour faire le point sur la situation de la société et passer en revue les résultats du troisième trimestre de 2023. 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/9kl65EWmGKz. 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 31 octobre 2023, notre conseil d'administration a déclaré les dividendes trimestriels ci‑dessous. Tous les dividendes sont payables le 1^er décembre 2023 aux actionnaires inscrits le 15 novembre 2023.

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 2023 et les perspectives à court et à moyen 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 prévus, le moment prévu 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 ») 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 prévu et le BAIIA ajusté prévu; 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; 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 aux installations de production de GNR à partir de sites d'enfouissement; l'appel de soumissions pour le pipeline Flanagan Sud; les prévisions en ce qui a trait à la clôture, aux avantages 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 au règlement de principe pour le réseau principal et la demande de modification des tarifs du secteur Distribution de gaz ainsi 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 et d'énergie renouvelable; les prix du pétrole brut, du gaz naturel, des LGN, du GNL 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; les demandes tarifaires et liées aux transactions, y compris les acquisitions; 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 prévu et le BAIIA ajusté prévu; 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 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 d'investissement 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.

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, des litiges, des acquisitions et des cessions et d'autres opérations et de la concrétisation des avantages prévus en découlant, 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 ou 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 deux décennies d'expérience en énergie renouvelable pour faire progresser les nouvelles technologies, y compris l'énergie éolienne et solaire, l'hydrogène, le gaz naturel renouvelable ainsi que le captage et le stockage de carbone. Nous sommes déterminés à réduire l'empreinte carbone de l'énergie que nous livrons et à atteindre la carboneutralité 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 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

RAPPROCHEMENT DU BAIIA AJUSTÉ ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

RAPPROCHEMENT DU BAIIA ET DU BÉNÉFICE AJUSTÉ

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

OLÉODUCS

TRANSPORT DE GAZ ET SERVICES INTERMÉDIAIRES 

DISTRIBUTION ET STOCKAGE DE GAZ

PRODUCTION D'ÉNERGIE RENOUVELABLE

SERVICES ÉNERGÉTIQUES

ÉLIMINATIONS ET DIVERS

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

SOURCE Enbridge Inc.